Connecteur Doc Nexans

8/18/2019 Connecteur Doc Nexans

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1 2 3 4 5

Les différents types d’isolation

Sommaire

Gaines métalliques des câbles moyenne tension

Diagnostic, monitoring et durée de vie

Technique des accessoires

Service montage

5

4

3

2

1

Montageabteilung

Garniturentechnik

Diagnose, Monitoring und Lebensdauer

Metallschirme von Mittelspannungskabel

Isolationen für Mittelspannungskabel

Dr. FrancisKrähenbühl

ClaudeBiolley

Charles

Wyler

Dr. FrancisKrähenbühl

PeterBracher

Werner

Jenni

Jean-PaulRyser

AntonMarro

Hanspeter

Bosshard

Nexans Suisse SA

2, rue de la Fabrique

CH – 2016 Cortaillod

Tél. 41(0) 32 843 55 55

Fax 41(0) 32 843 54 43


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Dr. Francis Krähenbühl

1


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1


INTRODUCTION


Le présent article porte en pre-mier lieu sur les types d’isolationqui sont utilisés sur les câblesà pose souterraine dans lesréseaux de MT. Le passage suc-cessif du papier aux isolationsthermoplastiques et plus tard auxpolymères réticulés ne s’est pasfait sans encombres. On n’avaitqu’une vague idée, au début, dela manière dont l’humidité, lesdécharges partielles, les sollici-tations mécaniques etc. allaientinfluencer le vieillissement desmatériaux.

Grâce à des efforts considé-rables en recherche et déve-loppement, les propriétés desisolations synthétiques ont été

sans cesse améliorées. Quelquesservices industriels en Suisse età l’étranger ont préféré, jusqu’àprésent, l’isolation en papierimprégné aux isolations à basede matériaux synthétiques. Nousallons évoquer les techniques envigueur aujourd’hui et les activi-tés de développement qui visentà optimiser, toujours et encore,l’isolation des câbles.

Il convient de différencier deuxgroupes principaux, soit les ver-sions rubannées et extrudées.

3

Types d’isolation et domaines d’utilisation

Papier

extrudée

PPLP

PVC

PE

XLPE

EPR

rubannée

Isolation

Les divers types usuelsd’isolation

Fig. 1.


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Les différents types d’isolation Dr. Francis Krähenbühl

Pour les câbles de BT, de MT etde HT, on utilise généralement dupapier normal, fabriqué à base defibres de cellulose. On utilise despapiers de différentes épaisseursallant de 50 à 200 µm, avec unedensité de 650 à 1000 kg/m3.Etant donné que la densité intrin-sèque des fibres est de l’ordre de1500 kg/m3, l’espace libre entre

elles doit être rempli d’élémentsd’imprégnation, comme l’huileminérale ou synthétique, ou parune sorte de cire (« masse »),migrante ou non. Cette dernièrepossède la propriété intéressanted’être fluide à une température de120 °C ce qui lui confère d’excel-lentes propriétés d’imprégnation,et de se transformer, jusqu’à latempérature maximale de service,en une masse hautement visqueu-

se. Sa composition est soumise àun contrôle rigoureux pour mainte-

nir une consistance plastique afind’assurer au câble un bon compor-tement au pliage.

Pour le domaine des très hautes ten-sions (220 kV et plus), de nouveauxtypes de papier ont été utilisés cesdernières années. Il s’agit d’un lami-né de papier et de polypropylèneappelé PPLP (PolyPropylene Lami-

nated Paper). Ce type d’isolationcombine les particularités de l’isola-tion traditionnelle au papier impré-gné avec les excellentes caracté-ristiques électriques et diélectriquesdes isolations synthétiques. Par rap-port à l’isolation papier, ce typed’isolation engendre des pertes dié-lectriques inférieures et augmente legradient de tension de claquage.Etant donné son prix supérieur, cetype d’isolation reste cependant

réservé aux câbles de très hautetension, (< 400 kV).

4

L’isolation en papi er imprégné

La plupart des thermoplastes uti-lisés aujourd’hui ont été dévelop-pés dans les années 30. Mis àpart quelques utilisations spéciales,l’emploi de PVC (PolyVinyl Chlorid)et de PE (Polyéthylène) commeisolants pour câbles ne débutaque dans les années 50. Lesessais étaient d’abord focaliséssur le PE à basse densité (LDPE)de 916-930 kg/m3 ainsi que surle PE à densité élevée (HDPE) de945-960 kg/m3.

Il s’est avéré que le comportementau vieillissement de ces matériauxn’était pas suffisant et que le point de

fusion était trop bas par rapport auxtempératures de service admissiblespour les câbles isolés au papier.

Pour pallier à cet inconvénient, ona eu recours aux procédés de réti-culation qui seront décrits dans lechapitre suivant. On a ainsi obtenule polyéthylène réticulé (XLPE pourCrossLinked PolyEthylene) et l’EPR(Ethylene Propylene Rubber), cedernier étant connu sous le nomde caoutchouc synthétique. Nousreviendrons sur les caractéristiquesintéressantes des matériaux lesplus utilisés.

L’XLPE est utilisé mondialement àtous les niveaux de tension jus-qu’à 400 kV. L’EPR est employécomme isolant pour câbles de

moyenne tension, mais son utilisa-tion est en nette diminution.

Les isolations extrudées


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1


Le diagramme ci-dessous donne unaperçu des domaines d’utilisationdes différents types d’isolation :

A tous les niveaux de tension, lesisolations en matière synthétique

réticulée remplacent petit à petitles isolations à papier imprégné.En France, on avait installé des

câbles jusqu’à 400 kV à isolationPE non réticulée. Cependant, la

fabrication de ce type de câblea été abandonnée définitivementen 1994.

5

Domaines d’utilisation

10

Isolation rubannée Isolation extrudée

3060

1

150

110

380

220

760

500

T e n s i

o n [ k V ]

Masse Huile PPLP PVC PE XLPE EPR

L’isolant du câble est recouvert,à l’intérieur et à l’extérieur, d’unecouche semi-conductrice destinéeà homogénéiser le champ élec-trique dans l’isolation. En règlegénérale, la couche semi-conduc-trice est constituée de polymères àbase d’EVA (Ethyle Vinyle Acetate)ou de matériaux similaires com-prenant 40% de graphite, noir decarbone ou de fumée pour assurerles propriétés semi-conductrices.

Au début, on accordait peu d’im-portance à ces couches semi-con-ductrices. Mais on a pu observer

que les ions qu’elles contenaientcontaminaient for tement l’isolant etrisquaient d’engendrer des arbo-

rescences d’eau (voir chapitre plusloin le traitant du vieillissement).On a ainsi rapidement renoncéaux couches de graphite pur uti-lisées dans les premiers câbles àisolation synthétique.

Par un choix approprié de la com-position chimique du polymère, onarrive à peler facilement la couchesemi-conductrice extérieure, ce quifacilite le montage. Cependant, àpart en France et aux Etats-Unis, paysqui prescrivent encore aujourd’hui lesemi-conducteur facilement pelable,on renonce de plus en plus à

cette exigence. Raisons : d’une partle coût, et d’autre part l’existenced’outils de pelage performants.

Les semi-conducteurs

Domaines d’utilisationdes différents typesd’isolation

Fig. 2.


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CABLES A ISOLATION EN PAPIER IMPREGNE


La réticulation consiste à créerdes liaisons chimiques transver-sales entre chaînes de polyéthy-lène voisines (voir fig. 3). Elleaméliore la stabilité thermiquedu matériau à des températuresnettement supérieures à celles

admissibles pour les matériauxthermoplastiques. La réticulationaugmente sensiblement les coûtsde production ce qui explique lefait qu’on renonce souvent à cettetechnique, par exemple pour lescâbles d’installation.

La méthode de réticulation la pluscourante utilise des peroxydes incor-porés dans le polymère. Aprèsl’extrusion, la réaction s’effectue àune température d’environ 210°C.Dans le tube de réticulation d’unechaînette, la pression est de 18--20bars en utilisant de la vapeur d’eau,

et de 5---10 bars avec de l’azote.

Pour la production de câbles HTet MT, on préfère la secondeméthode afin d’éviter le contactde l’isolant avec l’humidité.

Dans une chaînette, le câble esttoujours maintenu au centre du tube.Afin d’éviter toute déformation del’isolation, le câble ne doit pas tou-cher la paroi tant que le processusde réticulation n’est pas terminé.

Pour les câbles à grande épaisseurd’isolation ou ayant des conduc-teurs à forte section, la réticulations’effectue dans un tube horizon-tal (système MDCV) ou dans unetour verticale. Les deux procédésgarantissent une isolation parfaite-ment cylindrique et empêchent lephénomène de gouttage du poly-mère. Etant donné l’investissementimportant que nécessitent de telles

installations, leur usage se limite àla fabrication de câbles à haute ettrès haute tensions.

6

La réticulation chimique aux peroxydes

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

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H

C

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H

C

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C

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H

C

H

H

C

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H

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C

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C

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C

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C

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C

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C

H

C

H

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C

H

H

C

H

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C

H

Peroxyde

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

HC

H

HC

H

HC

H

HC

H

HC

H

HC

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C

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Peroxyde

H

C

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H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

Principe de la réticulation chimique avec peroxydes

Fig. 3.


