Exp Mn Se070 Fr r0 Terre Et Neutre

MAINTENANCE ELECTRIQUE TERRE ET NEUTRE

MANUEL DE FORMATION Cours EXP-MN-SE070 Révision 0

Formation Exploitation Maintenance électrique Terre et Neutre

MAINTENANCE ELECTRIQUE TERRE ET NEUTRE SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................8 2. INTRODUCTION .............................................................................................................9 2.1. DEFINITIONS ...........................................................................................................9 2.2. EFFETS DU COURANT PASSANT PAR LE CORPS HUMAIN .............................11 2.2.1. Impédance du corps humain ...........................................................................11 2.2.2. Effets du courant alternatif (entre 15 et 100 Hz)..............................................11 2.2.3. Effets du courant alternatif de fréquence supérieure à 100 Hz........................12 2.2.4. Effets du courant continu.................................................................................12 2.2.5. Effets des courants de formes d'onde spéciales .............................................12 2.2.6. Effets des courants d'impulsion unique de courte durée .................................12 2.2.7. Risques de brûlures ........................................................................................12 2.3. PROTECTION CONTRE LES CONTACTS DIRECTS QUEL QUE SOIT LE REGIME DE NEUTRE ...................................................................................................13 2.3.1. Disposition rendant non dangereux le contact direct.......................................13 2.3.2. Moyens préventifs ...........................................................................................13 2.3.3. Protection complémentaire..............................................................................14 2.4. PROTECTION CONTRE LES CONTACTS INDIRECTS ........................................15 2.4.1. Masses mises sous tension.............................................................................15 2.4.2. Mesures de protection contre les contacts indirects........................................15 3. EARTHING AND GROUND NETWORK........................................................................17 3.1. EARTH AND EXPOSED CONDUCTIVE PARTS (terre et masse)..........................17 3.1.1. Earth electrode (prise de terre)........................................................................17 3.1.1.1. Prime function of an earth electrode ..........................................................17 3.1.1.2. Second function of an earth electrode........................................................17 3.1.1.3. Execution of earth electrodes.....................................................................19 3.1.2. Equipotential bonding system..........................................................................19 3.1.2.1. Types of conductive parts ..........................................................................19 3.1.2.2. First function: protection of persons ...........................................................20 3.1.2.3. Second function: dependability of electronic systems ................................21 3.1.2.4. Solution ......................................................................................................21 3.1.3. Mesh bonding between protective EBS and other EBS ..................................22 3.2. EQUIPOTENTIAL NETWORK ................................................................................23 3.2.1. Equipotential network for an onshore installation ............................................23 3.2.1.1. Diagram......................................................................................................23 3.2.1.2. Building reinforcements..............................................................................25 3.2.2. Equipotential bonding system for offshore platforms.......................................25 3.2.3. Protective conductors ......................................................................................25 3.2.4. Instrument earthing .........................................................................................26 3.2.5. Internal loops in structures ..............................................................................26 3.2.6. Cable earthing .................................................................................................28 3.2.7. Additional earthing considerations (GS ELE 031) ...........................................29 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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3.2.7.1. Additional meshed network ........................................................................29 3.2.7.2. Earth electrodes .........................................................................................29 3.2.7.3. Protection against corrosion.......................................................................29 3.2.7.4. Cathodic protection by imposed current .....................................................29 3.2.7.5. Protection against static electricity .............................................................30 3.2.7.6. Protection against stray currents................................................................30 3.2.7.7. Loading - Offloading station .......................................................................30 3.2.7.8. EMC (Electromagnetic Compatibility).........................................................31 3.3. EARTHING ON SITE ..............................................................................................32 3.3.1. Earth electrode resistance...............................................................................32 3.3.2. Earth electrode onshore installations (obviously) ............................................32 3.3.3. The two (main) earthing connections/distribution ............................................33 3.3.4. Sections of earth conductors ...........................................................................34 3.3.4.1. Earthing conductors (mechanical) connected on earth loop.......................34 3.3.4.2. Protective Earth Conductors - PE (electrical ground) .................................36 3.3.5. Earthing and bonding for package units ..........................................................36 3.3.6. Quality of connections .....................................................................................38 4. SPECIFIC GROUND FOR LIGHTNING PROTECTION ................................................40 4.1. DIRECT PROTECTION ..........................................................................................40 4.1.1. GENERALITIES ..............................................................................................40 4.1.1.1. Protection against direct effects