Liste des installations à courant continu haute tension

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)

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].

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[57]^,[58]^,[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]. Elle fut 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 était 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 1985, un troisième terminal en Corse est ajouté à la liaison 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[59]^,[44].

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 ». Dans le détail RTE prévoit de porter à 8 GW ses capacités d'échanges internationaux d'ici 2020[60].

Afin d'améliorer l'interconnexion entre l'Angleterre et la France via Aurigny, la nouvelle interconnexion FAB Link d’une puissance de 1 000 MW et d’une longueur de l’ordre de 200 km est à l'étude[60]^,[61]^,[62] (voir aussi Raz Blanchard).

Entre la France et l'Espagne, le projet INELFE, entre Baixas et Santa Llogaia en Espagne, est, en 2012, en construction. 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 au moins 4 GW, une étude porte sur le développement d’une ligne à courant continu sous-marine entre la région de Bilbao et l’Aquitaine[60]^,[63].

Avec l'Italie, le projet Piémont-Savoie va, en 2012, passer à l'étape de l'appel d'offre. Ce projet consiste à mettre en service à l’horizon 2017 une liaison à courant continu entre les postes de Grande-Ile en France et Piossasco en Italie, d’une capacité de 2x600 MW de 190 km de long avec la traversée des Alpes par le tunnel routier du Fréjus[60].

National Grid et Elia, respectivement gestionnaire des réseaux britannique et belge, étudie la création d'une ligne HVDC entre les deux pays, nommée Nemo[64]. ALEGrO est un projet pour une ligne souterraine à courant continu haute tension entre Lixhe en Belgique et Oberzier en Allemagne .

Le redresseur au poste des Outaouais, une interconnexion dos-à-dos entre les réseaux du Québec et de l'Ontario. Cette installation de 1 250 MW a été mise en service en 2009.

Le plus grand multi-terminaux actuel est le réseau multiterminal à courant continu, mis en service en 1992, avec une puissance de 2 GW[65].

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[66].

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[67].

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.

• (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

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

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