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1


Les techniques de réticulation décri-tes précédemment nécessitent deséquipements de production coûteuxet complexes. Il existe une autretechnique, plus simple, qui se con-tente d’une installation comparableà une ligne d’extrusion convention-nelle. Dans ce cas, le silane rem-place le peroxyde comme agentde réticulation. Celle-ci a lieu dans

un bain d’eau chaude ou dans un«sauna» de vapeur d’eau. La diffé-rence fondamentale entre les deuxprocédés de réticulation chimique– peroxyde et silane – réside dansune liaison différente des chaînesde molécules PE voisines.

Dans le cas du peroxyde, les pro-duits secondaires de la réticulationsont pour l’essentiel le méthane,l’acétophénone et l’alcool cumy-

lique. Ces produits secondairess’évaporent sans autre avec letemps et à température ambian-te, ou peuvent être évacués pardégazage en étuve.

Il n’en est pas de même pour laréticulation au silane où l’agentde réticulation se fixe dans l’iso-lant et exerce une fonction depont lors de la liaison transversaledes chaînes de PE.

7

Réticulation chimique au silane

Les liaisons chimiques entre chaî-nes peuvent aussi être crééespar bombardement d’un faisceau

d’électrons à haute énergie dansun accélérateur de particules. Lepouvoir de pénétration étant réduit

dans le cas du PE (env. 2---3 mm),cette méthode ne convient qu’auxcâbles BT. En revanche, cette

profondeur de pénétration est plusgrande pour l’EPR ce qui permetde l’utiliser pour les câbles MT.

La réticulation physique

Principe de la réticulation chimique au Silane

Fig. 4.

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

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C

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C

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Silane

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H

C

H

H

C

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H

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H

H

C

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C

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H

C

H

H

C

H

Silane

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

H

C

H

Silane


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LE VIEILLISSEMENT DES ISOLANTS


La figure 5 résume les différentsprocédés de réticulation et endécrit les domaines d’utilisationusuels. Dans certains cas spé-ciaux, on donne la préférence àl’une ou l’autre méthode pour des

raisons particulières. Ainsi, pourla fabrication d’un câble MT àtrès grande section de conducteur(p.ex. 1000 mm2), on préférera laligne horizontale à la chaînette.

La recommandation CEI 505 [1]définit le vieillissement comme un« changement néfaste et irréversibledes systèmes isolants les rendantinaptes au service. Ces change-

ments se caractérisent par un tauxde défaillance qui augmente avecle temps ». Malgré cette belle défi-

nition, le phénomène du vieillis-sement du diélectrique n’est pasconnu, à ce jour, dans tous lesdétails. Le terme de « vieillisse-ment » est cependant toujours asso-

cié aux phénomènes de claquage,arborescences, décharges partiel-les, oxydation, etc.

8

Définition

Chimique Physique

Pression et peroxyde Silane STP

Vapeur Gaz inerte (N2) Contact Eau N2

Chaînette Tour MDCV Extrudeuse Accélérateur

BT (1 kV)

MT (< 30 kV)

HT (30 < U0 < 150 kV)

THT (U0> 150 kV)

Conducteur > 1000 mm2

Procédé

Fluide

Installation

+ +

+

–

–

–

+

+ +

+ +

–

–

–

+

+ +

+ +

+ +

–

+

+ +

+ +

+ +

+ +

+

–

–

–

+ +

+

–

–

–

{

Résumé des différents procédés de réticulation et de leurs domaines d’utilisation :

+ + bien adapté aux niveaux économique et technique

+ possible mais difficile, peu rentable, comporte des risques

– technique inadéquate

Fig. 5.

Domaines d’utilisation :


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Malgré la quantité énorme de don-nées expérimentales disponibles surle vieillissement, les phénomènesfondamentaux qui le provoquentsont loin d’être compris. Il n’estdonc pas étonnant que la duréede vie résiduelle d’un câble restedifficile à déterminer au moyend’essais de vieillissement accéléré,les conditions d’essai ne correspon-

dant jamais vraiment aux condi-tions qui règnent sur le terrain.

En attendant, fabricants et exploi-tants connaissent bien aujourd’huiles fameuses arborescences d’eaureprésentées à la fig. 6, bien queleur origine ne soit pas encoreclairement élucidée.

Ces arborescences qui décom-posent le polymère en y creusant

des microcanaux peuvent plus oumoins rapidement conduire auclaquage d’un câble en service.

Pour que les arborescences d’eauapparaissent, trois conditions doi-vent être réunies simultanément :

● la présence d’eau

● des impuretés ou inclusionsdans l’isolant, ou des irrégula-rités à l’interface isolant/semi-conducteur

●

la présence d’un champ électri-que.

Les premières générations d’isolantssynthétiques contenaient beaucoupd’impuretés, et les procédés et tech-niques de fabrication ainsi que lesessais électriques n’avaient pas leniveau actuel de propreté. Grâceà un travail de développementcontinu et de nombreuses amélio-rations, nous disposons aujourd’hui

pour les câbles de matériaux iso-lants qui sont caractérisés par undegré de fiabilité remarquable.

9

Arborescences d’eau

ESSAIS DE LONGUE DURÉE

Les facteurs suivants sont à considé-rer lors d’un essai de vieillissementd’un câble [2] : la durée de l’es-

sai, le gradient de tension, la fré-quence, la température (constanteou cyclique), la construction ducâble, le procédé de fabrication,le type d’isolation, la morphologiede l’isolant, le milieu environnant(air, eau).

Le gradient de tension en un pointquelconque x situé entre les deuxsemi-conducteurs (fig. 7) est donnépar l’équation suivante :

V Ex = x • ln (R/r )

(1)

où ( r ≤ x ≤ R ).

Exemple d’une arborescenced’eau dans un ancien câble àisolation PE thermoplastique

Fig. 6.

Gradient de tension dansun câble monopolaire

Fig. 7.

R

r

Gradientsur écran

Gradientsur conducteur

différence de potentiel = V


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1


Cet essai peut être entrepris àintervalles réguliers sur des lots deproduction standards. Les câblesqui tiennent cet essai sévère etcoûteux peuvent être considérésà juste titre comme de bonne

qualité; ils devraient résister auxconditions normales de servicedurant 40 ans au moins.

11

Etape 2

Essai Norme

Vieillissement accéléré

• Eau dans le conducteur et à la surface du idem 5.4.5c semiconducteur extérieur

• Température des échantillons : 50 ± 5 °C idem 5.4.5d

• Tension et durée de l'essai A déterminer dans le cahier des charges

Etape 3

Essai Norme

Détermination de la rigidité diélectrique idem 5.4.5e et 14.4,résiduelle des échantillons extraits de CEI 502

• Essai de tension AC par paliers idem 5.4.5f

Valeur de départ : 5 U0 = 60 kV, 5 minutes

Montée par paliers de U0 toutes les 5 minutesjusqu'au claquage • Evaluation statistique selon Weibull

Etape 4

Essai Norme

Dimensions des arborescences après 2 ans idem 5.4.5g


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CONCLUSIONS


La qualité des câbles MT à iso-lation synthétique est en généralexcellente. Des progrès considé-rables ont été réalisés ces der-nières années, tant au niveaudes matières premières qu’à celuides procédés de fabrication descâbles.

Si l’ensemble des phénomènesqui régissent le vieillissement con-tient encore des inconnues, il estcependant établi que les essaisde vieillissement accéléré four-nissent des informations significa-tives et précieuses. Les résultatspermettent une bonne évaluationde la fiabilité des différentesconstructions de câble.

[1] IEC 505, "Guide for the evaluation and identification ofinsulation systems of electrical equipment", 1975

12

Bibliographie


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Gaines métalliques des câbles moyenne tension

Claude BiolleyCharles Wyler

2


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Gaines métalliquesdes câbles moyenne tension

CÂBLES AVEC MISE À TERRE DE LA GAINE EN UN POINT


Chaque phase, répond au sché-ma équivalent suivant :

Dans un système triphasé équili-bré, les trois courants de phasesont identiques ( I R = I S = I T = I C- ).La tension induite sur les gainesmétalliques est proportionnelle aucourant I C- et à la longueur de laligne; elle est caractérisée par un

déphasage de 90° par rapport aucourant dans le conducteur.

4

Pose des câbles en triangle

l

I L

U S

écran métallique

conducteur

M : coefficient d’induction mutuelle entre

conducteur et écran [H/km]

ϖ : 2 • π • ƒ où ƒ = fréquence

l : longueur de la ligne [km]

I c : courant du conducteur [A]

→

U i = j • ϖ • l • I c • M

S

d m

S : entraxe

dm : diamètre moyen de

l’écran métallique


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2



Pour cette disposition, les valeursd’induction mutuelle M de toutesles phases sont identiques, et latension induite est de :

Soit, pour une fréquence de

50 Hz et une longueur de 1km :

Dans ce cas, les valeurs d’induc-tion mutuelle des deux câbles exté-rieurs sont identiques, mais ellesdifférent de celle du câble central,la tension induite dans les écransdes deux câbles extérieurs est doncdifférente de celle dans l’écran ducâble central :

5

Pose des câbles sur un plan

→

U i = I c • 4 • π • 50 • ln2S

• 10--4

[ V / km ]

d m

→

U i = j • I c • ϖ • l • 2 • ln2S

• 10--4

[ V / km ]

d m

S d m

U iR = j • I c • ϖ • l • 2 •→

12

32

S d m

4S d m

– + j • ln • ln • 10 -4


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2



Ce cas, correspond au schémaéquivalent suivant :

Le circuit gaine - terre sera par-couru par un courant qui dépendde la tension induite calculée ainsique de l’impédance longitudinalede l’écran.