theory ......................................................41 4.1.1.2. The complete Air terminal / conductor installation......................................41 4.1.2. The air termination - Capture Devices .............................................................42 4.1.2.1. Franklin rod ................................................................................................42 4.1.2.2. Early Streamer Emission (ESE) or "ionisers" .............................................45 4.1.2.3. The Faraday cage ......................................................................................48 4.1.2.4. .Other protections.......................................................................................50 4.1.3. The down conductor (descent-meshing-bonding) ...........................................51 4.1.3.1. Security proximity distance.........................................................................52 4.1.3.2. Side Flashing .............................................................................................52 4.1.3.3. The effect of Step and Touch Voltage on descent conductor(s).................53 4.1.3.4. Specific E.S.E. descent conductor .............................................................54 4.1.3.5. Descent conductor – general recommendation..........................................54 4.1.4. Bonding ...........................................................................................................55 4.1.5. Test Clamp - Lightning event counter..............................................................57 4.2. GROUND IN LIGHTNING PROTECTION...............................................................58 4.2.1. Lightning Earthing Generalities .......................................................................58 4.2.2. Soil Conditions ................................................................................................58 4.2.3. Principle of Earthing according to Lightning air termination.............................61 4.2.3.1. Grounding for Franklin rod .........................................................................61 4.2.3.2. Grounding for Faraday cage ......................................................................62 4.2.3.3. Grounding for Taut cables..........................................................................62 4.2.4. General Methods of Earthing...........................................................................62 4.2.5. Specific Materials for earth termination network..............................................64 4.2.5.1. Deep Driven Earth Electrodes....................................................................64 4.2.5.2. Parallel Earth Rod Electrodes ....................................................................64 4.2.5.3. Radial Strip Electrodes...............................................................................65 4.2.5.4. Solid Plates or Mats ...................................................................................66 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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4.2.5.5. Reinforcing bars in foundations as natural earths ......................................66 4.2.5.6. Underground Pipe Work System................................................................66 4.2.5.7. Voltage Gradient ........................................................................................66 4.2.5.8. Corrosion....................................................................................................67 4.2.6. Improvement in soil continuity .........................................................................67 4.2.7. Grounds interconnections debate....................................................................69 4.2.7.1. Total Specification GS EP ELE 031 ...........................................................69 4.2.7.2. Case of separate Grounds between Network and Lightning Protections ...70 4.2.7.3. Case of Interconnected Grounds between Network and Lightning Protections ..............................................................................................................71 4.2.7.4. Conclusion .................................................................................................71 5. ISOLEMENT ET MESURE D’ISOLEMENT ...................................................................73 5.1. TERRE – CONTINUITE – IMPEDANCE .................................................................73 5.1.1. Mesure de prise de terre .................................................................................73 5.1.2. Continuité du conducteur de protection ...........................................................74 5.1.3. Mesures d’impédances de boucle ...................................................................75 5.2. ISOLEMENT ...........................................................................................................79 5.2.1. Mesure de résistance d’isolement et essai diélectrique...................................79 5.2.1.1. L’épreuve de tenue diélectrique .................................................................79 5.2.1.2. La mesure de la résistance d’isolement, ....................................................81 5.2.2. Comment mesurer les niveaux d’isolement.....................................................81 5.2.2.1. Mesures d’isolement sur des installations électriques................................82 5.2.2.2. Mesure de l’isolement d’une machine tournante ........................................83 5.2.2.3. Mesure d’isolement de câbles téléphoniques.............................................84 5.2.2.4. Mesure de forts isolements : intérêt d’un circuit de garde ..........................84 5.2.3. Valeurs minimales des résistances d’isolement ..............................................85 5.2.3.1. Installations électriques ..............................................................................85 5.2.3.2. Appareils et moteurs électriques ................................................................85 5.2.3.3. Installations téléphoniques .........................................................................86 5.2.4. Influence des conditions climatiques ...............................................................86 5.2.4.1. La température...........................................................................................86 5.2.4.2. Le taux d’humidité ......................................................................................87 5.2.5. Interprétation des mesures d’isolement...........................................................87 5.2.5.1. Méthode basée sur l’influence du temps d’application de la tension d’essai (Indice de Polarisation) ...........................................................................................88 5.2.5.2. Méthode basée sur l’influence de la variation de la tension d’essai (mesure par échelon) ............................................................................................................91 5.2.6. Valeurs d’isolement des équipements de site à la mise en service.................91 6. SCHEMAS DE LIAISON A LA TERRE DU NEUTRE EN BT.........................................94 6.1. CODIFICATION DE LA NORME IEC 364 ...............................................................94 6.2. NEUTRE A LA TERRE TT ......................................................................................94 6.3. NEUTRE A LA TERRE IT .......................................................................................95 6.4. MISE AU NEUTRE TN ............................................................................................97 6.4.1. Régime TN-S (PE et N Séparés).....................................................................97 6.4.2. Régime TN-C (PE et N Confondus pour former PEN).....................................98 6.4.3. Particularités du régime TN (C, S et CS).........................................................99 6.5. CHOIX D’UN SCHEMA DE LIAISON A LA TERRE ..............................................100 6.5.1. Critères de sélection......................................................................................100 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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6.5.2. Méthode pour choisir un schéma de liaison à la terre (SLT) .........................101 6.5.3. Tableaux de sélection....................................................................................102 7. PROTECTIONS FONCTIONS DU REGIME DE NEUTRE ..........................................110 7.1. PROTECTON ET SECTION DU NEUTRE EN FONCTION DU REGIME.............110 7.2. SCHEMA DE LIAISON A LA TERRE TT...............................................................112 7.2.1. Normes..........................................................................................................112 7.2.2. Sélectivité verticale........................................................................................113 7.2.3. Sélectivité horizontale....................................................................................114 7.2.4. Schéma type minimum imposé en TT ...........................................................115 7.2.4.1. Déclenchement au défaut simple .............................................................115 7.2.4.2. Mesures particulières nécessaires (dans certaines conditions d'installation) ..............................................................................................................................115 7.3. SCHEMA DE LIAISON A LA TERRE TN ET IT ....................................................116 7.3.1. Protection des personnes contre les contacts indirects.................................116 7.3.2. Contrôle des conditions de déclenchement...................................................118 7.3.2.1. Condition préalable ..................................................................................118 7.3.2.2. Cas d’un circuit éloigné de la source (départs secondaires et terminaux)119 7.3.2.3. Cas d’un circuit proche de la source ........................................................120 7.3.3. Schéma type minimum imposé en TN...........................................................122 7.3.3.1. Déclenchement au premier défaut ...........................................................122 7.3.3.2. Mesures particulières nécessaires en TN ................................................122 7.3.4. Schéma type minimum imposé en IT ............................................................124 7.3.4.1. Signalisation au premier défaut................................................................124 7.3.4.2. Mesures particulières nécessaires en IT ..................................................124 7.3.5. Impositions des normes sur les CPI (régime IT)............................................125 7.3.5.1. Alimentation par un seul transformateur HT/BT .......................................126 7.3.5.2. Alimentation par plusieurs transformateurs en parallèle et couplables ....126 7.3.6. Emploi des C.P.I. avec des alimentations sans interruption (A.S.I)...............128 7.3.6.1. A.S.I. sans isolement galvanique .............................................................129 7.3.6.2. A.S.I. avec isolement galvanique .............................................................131 7.3.6.3. Surveillance de l’isolement du circuit courant continu et de la batterie ....132 7.3.6.4. Interaction entre les dispositifs de contrôle des circuits courant continu et ceux des installations amont et aval......................................................................132 7.4. RESEAU A COURANT CONTINU ISOLE DE LATERRE .....................................134 7.4.1. Pour contrôler l’isolement global et signaler au premier défaut .....................134 7.4.2. Pour effectuer sous tension la recherche du défaut ......................................135 8. APPAREILLAGE ASSOCIE SUIVANT LE REGIME DE NEUTRE ..............................137 8.1. APPAREILLAGE ASSOCIE EN TT .......................................................................137 8.1.1. Rappel ...........................................................................................................137 8.1.2. Réseau sain / réseau en défaut.....................................................................137 8.1.3. Principe de la détection .................................................................................137 8.1.4. La protection différentielle (système DDR) ....................................................139 8.2. APPAREILLAGE ASSOCIE EN TN-S ...................................................................143 8.2.1. Rappel ...........................................................................................................143 8.2.2. La protection par DPCC ................................................................................143 8.2.3. Protections complémentaires ........................................................................145 8.3. APPAREILLAGE ASSOCIE EN TN-C...................................................................146 8.3.1. Rappel ...........................................................................................................146 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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8.3.2. La protection par DPCC ................................................................................147 8.4. APPAREILLAGE ASSOCIE EN IT ........................................................................147 8.4.1. Rappel 1er défaut ...........................................................................................147 8.4.2. 1er défaut CPI ................................................................................................148 8.4.3. 