6

Câbles avec mise à terre de la gaine en 2 points

Pour l = 1km et ƒ = 50 Hz

U i = j • I c • ϖ • l • 2 ln→ 2S

d m• 10 -4

U iT = j • I c • ϖ • l • 2 •→ 1

2

3

2

S

d m

4S

d m– – j • ln • ln • 10 -4

U iR = U iT = 4 • π • 50 • I c • [V/km] 3

2

4S

d m+

1

2

S

d m– • ln • ln

2 2→ →

U iS = 4 • π • 50 • I c • ln2S

d m• 10 -4 [V/km]

I E = U i

Z E

l

I S

I L

écran métallique

conducteur


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2


POSSIBILITÉS DE RÉDUCTION DES PERTES DE GAINE


En principe, deux possibilités s’of-

frent pour réduire, voire éliminer

les courants d’écran :

1. Accroissement de l’impédance

du circuit écran - terre, en aug-

mentant la résistance de gaineou en incorporant une impé-

dance dans le circuit.

Le courant dans l’écran sera alorsde :

Comme la valeur de ( ω L )2 estpetite par rapport à la valeur R E le terme peut être négligé dans unepremière approximation.

Il est à noter que les courants

d’écran sont indépendants de lalongueur du câble.

Les pertes de gaine sont définiespar :

Calcul des pertes de gaine

2. Réalisation d’un couplage spé-cial des gaines (système cross-bonding) qui permet d’obtenirune tension induite nulle sur lalongueur de la ligne, grâce audéphasage de 120° des cou-

rants circulant dans les troisphases de la liaison.

7

R 2 E + ( ϖ L ) 2 l • Z E =

L représente la self-induction de l’écran.

R E : résistance de gaine à température de service

L : self-induction de l’écran

avec

R 2 E + ( ϖ L ) 2

2 • π • ƒ • M • 10 -1 I E =

P Tot = ( J 2 ER + J

2 ES + J

2 ET ) • R E


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2



Dans ce contexte, il convientde signaler que sur les réseauxavec neutre isolé ainsi que surles réseaux où le courant de terreest limité, l’écran métallique estsollicité par des charges de cou-

rant de longue durée, si aucundispositif de déclenchement n’estinstallé, alors que sur les réseauxavec mise à terre directe, l’écrandoit supporter des courants decourt-circuit élevés.

L’installation d’une impédance dansle circuit écran-terre, permet deréduire les courants de gaine. A trèsgrande impédance, le courant degaine devient négligeable.

8

Incorporation d’une impédance dans le circuit écran-terre

Un accroissement de la résistancede l’écran par une diminution de lasection de l’écran n’influence quetrès peu la tension induite.

En revanche, l’impédance de l’écranaugmente, ce qui engendre uneréduction du courant et des pertes :

Ecran de câble à résistance élevée

Pour : R E1 > R E2 U E1 = U E2 I E1


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L’impédance auxiliaire peut être dedeux types, soit :

a. L’impédance insérée est unparafoudre

b. L’impédance insérée consiste enune résistance élevée

a. Le parafoudre doit être dimen-sionné de façon à ne pas réagiren cas de courts-circuits, car lespuissances libérées dans ce typede dérangement le détruiraient.D’autre part, le parafoudre doitlimiter les tensions de gaine àune valeur située au-dessous dela tension de tenue des isolationsentre les gaines et la terre

b. Une résistance élevée inséréedans le système produit enprincipe le même effet qu’unparafoudre. Toutefois, en casde sollicitation, le parafoudredevient conducteur, alors qu’unerésistance reste inchangée etne saura limiter la tension degaine. La résistance doit pouvoirsupporter des composantes lon-gitudinales de tension importan-tes qui peuvent parfois dépasserla résistance diélectrique desgaines extérieures. En termesde sollicitation électrique, cettesolution correspond approximati-vement à une ligne avec mise àterre en un point sans utilisationde parafoudres.

Cette méthode consiste en unesubdivision de la ligne en troistronçons de même longueur, équi-pés de boîtes de jonction à isola-tion longitudinale, des écrans, les

câbles étant croisés aux points dejonction.

Le schéma correspondant se pré-sente comme suit :

Avec des écrans reliés de façon àrespecter la même position géomé-trique et des conducteurs croisés,on obtiendra sur les 3 tronçons par-tiels des tensions induites identiquesdéphasées de 120°. La somme

vectorielle de ces tensions étantnulle, aucun courant ne circuleradans les gaines métalliques.

9

Installation d’un système de cross-bonding

l/3 l/3 l/3

SR T

R S R

TT S

Des tensions induites importantespeuvent être engendrées en casde court-circuit sur l’induction lon-gitudinale des boites de jonction.Une protection au moyen de para-foudres est indispensable.


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2


AVANTAGES ET INCONVÉNIENTS D’UNE RÉDUCTION DES PERTES DE GAINE


Un tel montage suppose le section-nement de la ligne en trois parties;il est relativement compliqué etonéreux. Cette solution intéressantedu point de vue technique n’est pasutilisée pour les câbles de réseaumoyenne tension.

Le seul avantage d’une réductiondes pertes de gaine réside dansune réduction des coûts de trans-port d’énergie.

10

Avantages

Selon les prescriptions de mise àterre, les valeurs limites de la ten-sion doivent être respectées aprèsraccordement de tous les câbles demoyenne et de basse tension. Dupoint de vue électrique et dans lecas d’une mise à terre des écransà chaque fin de liaison, les misesà la terre d’installations différentes

Résistance de terre du réseau

sont mises en parallèle, permettantsans investissements importants desrésistances de terre faibles.

Dans tous les cas, les tensionsde pas et de contact doivent êtrerespectées selon le diagrammesuivant :

Inconvénients

0 0,1 0,9 (sec.)

t e n s i o n s d e

p a s

e t d e

c o n t a c t

durée

1000800

600

400

200

100

80

60

40

20

2 3 4 5

zone inadmissible

zone admissible


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2



A chaque endroit du réseau, larésistance de terre doit être suffisam-ment basse pour respecter la pres-criptions de l'ordonnance fédéraledes installations à courant fort.

Calcul des résistances de terre

Valeurs de mise à terre d’un réseau à 3 stations de transformation (situation en plaine)

Valeurs de mise à terre d’un réseau à 2 stations de transformation (situation en montagne)

11

Exemple : Z TR : résistance de terre de la station transfo 8 Ω

Z T : résistance de terre ~ 20 Ω

Z E : pour longueur de 500 m ( écran 25 mm2 ) ~ 0,12 Ω

avec mise à terre desgaines à chaque poste :

poste :

Z TR = ~ 3,60 Ω pour postes A + C

Z TR = ~ 3,10 Ω pour poste B

avec mise à terredes gaines en un point : Z TR = ~ 8 Ω

Exemple : Z TRA : résistance de terre station transfo A = 8 Ω

Z TRB : résistance de terre station transfo B = 30 Ω

Z T : résistance de terre = 20 Ω

Z E : pour longueur de 3'000 m = 0,72 Ω

ST A ST B ST C Z E

Z T Z TR

Trafo A Trafo B Z E

Z T Z TRA Z TRB


24/92

2



Une mise à terre de la gaine àchaque poste, avec une faible

résistance de gaine facilite le res-pect des prescriptions, notammentdans le cas de stations de transfor-mation situées sur des sols à hauterésistance.

Avec une mise à terre en un point,les coûts des mises à terre peuventêtre sensiblement augmentés.

En choisissant une section d’écranréduite, les mises à terre des sta-

tions restent couplées par les gainesdes câbles, mais avec des résistan-

ces plus élevées. Il en résulte unediminution de la qualité de la miseà terre du réseau.

En conclusion et vu sous l’angledes mises à terre d’installations,une mise à terre à chaque postede la gaine métallique d’un câbleest généralement préférable.

Les caractéristiques d’exploitationd’un réseau de moyenne tensionse trouvent sensiblement influen-cées par le type de mise à terredu point neutre.

Dans les réseaux en milieu ruralavec prépondérance de lignesaériennes, le neutre isolé a faitses preuves pendant de longuesannées. En cas de mise à terred'une phase, les courants dedéfaut sont de l’ordre de quelquesA, dépassant rarement 10 A.

Lorsque la proportion de câblessouterrains s’accroît dans unréseau, les courants de défautaugmentent de façon importanteet peuvent atteindre plusieurs cen-taines d’ampères. La transition vers

la technique du neutre avec mise àterre inductive permet de maintenirles courants de défaut, en cas de

court-circuit monophasé, dans unordre de grandeur de 50 A.

Dès que la proportion du câbleapproche les 100 % d’un réseau,une mise à terre du neutre à basseimpédance représente un avan-tage pour l'exploitation. Dans cecas, les courants de défaut à laterre atteignent un ordre de gran-deur de quelques kA.

En règle générale, les câbles sontposés avec la condition implicited’une possibilité d’exploitation de30 à 40 ans. Ce qui précèdemontre qu’en raison de considéra-tions liées à l’exploitation, le modede mise à terre du point neutre estsujet à modification au cours de lavie d’un câble. Dès lors, il convient

de prévoir, au stade du projet, unecertaine flexibilité pour faire face àl’évolution future.

12

Section de gaine nécessaire du point de vue thermique

Valeurs de mise à terre au transfo B

avec mise à terre en deux points: Z ETB = 14,7 Ω

avec mise à terre en un point : Z ETB = 30 Ω


25/92

2



Les gaines métalliques des câblesdoivent pouvoir supporter les cou-rants suivants :

● env. 50 A durant plusieurs heu-res (neutre isolé)

● env. 50 A durant plusieurs heu-res (neutre compensé)

●

5 - 15 kA pendant 1,0 s max.(neutre mis à terre, deuxièmeniveau de procédure)

La sollicitation de l’écran dépend,bien entendu, du mode de mise àterre de la gaine :

13

Mise à terre unilatérale de la gaine

I E

I C

Mise à terre bilatérale de la gaine

(pour un courant de service de 150 A)

courant au conducteur

courant de gaine avecmise à terre en un point

courant de gaine avecmise à terre en deux points

I C = 150 + 50 = 200 A

I E = 50 A pendant des heures

I E ≅ 25 A pendant des heures

Ordre de grandeur des courants de gaine en cas de défaut à terre

Neutre isolé ou « compensé »

I C

I E / 2 I E / 2


26/92

2courant au conducteur

courant de gaine avecmise à terre en un point

courant de gaine avecmise à terre en deux points

I C = 5 A

I E = 5 kA pendant 1s max.

I E ≅ 2,5 kA

Neutre mis à terre

I E = 50 A I C = 200 A pendant des heures

I E = 5 kA I C = 5 kA pendant 1s

I E = 25 A I C = 200 A pendant des heures

I E = 2,5 kA I C = 5 kA pendant 1s

Ainsi, les câbles doivent pouvoirsupporter sans surchauffe les cou-rants suivants :

Il va de soi que l’influence thermi-que sur la température du câblediminue avec l’augmentation dela section de l’écran.

Selon le mode de mise à terreet la configuration du réseau, les

câbles à section d’écran réduitepeuvent engendrer des sollicita-tions thermiques excessives, parti-culièrement en cas de mise à terreen un point.



14

avec mise à terre en un point

avec mise à terre en deux points

En régime continu (sur câbles avecneutre isolé ou compensé), lescourants de gaine diminuent lapuissance de transit admissible

des câbles. Sauf exception, cesderniers ne sont normalement passollicités à pleine charge en régi-me d’exploitation, ce qui, en règle

générale, maintient la charge ther-mique dans des limites admissi-bles si l’écran est de dimensionsuffisante.

Courants de gaine admissibles


27/92

2



Pour un neutre isolé ou « com-pensé », la diminution de la char-ge admissible prendra, selon le

diagramme ci-dessus les valeurssuivantes pour un réseau exploitéavec un défaut à terre :

Courant de défaut à la terre: 50 A

15

90 1,0 1,5 2,0

c h a r g e a d m i s s i b l e [ % I R

]

R (résist. de gaine)[Ω/hm]

90%

Ir = 100%

80%

70%

60%

100A (courant de gaine)

2 4 0

– 3 0 0 m m 2 / 3 5 C u

1 2 0

– 1 5 0 m m 2 / 2 5 C u

9 5 m m 2 / 1 6 C u

2 4 0 m m 2 / 2 7 A l

1 5 0 m m 2 / 2 4 A l

9 5 m m 2 / 2 2 A l

75A

50A

25A

0,5

Le diagramme ci-dessous indiquela diminution de la charge admis-sible pour une pose en tuyau pourune température max. au conduc-teur de 90 °C en fonction de larésistance de gaine.

câble 1 x 120 mm2

/25 Cu : ~ 1,5 %

1 x 120 mm2/23 Al : ~ 3 %

câble 1 x 120 mm2/25 Cu : ~ 5 %

1 x 120 mm2/23 Al : ~ 15 %

Avec mise à terre en un point

Avec mise à terre en deux points


28/92

2



16

Pour un courant de court-circuitde 4 kA, des câbles du typeXKT avec des sections de plus de70 mm2 peuvent être utilisés sansdanger avec une mise à terre enun point. En revanche, avec lesconditions de court-circuit suppo-sées, cela n’est pas admissible

pour les câbles à écran réduit(feuille alu).

Pour éviter une surcharge thermiquedes câbles et gaines métalliques encas de défaut, une solution avec unemise à terre bilatérale et une faiblerésistance de gaine est préférable.

1

0

2

3

4

5

6

7 écran Céander

feuille d’aluminium

écran Pb

1 x 2 5 m m 2

1 x 3 5 m m 2

1 x 5 0 m m 2

1 x 7 0 m m 2

1 x 9 5 m m 2

1 x 1 2 0 m m 2

1 x 1 5 0 m m 2

1 x 1 8 5 m m 2

1 x 2 4 0 m m 2

1 x 3 0 0 m m 2

c o

u r a n t [ k A ]

sections [mm2]

Le diagramme suivant donne lescourants de court-circuit admissi-ble dans la gaine métallique pourun neutre mis à terre :

PROTECTION DU RÉSEAU

En règle générale, les dispositif deprotection des défauts à terre réagis-sent aux tensions et courants engen-drés par la composante monophasedu réseau. Ainsi, la sensibilité de laprotection dépend de l’impédancehomopolaire de la ligne.

Le courant de retour apparaissant encas de défaut, et qui détermine l’effi-cacité de la protection, circulera par

le sol et par les gaines métalliquessi ces dernières sont reliées en deuxpoints à la terre.

Sur les installations en zone d’ag-glomération sur le plateau, où laconductibilité du sol est de l’ordrede 100 Ω • m et où des conduitesmétalliques souterraines réduisent lacomposante ohmique de l’impé-dance homopolaire, on obtient pourcette dernière des valeurs entre 0,5et 2,5 Ω en fonction de la mise àterre de la gaine métallique.

De telles valeurs autorisent un fonc-tionnement sans perturbations desrelais de protection conventionnels.


29/92

2


INCIDENCES ÉCONOMIQUES


La situation devient critique sur leslignes relativement longues quialimentent des stations isolées enmontagne sur terrain à haute résis-tivité du sol.

Dans ce cas, la valeur réelle del’impédance homopolaire devienttrès grande lorsque les écransde câble sont interrompus ou s’ilsprésentent une grande résistivité,

ce qui engendre le risque qu’unemise à la terre ne soit pas détectéeparce que le courant de défaut esttrès petit en raison de l’impédanceélevée.

Afin de pouvoir utiliser des sys-tèmes de protection parfaitementefficaces et moins onéreux, il esttoujours judicieux de prévoir unemis à terre en deux points.

Sur certaines configurations deréseaux, un abaissement des per-tes de gaine est possible.

Si une mise à terre en un pointpermet en principe une suppres-sion totale des pertes de gaineet qu’elle constitue de ce point

de vue un avantage économique,elle risque toutefois d’engendrerdes investissements supplémentai-res considérables pour obtenir unemise à terre satisfaisante.

En raisons de ces inconvénients,cette méthode connue depuis plusde 20 ans n’est guère utilisé que

pour des cas spéciaux, surtoutpour éviter la transmission dessurtensions (générées par des phé-nomènes liés à la mise à terre)en provenance de sous-stations àniveau de tension élevée.

L’économie réalisable en termes

de pertes de gaine par une réduc-tion de la section d’écran semblenotable en valeurs absolues, maisen fait cette économie ne repré-sente que quelques pour-cent despertes totales capitalisées.

17

Méthode de calcul des pertes et de leurs coûts

Les coûts annuels d’investissementsont calculés selon la formule sui-vante :

K D = coût total d’investissement

T = taux d’amortissement

T k = frais de maintenance

avec

K G = K d • ( T + T k )

100


30/92

2



Les coûts annuels effectifs sontdonnés par la somme des coûtsd’investissement et de perte.

Pour calculer les pertes, il con-vient d’utiliser la valeur moyennequadratique de courant sur uneannée. Afin d’assurer des redon-dances et pour aménager desréserves aux surcharges momen-

tanées, les câbles sont souventsollicités, en régime normal, à20... 50% de leur capacité ther-mique seulement. Les phases decharge élevée dans certains étatsde commutation d’un réseau étantgénéralement de courte durée,elles n’entrent normalement pas enconsidération dans un calcul derentabilité.

18

Calcul de la tension de gaine

Diamètre du câble D = 38,8 mm

Diamètre de l’écran métallique d = 32,5 mm

Puissance transmissible 5MVA I = 145 A

Longueur de ligne l = 1000 m

38,8

32,5

38,8

R S T

32,5

U iRST = 4 • π • 50 • 145 • ln2 • 38,8

32,5• 10 -4 = 7,92 V

U iR = U iT = 4 • π • 50 • 145 • ln = 12,3V 3

2

4 • 38,8

32,5+1

2

38,8

32,5– • ln • ln

2

U iS = 4 • π • 50 • 145 • ln2 • 38,8

32,5• 10 -4 = 7,92 V

Câble 20 kV, 3 x 1 x 240 mm2

Exemple :


31/92

2



pour le calcul, on peut utiliser lamoyenne géométrique :

Câble 20kV, 3 x 1 x 240 mm2 triphaséchargé à 5 MVA

Résistance de gaine àtempérature de service T ≈ 30 °C

19

Calcul des courants de gaine

Ui triangulé < Uieff < Ui à plat

7,9 < Uieff < 12,3

3 8 ,8

R

S

T

32,5

Rohr 120/132

U ieff = 7 • 9 • 12,32 = 10,6V

3

Type de câble XKT ou XKT-YT

38,8

32,5

Tension induite :

Ui = 7,9 V

R E 30° = 0,537 Ω

IE =

Ui =

7,9

= 14,7 A

R E 0,537

Exemple :


32/92

2



20

Tension induite :

Ui = 7,9 V

R E 30° = 1,46 Ω

IE = Ui = 7,9 = 7,9A

R S

1,46

~38,8

~32,5

Câble à section d’écran réduite(feuille alu)

Câble 20kV, 1 x 240 mm2,chargé à 5 MVA

P = 3 • IE2 • R E

Calcul des pertes de gaine

Type de câble XKT ou XKT-YT

38,8

32,5

P = 3 • 14,72 • 0,537 = 350W

~38,8

~32,5

Câble à section d’écran réduite(feuille alu)

P = 3 • 5,42 • 1,47 = 130W


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2



Pertes totales du câble(selon CEI 287)

Influence sur les coûts annuels :

Les coûts annuels sont sonnées parles coûts d’investissement et le coûtdes pertes.