1er défaut DLD ...............................................................................................149 8.4.4. Déclenchement 1er défaut .............................................................................149 8.4.5. Déclenchement 2ème défaut ...........................................................................150 8.5. COMPARATIF – RESUME DES DIFFERENTS REGIMES ..................................151 9. NEUTRE A LA TERRE EN HT ....................................................................................152 9.1. CINQ MODES DE LIAISON A LA TERRE DU NEUTRE ......................................152 9.1.1. Impédance de mise à la terre ........................................................................152 9.1.2. Synthèse des caractéristiques des régimes de neutre ..................................154 9.2. NEUTRE ISOLE ....................................................................................................155 9.2.1. Schéma de principe.......................................................................................155 9.2.2. Technique d’exploitation................................................................................155 9.2.3. Avantage .......................................................................................................156 9.2.4. Inconvénients ................................................................................................156 9.2.5. Surveillance et protections ............................................................................157 9.2.6. Applications ...................................................................................................158 9.3. MISE A LA TERRE PAR RESISTANCE ...............................................................158 9.3.1. Schéma de principe.......................................................................................158 9.3.2. Technique d’exploitation................................................................................158 9.3.3. Avantages .....................................................................................................158 9.3.4. Inconvénients ................................................................................................159 9.3.5. Réalisation de la mise à la terre du point neutre ...........................................159 9.3.6. Protections ....................................................................................................160 9.3.7. Applications ...................................................................................................161 9.4. MISE A LA TERRE PAR REACTANCE FAIBLE (NEUTRE IMPEDANT) .............162 9.4.1. Schéma de principe.......................................................................................162 9.4.2. Avantages .....................................................................................................162 9.4.3. Inconvénients ................................................................................................163 9.4.4. Réalisation de la mise à la terre du point neutre ...........................................163 9.4.5. Applications ...................................................................................................164 9.5. MISE A LA TERRE PAR REACTANCE DE COMPENSATION ............................164 9.5.1. Schéma de principe.......................................................................................164 9.5.2. Technique d’exploitation................................................................................164 9.5.3. Avantages .....................................................................................................165 9.5.4. Inconvénients ................................................................................................165 9.5.5. Protection ......................................................................................................166 9.5.6. Mise en place du neutre compensé en France..............................................166 9.5.7. Conséquence de la mise en place du neutre compensé sur les postes HTA 168 10. LA PRATIQUE DES REGIMES DE NEUTRE EN HT ................................................170 10.1. LE CONTEXTE ...................................................................................................170 10.2. LA GESTION DES NEUTRES ............................................................................171 10.3. LES REGIMES DE NEUTRE ET LEUR MODE DE FIXATION ...........................172 10.4. LES REGIMES DE NEUTRE ET LE SYSTEME ELECTRIQUE..........................173 10.4.1. Les paramètres ...........................................................................................173 10.4.2. Les déséquilibres ........................................................................................174 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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10.4.2.1. Description .............................................................................................174 10.4.2.2. Action du régime de neutre sur les déséquilibres...................................177 10.4.3. Les surtensions dynamiques .......................................................................178 10.4.4. Le capacitif homopolaire..............................................................................179 10.4.5. Les courants de défaut ................................................................................180 10.5. LES MATERIELS DE MISE A LA TERRE DES NEUTRES ................................181 10.5.1. Les transformateurs.....................................................................................181 10.5.2. Les résistances de point neutre...................................................................182 10.5.3. Les inductances de point neutre..................................................................182 10.5.3.1. Les inductances monophasées..............................................................183 10.5.3.2. Les inductances triphasées....................................................................183 10.5.3.3. Les générateurs homopolaires...............................................................184 10.5.3.4. Les impédances de compensation.........................................................185 10.6. LES PLANS DE PROTECTION ..........................................................................187 10.7. EXISTE-T-IL UN BON REGIME DE NEUTRE ? .................................................188 11. GLOSSAIRE ..............................................................................................................191 12. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................192 13. SOMMAIRE DES TABLES ........................................................................................196