Avec mise à terre en deux points

21

Calcul des pertes

En utilisant les coûts actuels tantpour les frais occasionnés parla construction d’une liaison queceux applicables pour les coûtfinanciers et d’énergie, on obtientles résultats suivants :

Coûts annuels

L = 1000 m, câble 20 kV, 3 x 1 x 240 mm 2, charge : 145 A (5 MVA)

Var. Type de câble 1. 2. 3.

avec avec

déchargeur résistance

A 1 x 240 / 35 Cu en trèfle % 100 98,97 99,03

B 1 x 240 / 35 Cu en nappe % 100,82 98,88 98,89

C 3 x 1 x 240 / 35 Cu % 101,48 100,45 100,51

D 3 x 1 x 240 / 27 Al % 100,66 100,38 100,44

Pose Séction écran

Trêfle 35 mm2/Cu 5,34 kW

Nappe 35 mm2/Cu 5,58 kW

Triphasé 35 mm2/Cu 5,37 kW

Triphasé 27 mm2/Al 5,13 kW

Avec mise à terre en un point

Pose Séction écran

Trêfle 35 mm2/Cu 5,34 kW – 0,35 = 4,99 kW

Nappe 35 mm2/Cu 5,58 kW – 0,63 = 4,95 kW

Triphasé 35 mm2/Cu 5,37 kW – 0,35 = 5,02 kW

Triphasé 27 mm2/Al 5,13 kW – 0,13 = 5,00 kW


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2


CONCLUSIONS


1. L’utilisation d’une mise à terreen un point de la gaine métal-lique ou d’une section réduitede l’écran ne peut être généra-lisée.

2. Si une configuration de réseaudonnée permet effectivementune tel montage, les avantageséconomiques réalisables sont

en définitive très faibles.

22


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36/92

3

Diagnostic, monitoringet durée de vie

CABLES A ISOLATION EN PAPIER IMPREGNE


Les réseaux de transmission et dedistribution d'électricité représententun investissement important pourles services électriques; ils doiventégalement être le plus fiable possi-ble afin d'éviter des pertes d'exploi-tation dues à des défaillances dusystème. De nombreuses liaisonssont en service depuis 30 ans ouplus, et les responsables sont par-fois confrontés au choix de main-tenir en l'état, réparer, ou changercertaines liaisons critiques.

Il est donc essentiel de connaîtrel'état des liaisons considérées,leurs conditions d'exploitation,les mécanismes de vieillissementdans tel ou tel environnement. Il

existe aujourd'hui de nombreusestechniques permettant de diagnos-tiquer le degré de vieillissement (eta fortiori la fiabilité) de systèmesexistants. Cet article passe en revuel'état des connaissances en ce quiconcerne les câbles papier et lescâbles à isolation synthétique, tantdu point de vue du vieillissementque du diagnostic.

Enfin, sur la base des expériencesacquises ces dernières années,nous avons développé un modèlesimple décrivant la durée de vieattendue des câbles à isolationsynthétique en fonction des annéesde production entre 1970 et2000.

Pourquoi parler des câbles àisolation en papier imprégné,alors qu'ils ne représentent plusqu'un faible volume des câblesposés aujourd'hui, qu'il s'agissede câbles à huile fluide ou àmasse? En fait, ces câbles sontnaturellement les plus anciensactuellement en service, et pré-

cisément ceux pour lesquels onse pose en priorité la questionde leur remplacement. Faut-illes remplacer préventivement ouattendre qu'ils claquent ? Quellessont les liaisons à changer enpriorité ? Examinons en premierlieu leurs mécanismes de vieillis-sement les plus courants.

C'est dans les papiers eux-mêmesque l'on trouve les causes devieillissement des câbles les plusfréquentes, notamment liées à laréduction du taux de polymérisa-tion du papier. Ce phénomèneest fortement influencé par la tem-pérature, et peut varier considéra-blement d'un point à un autre du

câble (formation de points chaudspar exemple). Cette dégradationengendre une réduction de la rigi-

dité diélectrique des papiers puisdu câble, ainsi qu'une augmenta-tion des pertes diélectriques. Elleprovoque parfois des déchargespartielles avec des émissions degaz ( CO, CO2, H2, CH4, C2H6,C2H4 ) qui se dissolvent dansl'imprégnant.

La Figure 1 illustre deux exemplesde papiers brûlés par de tellesdégradations irréversibles.

3

Mécanismes de vieillissement


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3



Souvent, les câbles à papiersimprégnés étaient gainés deplomb pour assurer leur étanchéitéd'une part, et pour éviter leurdessèchement d'autre part. Orjusque vers 1960, ces gainesétaient faites de plomb pur, quia la propriété de cristalliser avecle temps et en raison des mouve-ments du câble (par exemple suiteà des vibrations ou des cyclesde charges). Les cristaux peuventalors atteindre une taille supérieu-

re à l'épaisseur de la gaine. Desfissures apparaissent ensuite trèsrapidement, avec perte de l'étan-chéité, et pénétration d'humiditéet/ou fuite de fluide imprégnant.Ces phénomènes sont illustrés à laFigure 2 ci-contre.

Ce comportement est aujourd'huicomplètement maîtrisé grâce àl'utilisation de plomb micro-allié,qui ne cristallise plus.

Exemples de dégradationssubies par des papiersisolants en service,pouvant engendrer leclaquage du câble.

4

Fig. 1.

Exemples de dégradationssubies par des papiersisolants en service, pouvantengendrer le claquagedu câble.

En haut :gaine normale.

Au milieu :gaine cristallisée(même grossissement)

En bas :fissure consécutiveà la cristallisationdu plomb.

Fig. 2.


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3



La revue Electra (une publicationde la CIGRE) a publié, dans sonédition de février 1996, les con-clusions d'un groupe de travail àpropos des méthodes de diagnos-tic des câbles et accessoires HT àisolation papier [1]. On peut résu-mer ainsi les recommandationsqui y sont faites:

● Contrôle de la pression d'huile

● Essai électrique sur la gainethermoplastique extérieure

• 5 kV DC entre la gaine métal-lique et la terre

• 1 minute

• 1 x par année

● Analyse de la structure cristal-line de la gaine de plomb

• Appliquer une solution chimi-que adéquate (à base d'aci-

de acétique)• Observer la dimension des

cristaux ainsi révélés

● Analyse d'un échantillon defluide imprégnant

• Tangente δ (qui révèle laprésence d'eau ou d'autrespolluants polaires)

• Résistivité en DC (proportion-nelle au degré d'oxydation)

•Tenue diélectrique en AC (per-

met de détecter la présencede particules conductrices)

• Teneur en humidité

• Acidité totale (présence depolluants acide et produits dedécomposition)

•Teneur en particules (comptageen fonction de la dimension)

• Analyse des gaz dissous (détec-tion de défauts naissants et/oude décharges partielles).

Comme on peut le constater, laplupart de ces analyses ne peu-vent se faire qu'en laboratoire,

après prélèvement d'un échan-tillon. Cela les rend plus précises,mais beaucoup plus difficiles àréaliser, et leur interprétation plusdélicate en raison de l'hétérogé-néité du milieu. Il peut en effet yavoir des différences importantesen fonction de la position de laprise d'échantillon.

Il existe peu d'autres techniquespouvant donner des informationspertinentes sur l'état de la liaison.Une campagne de mesures detangente δ a été effectuée dansun réseau de câbles à masse11 kV et 6 kV : 128 liaisons autotal ont été mesurées. La tan δ etsa variation en fonction de la ten-sion fournit deux informations :

1. Le niveau de base (à unetension assez basse) est une

indication de l'état actuel del'isolation-: une valeur élevéeindique une dégradation rela-tivement avancée.

2. L'augmentation du niveau avecla tension est synonyme dedécharges se produisant dansl'isolation. Une forte augmenta-tion devrait correspondre à unedétérioration en cours suscepti-ble de conduire à une avarieà court ou moyen terme.

5

Méthodes de diagnostic des câbles à isolation papier

1 Working Group 21.05,"Diagnostic methods for HVpaper cables and accessories",Electra 176, (1996).

U [kV]

t g

δ

0 1 4 7

∆ gδ

∆U

t

à 1 kV

tg δ Appréciation

[10-3]

≤ 5 en ordre

5 à 7 à discuter

> 7 à changer

entre 4 et 7 kV

Δtgδ/ΔU Appréciation [10-3/kV]

≤ 3 en ordre

3 à 4.5 à discuter

> 4.5 à changer


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40/92


41/92

3



Cette dégradation a été quasimentmaîtrisée par les mesures suivantes:

● Développement de matières pre-mières appropriées

• limitation drastique du nombred'impuretés

• semi-conducteurs produits àbase de noirs de fumée et degraphite de plus grande pureté,évitant la diffusion de particuleschargées dans l'isolation.

●

Amélioration des procédés defabrication, évitant toute contami-nation par des corps étrangers

• stockage des granulés dansdes locaux en légère surpres-sion d'air filtré

• transport pneumatique jusqu'auxextrudeuses sans contact avecl'atmosphère ambiante

• extrusion triple couche.

●

Essais de types sévères afinde qualifier les différents typesde constructions, parfois de trèslongue durée en milieu humideavec cycles de température.

● Essais de routine nettement pluscontraignants.

Tous les facteurs de vieillissementet leurs conséquences vus auTableau 1 donnent donc naissan-ce soit à des décharges partielles,

soit à des arborescences d'eau. Iln'y a pas d'autre mode de dégra-dation des isolants synthétiquesconnu à ce jour.

Pour diagnostiquer l'état d'un iso-lant inerte, on a imaginé diver-ses techniques, résumées dans leTableau 2 de la page suivante, etcommentées ci-dessous.

Rigidité diélectrique résiduelle

Cette technique simple, au cours de

laquelle on mesure la tension de cla-quage résiduelle d'un certain nombred'échantillons, donne une excellenteindication de l'état général d'uneligne. Malheureusement, elle néces-site un grand nombre d'échantillonsà tester en laboratoire, ce qui n'estpossible qu'après le changementd'un tronçon par exemple. Il est alorspossible d'estimer l'état des liaisonsde même génération.

Essai de tension AC/DCIl s'agit ici de soumettre la liaisonà une tension de l'ordre de 1.5 à

3 fois la tension de service. Si elleest tenue pendant 15 minutes, onpeut en conclure que la ligne estencore en relativement bon état.Toutefois, dans le cas contraire, unclaquage survient, nécessitant soitune réparation, soit le changementimmédiat du tronçon.

Courants de dépolarisation

Il s'agit d'une mesure intéres-sante, durant laquelle on mesurele courant de dépolarisation enfonction du temps et de la tensionde charge. Si la dépendanceavec la tension est linéaire, on enconclut que l'isolation est en bonétat. Si ce n'est pas le cas, l'iso-lation est partiellement dégradée.Il faut préciser qu'on manqueencore d'expérience avec cette

technique, et il faut beaucoup demesures pour en tirer les bonnesconclusions.

8

Méthodes de diagnostic des câbles à isolation synthétique


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3



Décharges partiellesC'est sans conteste la technique quifournit les meilleurs renseignements,puisqu'on mesure directement lesconséquences du vieillissement. Ilfaut préciser qu'elle n'est possibleque lorsque des mesures préa-lables ont été prises lors de laconstruction de la ligne pour rendrecet essai réalisable. De plus, il estextrêmement sensible aux nombreu-ses perturbations extérieures. Des

développements en cours dans plu-sieurs laboratoires laissent espérer

qu'il sera bientôt possible de l'ap-pliquer de manière relativementfiable dans le terrain. Les travauxvisent essentiellement à mettre aupoint une technique de filtrage desperturbations pour ne conserverque le signal véritablement dû aucâble ou à l'accessoire.

Parmi toutes ces méthodes, aucu-ne ne permet de déterminer à elleseule l'état de l'isolation. C'est deleur combinaison qu'on obtient les

informations les plus fiables et lesplus pertinentes.

Essais électriques destructifs

Test Commentaire In situ Valeurs Avantages Limitations

Rigidité diélectrique en AC Statistique Non ≥ 10 kV/mm Test simple Nombreux échantillons de Weibull

Claquages aux chocs Non Test simple Nombreux échantillons

Essais électriques non destructifs

Test Commentaire In situ Valeurs Avantages Limitations

Tenue AC/DC 50 Hz ou 0.1 Hz Oui 1.5 – 3 U0, Test simple Risques de destruction15 min. du câble et de dommages

Onde oscillante Oui A déterminer Equipement nécessaire,dommages possibles

Capacité, tg δ 50 Hz ou 0.1 Hz Oui A déterminer U < Uservice Alimentation 50 Hz ou 0.1Hz

Courants de dépolarisation Oui A déterminer U < Uservice Manque d'expérience

Décharges partielles 50 Hz ou 0.1 Hz Oui A déterminer Lien direct avec Source exempte de DPles mécanismes Perturbations extérieures

de claquage gênantes

Essais non électriques sur échantillons de matière

Test Commentaire Avantages Limitations

Morphologie Analyse thermique (DSC), Microscopie Histoire thermique Lien avec le vieillissementélectronique, etc. de l'échantillon peu clair

Microscopie optique Longueur et type des arborescences Information importante Mesures longues etfastidieuses

Analyse chimique Infra-rouge, UV, etc. Grande sensibilité à Equipement coûteux,de petites modifications interprétation délicate

Inspection visuelle Immersion d'un échantillon de câble Observation de l'état Besoin d'un grosdans l'huile silicone à 120°C du semi-conducteur échantillon (env. 1m),

intérieur p.ex. après un claquage

9

Techniques de diagnostic descâbles à isolation synthétique.

Tableau 2.


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3


MONITORING


Il serait intéressant de pouvoir suivreen continu l'évolution de l'état d'uneliaison, et de pouvoir ainsi planifieravec plus ou moins de précision lemeilleur moment pour la remplacer,ou pour une réparation localisée.Pour ce faire, il faut que plusieursconditions soient remplies :

1. Comme pour le diagnostic

qu'on effectue à un momentdéterminé, il faut trouver unepropriété électrique, physiqueou chimique qui varie avecl'état de la liaison.

2. Ce paramètre doit fournir uneindication sûre quant à l'étatdu système.

3. Il faut connaître le seuil à partirduquel cette propriété indiqueune dégradation substantielleou un risque pour le système.

4. Elle doit être mesurable en con-tinu, si possible sans que cettemesure n'influence le système.

Pour les câbles à huile, il est possi-ble de prélever périodiquement unéchantillon de fluide imprégnant,et d'en mesurer les propriétésmentionnées plus haut. On entirera ainsi une information d'unecertaine valeur, malheureusementvalable uniquement à l'endroit duprélèvement.

Pour les câbles à isolation synthé-tique, le problème est plus com-plexe. De nombreux essais ont étéréalisés, notamment par mesurede la température au moyen d'unefibre optique. Celle-ci peut être soitintégrée dans la structure-même ducâble (p.ex. dans l'écran, dans leconducteur, entre les phases d'uncâble tripolaire), soit posée paral-

lèlement au câble (p.ex. collée surla gaine extérieure au moment dela pose, ou plus simplement posée

à côté de la liaison). On peutensuite mesurer la température encontinu, sur toute la longueur dela ligne.

En imaginant que l'on puisse, enfonction de l'endroit où se trouvela fibre, recalculer la températureau conducteur, il n'est pas encorepossible d'obtenir une quelconqueinformation sur l'état de l'isolation.On pourra certes en tirer des ren-seignements quant au dimension-nement de la ligne, voire détecterd'éventuels points chauds; mais lelien entre température et vieillisse-ment demeure une inconnue.

Dans un avenir relativement pro-che, il sera probablement possibled'utiliser la technique de mesure desdécharges partielles pour suivre en

continu l'évolution de l'état d'uneliaison câblée. Il est déjà possibleaujourd'hui, moyennant une adap-tation assez simple de la concep-tion des jonctions, de mesurer desDP localisées en un endroit précis.Certains services électriques deman-dent d'ailleurs ce genre de construc-tion, qui leur permet d'effectuer desmesures périodiques. Pour ce quiest d'une mesure en continu sur degrandes longueurs, avec localisation

d'éventuels défauts, des développe-ments en cours ont déjà démontré lafaisabilité d'un tel système.

Quant aux autres paramètres lis-tés dans le Tableau 2, soit ils neprésentent pas d'intérêt suffisantpour en tirer des renseignementsvalables (tg δ, résistance, capa-cité), soit ils ne sont simplementpas mesurables sur site (arbores-cences). Il faudra encore patien-ter quelques années avant qu'un

système puisse déterminer à quelmoment un câble et/ou ses acces-soires doivent être remplacés.

10


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3


DUREE DE VIE DES CABLES A ISOLATION SYNTHETIQUE


La question à laquelle chaqueexploitant de réseau aimerait pou-voir répondre est « Quelle est ladurée de vie résiduelle de tel ou

tel câble ? » . Tous les travaux derecherche dans le domaine dudiagnostic ou du monitoring vontdans ce sens, mais force est d’ad-mettre qu’aujourd’hui, pas plusque pour l’être humain, il n’existe

d’outil ou de technique pour yrépondre. Il faut donc se contenterd’approximations ; c’est ce quenous tentons de faire dans ceparagraphe, à l’aide d’un modèlesimple décrivant les risques de cla-quages en fonction du temps pourles câbles à isolation synthétiqueproduits entre 1970 et 2000.

1. La première hypothèse quenous formulons est que la cour-be de durée de vie des câblesd’une même génération estune gaussienne. Comme notrebut est de donner une imageplutôt globale de l’évolution

des probabilités de claquageen fonction du temps, cetteapproximation est suffisante.

2. Les contraintes liées à l’en-vironnement dans lequel setrouve la liaison câblée ne sontpas prises en compte dans cemodèle, ce qui est naturelle-ment erroné, mais ne faussepas le raisonnement général.

3. La durée de vie des câblesd’une même génération estessentiellement le résultat dedeux paramètres : les quali-tés intrinsèques du matériauisolant, et son degré d’homo-généité. Chacun de ces deuxfacteurs va avoir une influencedifférente sur la durée de viedu câble. D’une part, plus lesqualités intrinsèques de l’isola-tion sont élevées, plus la durée

de vie moyenne du câblesera élevée, et inversement.D’autre part, plus le matériau

est homogène, plus les câblesvont vieillir d’une façon simi-laire, donc les claquages vontintervenir dans un intervalle detemps étroit. A l’inverse, si lematériau est très hétérogène,la dispersion des claquages

sera large dans le temps, avecdes claquages qui surviendrontrapidement, et d’autres aprèsde nombreuses années de ser-vice. Ces deux éléments sontillustrés à la Figure 4 ci-après.

11

Hypothèses

0 10 20 30 40 50 60

P r o b a b i l i t é

d e

c l a q u a g e

%

2

0

4

6

8

10

12 2000

1970

1980

Temps [années]

Influence des propriétés intrin-sèques et de l’homogénéitéde l’isolation sur la proba-bilité de claquage de câblesd’une même génération enfonction du temps.

Fig. 4.


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3



On constate que pour les câblesproduits en 1970, la durée de viemoyenne était relativement cour-te, car les propriétés-mêmes desmatériaux utilisés étaient assezfaibles. On en était encore auxdébuts de l’isolation synthétique,avec des semi-conducteurs àbase de graphite ou rubanés. Lamoyenne de la courbe de Gaussse situe donc aux alentours de 15ans. La dispersion (l’écart-type)est assez réduite, car l’ensembledu matériau présentait les mêmesfaiblesses-; il était donc à ce titrerelativement homogène, ou si onpréfère, il était « également mau-vais partout ».

En 1980, des progrès sensiblesont été réalisés, ce qui a aug-menté considérablement la duréede vie moyenne. À l'inverse, le

matériau est devenu relativementhétérogène, avec des livraisonset/ou des fournisseurs de qualitésvariables, d'où un plus grandedispersion de la courbe des cla-quages. Certains produits pou-vaient être excellents, et d'autrestrès mauvais.

Enfin, aujourd'hui, les efforts derecherche et développement ontconduit à des produits dont lesqualités propres sont excellen-tes, réguliers dans la qualité deproduction. En conséquence, lesdurées de vie se sont élevéesà 50 ans et plus. Comme lesmatériaux sont devenus très homo-gènes, le vieillissement devrait êtreassez sensiblement le même pourtous les câbles; ils arriveront doncen fin de vie dans une périoderelativement étroite.

Ces hypothèses nous permettentd'établir le diagramme de varia-tion des probabilités de claqua-ge en fonction du temps et desannées de production des câbles,représenté à la Figure 5.

12

Durée de vie des câbles depuis 1970

Variation de la probabilitéde claquage en fonction desannées de construction descâbles et de la durée de

service, selon le modèledécrit ci-dessus.

Fig. 5. 5

1 9 7 0

1 9 7 5

1 9 8 0

1 9 8 5

1 9 9 0

1 9 9 5

2 0 0 0

1015

2025

3035

4045

50

55

60

P r o b a b i l i t é

d e c

l a q u a g e

%

3

2

1

0

5

4

7

6

9

8

11

10

12

Durée [années]

P r o d u c t i o

n


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3


CONCLUSION


On peut certes reprocher à cemodèle sa trop gande simplicité.Il a surtout pour but de montrercomment, au vu des connaissan-ces et de l'expérience acquisesaprès 30 années de fabricationet d'utilisation des câbles à isola-tion synthétique, pourraient varierles durées de vie de ces câbles,qu'on peut résumer ainsi-:

● Années 70 :

durée de vie relativement

réduite● Années 80 :

grande dispersiondes durées de vies

● Années 90 :

nette amélioration de la duréede vie; qualité homogène.

Cette approche, et les amélio-rations qu'elle subira, devraitpermettre aux services électri-ques d'évaluer, en fonction desannées d'acquisition des liaisonscâblées, les périodes auxquellesil faudra envisager leur rempla-cement préventif, ou du moinsles périodes durant lesquelles lesrisques de défaillances sont lesplus élevés. Aux exploitants desavoir si ces risques sont accep-tables ou non…

Les mécanismes régissant le vieillis-sement et la dégradation des iso-lants de câbles sont aujourd'huiassez bien connus, de mêmeque les techniques pour réduireleurs effets et leurs conséquences.Malheureusement, il n'existe pasencore de méthode permettant dedéterminer avec un degré de pré-

cision satisfaisant l'état d'un câbleen service, si ce n'est en prélevantdes échantillons et en les analy-sant de diverses façons.

De même, il n'existe aucun moyenfiable pour suivre en continu l'évo-lution des propriétés d'une liaisondans le temps. Le monitoring de

température est extrêmement diffi-cile à interpréter, et montre très viteses limites. Plus prometteuse, lamesure des décharges partielles lelong d'une liaison n'en est encorequ'à ses débuts, et des progrèsdoivent encore être réalisés avantqu'elle puisse être généralisée.

Enfin, à l'aide d'un modèle mathé-matique relativement simple, onpeut montrer comment les progrèsréalisés sur les matériaux isolantset leur mise en œuvre ont con-tribué à une forte augmentationde la durée de vie des câbles àisolation synthétique.

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Peter BracherWerner Jenni Jean-Paul Ryser

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4


INTRODUCTION

Peter BracherWerner Jenni

Jean-Paul Ryser

Parmi les réseaux des servicesélectriques, les installations decâbles jouent un rôle important,autant technique qu’économique,dans la distribution de l’énergie.

Une installation est composée decâbles, de travaux de génie civilet de montage, ainsi que d’acces-soires pour le raccordement et lejonctionnement des câbles.Pour une exploitation fiable et de

longue durée, chaque élémentdoit présenter le même niveau dequalité. C’est pour ces raisonsque les accessoires ont les mêmesexigences que les câbles.

3

CONNEXIONS

Les connexions sont utilisées pourjonctionner des conducteurs entreeux, établir des dérivations ou fixerles conducteurs à d'autres partiesde l'installation.

En plus du courant nominal, lesconnexions de tout genre doiventêtre à même de supporter des cou-rants de court-circuit déterminés.Elles sont dimensionnées en tenantcompte des contraintes thermiqueset mécaniques au point de jonc-tion, ainsi que des courants nomi-naux et de court-circuit imposés.

Les exigences générales auxquelles

doivent satisfaire les connexions sontles suivantes :

● valeur faible et constante de larésistance ohmique afin d’éviterles chutes de tension et demaintenir l’échauffement aussifaible que possible

● résistance mécanique suffisantepar rapport aux forces de court-circuit

● résistance à la corrosion

● bonne tenue au vieillissement,également en cas de surchargeet de court-circuit

● montage simple et sûr

● absence de surveillance.

Les connexions sont à différencieren deux grandes familles : cellesqui sont démontables et celles quine le sont pas.

Soudure à l’étain, brasureSoudure TIG ou MIGSoudurs aluminothermique

Douilles à visserSerre-fils à visserSerre-fils compactsConnexions

enfichables

Sertissage

Non démontablesDémontables

Connexions

procédé deconnexion mécanique

procédé deconnexion thermique

Divers types de connexionsdisponibles

Fig. 1.


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4

Les connexions non-démontablessont les cosses, les douilles de jonc-tion, etc. Deux procédés de jonc-tionnement sont à différencier :

● le procédé thermique par bra-sure, soudure à l’étain ou sou-

dure MIG/TIG● le procédé mécanique par sertis-

sage ou poinçonnage.

Connexions non-démontables

Technique des accessoires Peter BracherWerner Jenni

Jean-Paul Ryser

Les connexions démontables utiliséessont essentiellement des connexions àvisser. La qualité d'une connexion àvisser est déterminée par sa résistanceélectrique qui se décompose en:

● résistance de contact

● résistance de renvoi (proportiond'écoulement du courant aupoint de jonction)

● résistance de corps (résistancede la matière).

Plus la force de contact est élevée,plus la résistance de contact sera fai-ble et meilleure sera la connexion.

4

Connexions démontables

Chute de tension dans uneconnexion en fonction desa force de contact

Fig. 2.

C h u t e d e t e n s i o n ∆ U

Force de contact F

Mauvaise connexion

Bonne connexion

L'évolution technique des acces-soires basse et moyenne tensiona apporté comme nouveauté laconnexion enfichable. Il s'agit d'unetige et d'une douille usinées avecprécision comprenant dans cettedernière un ou plusieurs logementspour des bandes de contacts élec-triques en alliage spécial.

Pour éviter toute déconnexionintempestive, un système de ver-rouillage mécanique interne ouexterne est indispensable. Ce der-nier est généralement accompa-gné d'un moyen de contrôle detension.


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Jean-Paul Ryser

Le brasage et la soudure à l’étainLe brasage est peu répandu dansla technique des connexions decâbles pour des raisons de tem-pérature. La soudure à l’étain estutilisée principalement pour lejonctionnement de conducteurs encuivre au moyen de manchons àsouder. Le point de solidification dela soudure se situant aux environsde 180 °C, donc ces connexionsne sont valables que pour autant

que la température de court-circuitne dépasse pas les 160 °C. Encas de sollicitations mécaniquesélevées, les connexions par sou-dure à l’étain sont à éviter.

Il est important de signaler que plu-sieurs problèmes de réalisation etde qualité sont liés à ces procédésthermiques :

● possibilité de corrosion des par-ties en contact

● apport de chaleur trop grandpouvant détériorer l’isolation desconducteurs et diminuer leur résis-tance mécanique (appareillageimportant)

● utilisation universelle impossible

● sécurité de la connexion dépen-dant de l’habileté et de l’expé-rience du monteur

● contrôle par rayon X.

Les procédés par sertissage ou poin-çonnage ont de plus en plus ten-dance à remplacer ces soudures.

Le sertissage

Le sertissage comprend plusieursméthodes dont le rétreint hexa-gonal qui est utilisé le plus cou-ramment dans la technique dejonctionnement. Ce procédé estutilisable pour les conducteurs en

aluminium ou en cuivre, de géo-métrie ronde ou sectorale et deconstruction massive ou câblée.

L’avantage principal du rétreinthexagonal est que tout type deconducteurs peut être assembléavec le même outillage.

Pour les sections jusqu’à 185 mm2 environ, on peut utiliser les pressesà main, tandis que pour les plusgrosses sections, les presses hydrau-liques sont de rigueur.

5

Sertissage hexagonal : Sertissage de cosses et douilles en cuivre« exécution normal », selon DIN 46235 / DIN 46267, cosses etdouilles en aluminium. Domaine d'application : 6 - 1000 mm2

Poinçonnage : Poinçonnage de cosses et douilles en cuivre « exécu-tion normal », des douilles de réduction selon DIN 46234 et des tubea sertir selon DIN 46230, douilles de réduction isolées, des cosses encuivre pour conducteur à fils fins ainsi que des cosses en nickel.Domaine d'application : 0.75 - 400 mm2

Sertissage demi-rond: Sertissage de cosses doubles, des bornes C,des cosses et douilles isolées en cuivre, des douille à sertir selonDIN 48217. Domaine d'application: 0.1 - 185 mm2

Sertissage avec encoche : Sertissage de cosses et douilles en cuivre

«exécution normal», des cosses en cuivre pour conducteur à fils fin.Domaine d'application : 6 - 400 mm2

Poinçonnage : Poinçonnage de cosses et douilles en cuivre«exécution normal», cosses et douilles en nickel.Domaine d'application: 4 - 95 mm2

Sertissage trapézoïdal : Sertissage de divers douilles simples et dou-bles. Domaine d'application : 0.14 - 185 mm2

Poinçonnage : Poinçonnage de divers douilles simples et doubles.Domaine d'application : 0.5 - 35 mm2

Sertissage carré : Sertissage de divers douilles simples et doubles.Domaine d'application : 0.14 - 10-mm2

Sertissage roulé (Crimpung) : Sertissage de connecteurs plats etdivers douilles selon DIN 46228, partie 2.Domaine d'application : 0.1 - 6 mm2

Sertissage rond : Sertissage pour conducteurs sectorals de 900 à1200. Domaine d'application : 10 sm - 300 sm, 35 se - 300 se

Poinçonnage à quatre encoches : Poinçonnage de cosses et douillesen cuivre «exécution normales», selon DIN 46238 / DIN 46267,cosses pour conducteurs à fils fin, cosses et douilles en aluminium,douilles de réduction selon DIN 46234.Domaine d'application : 10 - 300 mm2

Sertissage en croix : Sertissage de connecteurs ronds et deconnecteurs femelles .Domaine d'application : 0.4 - 4 mm2

Comparaisons des différentespossibilités de déformationpar sertissage

Fig. 3.


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Jean-Paul Ryser

Comme pour les connexions vis-sées, la résistance de contact desconnexions serties est un critèrede qualité prépondérant. La figuresuivante montre la résistance totalecorrespondant à la résistance deserrage (appelée aussi résistancede contact dans la littérature) età la force de retenue de la con-nexion en fonction de la pro-fondeur de l'empreinte. Pour unelongueur donnée de l'empreinte, ilexiste une plage favorable de pro-fondeur de sertissage pour laquellela résistance de contact est faible

et la force de retenue maximale.Une relation déterminée existepour chaque système de presseentre le diamètre du conducteur etcelui de la douille avant et aprèsle sertissage. Les outillages depresse actuels sont conçus de tellefaçon que le degré de sertissagesoit automatiquement limité, doncindépendant du jugement du per-sonnel de montage. Il en résulteune bonne et constante qualitédes connexions serties.

La soudure

La soudure aluminothermique estutilisée tout comme la soudure MIGou TIG pour des cas spéciaux enhaute tension.

Avec un personnel hautement qua-lifié et des systèmes de refroidis-sement appropriés pour éviter toutaffaiblissement de l'isolation, nousprofitons d'un profil équidiamétraltrès avantageux pour les jonctionsde câbles à isolation synthétique.

Pour des raisons de mise en oeuvre,cette application est fort limitée.

NEXANS Suisse tient à votre dis-position un large programme deconnexions et de raccords comme,par exemple :

● cosses de raccordement à vis-ser et à sertir

● tubes et tiges de raccordementà souder ou à sertir

● manchons de jonction à souderou à sertir

●

serre-fils à visser, simples oucompacts avec isolation

● connexions enfichables.

6

Résistance de passage etforce de maintien mécaniqued'un sertissage hexagonal enfonction de la profondeur del'empreinte

Fig. 4.

R e s i s t e n c e d e p a s s a g e R p

F o r c e d e

m a i n t i e n

Profondeur

zone

favorable

Rp

Force demaintien


52/92

4

Air εr ~1

90%

80%

70%60%

50%

30%

40%

10%20%

Semi-conducteur

extérieur demise à terre

Conducteur

emi-conducteurntérieur

olation εr ~2,3


CHAMPS ÉLECTRIQUES

Peter BracherWerner Jenni

Jean-Paul Ryser

Le guidage du champ électriquedans les accessoires dépend de lafaçon dont celui-ci est guidé dansle câble concerné.

Les câbles basse tension ont unchamp électrique libre à traversla couche isolante du conducteur(absence de couches semi-conduc-trices). De ce fait, aucune mesurespéciale n'est nécessaire dans l'ac-cessoire.

Les câbles ceinture à isolationpapier jusqu'à 10 kV ont un champélectrique commun, mais par contreune gaine métallique commune. Enraison de la tension plus élevée,

des distances plus grandes entre lesphases et contre terre sont exigées.Le champ électrique n'est pas guidédirectement.

Tous les autres types de câblesmoyenne et haute tension dès 3kVsont munis d'un écran « Höch-städter ». Le champ électrique estainsi guidé par deux cylindres semi-conducteurs interne et externe à lacouche isolante et est, de ce fait,très homogène.

Le passage vers un champ libre(ligne aérienne, jeux de barres)exige alors un guidage correctpour la transition.

Comme le montre la figure suivante,les lignes de champ équipotentiellessont régulièrement réparties dansla partie câble sous l'écran «Höch-städter». A l'arrêt de l'écran, ces der-nières se resserrent et en l'absenced'un guidage du champ, provoquentdes décharges partielles suivies àcourt ou long terme d'un claquage.

Pour éviter ces décharges ou uncontournement extérieur, une desmesures suivantes est nécessaire :

● guidage capacitif du champélectrique par déflecteur

● guidage résistif ou réfractif duchamp électrique

● guidage avec couche d’oxy-dede zinc.

7

Sans guidage

Lignes de champ à l'extrémité d'unsemi-conducteur sans guidage

Fig. 5.


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Jean-Paul Ryser

L'écran du câble est prolongéd'une hyperbole qui ouvre pro-gressivement le champ électrique.Ce déflecteur est métallique ousemi-conducteur suivant le type decâble. Il est également essentielque le volume intérieur du déflec-teur soit rempli d'une masse oud'une matière à constante diélec-

trique proche de celle de l'isolantdu câble. Ceci évite toute cassuredes lignes équipotentielles à lalimite des matières.

8

Guidage capacitif du champ électrique par déflecteur

Le guidage résistif ou rétractif estutilisé spécialement en moyennetension avec les accessoires rétrac-tables à chaud ou à froid.

Par une couche hautement résistive(répartition ohmique) ou réfractive(répartition capacitive), le champélectrique est maintenu dans l'iso-

lant du câble, ce qui implique desextrémités plus longues. Le facteur10 de la constante diélectrique

du matériau utilisé par rapportà celle de l'isolation écarte leslignes équipotentielles d'un angled'environ 90°.

Pour des raisons d'échauffementdues à la haute constante diélec-trique, l'application est limitée à lamoyenne tension.

Guidage résistif ou réfractif du champ électrique

Airε

r ~1

90%

80%

70%

60%

50% 30%40%

10%

20%

Semi-conducteurectérieur demise à terre

Déflecteur

Conducteur

Semi-conducteurintérieur

Isolation εr ~2,3

Cône EPDM εr ~2,6

Lignes de champà l'extrémité d'unsemi-conducteuravec guidagecapacitif pardéflecteur

Fig. 6.

Lignes de champà l'extrémité d'unsemi-conducteuravec guidage

résistif ou réfractif

Fig. 7.

Semi-conducteurectérieur demise à terre

Conducteur

Semi-conducteurintérieur

Air εr ~1

90%80%

70%

60%

50%30%40%

10%

20%

Isolation εr ~2,3

Tube thermorétractableou bande de guidage

du champ électrique

εr ~2,5


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Jean-Paul Ryser

Le guida

Connecteur Doc Nexans

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