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1. OBJECTIFS A l’issue de cette présentation, l’électricien (ou le futur électricien) sera à même de Différencier les différents régimes de neutre en BT et en HT Exposer les raisons pour lesquelles le neutre doit être connecté (ou non) à la terre Associer les protections de la distribution suivant le régime de neutre Expliciter le principe d’équipotentialité des masses Différencier les techniques de réalisation des prises de terre Choisir/identifier/sélectionner la section des conducteurs de terre Différencier les différents principes de distribution et connexions à la terre Faite la liaison, le rapprochement entre résistance de terre et résistance d’isolement Utiliser les appareils de mesure adéquats pour mesurer les résistances de terre et d’isolement Présenter les systèmes de raccordement à la terre dans la protection contre la foudre Justifier les interconnexions entre les différents réseaux de terre d’un site


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2. INTRODUCTION La mise à la terre des équipements, le réseau de terre, les principes de raccordement à la terre du neutre existent pour 2 raisons Protection des personnes Protections des biens et équipements Faisons une présentation/révision des risques

2.1. DEFINITIONS Conducteurs actifs Ensemble des conducteurs affectés à la transmission de l’énergie électrique y compris le neutre. Masse Partie conductrice susceptible d’être touchée et normalement isolée des parties actives mais pouvant être portée accidentellement à une tension dangereuse. Contact direct Contact des personnes avec les parties actives des matériels électriques (conducteurs ou pièces sous tension). Figure 1: Le contact direct La norme NF C 15-100 définit le contact direct comme suit : "contact de personnes ou d'animaux domestiques ou d'élevage avec des parties actives". Contact indirect Contact des personnes avec des masses mises accidentellement sous tension généralement suite à un défaut d’isolement. Figure 2: Le contact indirect


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La norme NF C 15-100 définit le contact indirect comme suit : "contact de personnes ou d'animaux domestiques ou d'élevage avec des masses mises sous tension par suite d'un défaut d'isolement". Courant de défaut Id Courant résultant d’un défaut d’isolement. Courant différentiel résiduel IΔn valeur efficace de la somme vectorielle des courants parcourant tous les conducteurs actifs d’un circuit en un point de l’installation. Courant différentiel résiduel de fonctionnement If Valeur du courant différentiel résiduel provoquant le fonctionnement du dispositif. En France les normes de construction définissent ce courant de la façon suivante : à 20 °C, IΔn/2 ≤ If ≤ IΔn.


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2.2. EFFETS DU COURANT PASSANT PAR LE CORPS HUMAIN 2.2.1. Impédance du corps humain Les informations figurant dans ce chapitre ont été extraites du rapport émanant de la norme IEC 479-1 de 1984 et de la norme IEC 479-2 de 1987 qui traitent des effets du courant passant dans le corps humain. Les dangers encourus par les personnes traversées par un courant électrique dépendent essentiellement de son intensité et du temps de passage. Ce courant dépend de la tension de contact qui s'applique sur cette personne, ainsi que de l'impédance rencontrée par ce courant lors de son cheminement au travers du corps humain. Cette relation n'est pas linéaire, car cette impédance dépend du trajet au travers du corps, de la fréquence du courant et de la tension de contact appliquée, ainsi que de l'état d'humidité de la peau.

2.2.2. Effets du courant alternatif (entre 15 et 100 Hz) Seuil de perception : valeur minimale du courant qui provoque une sensation pour une personne à travers laquelle le courant passe. De l'ordre de 0,5 mA. Seuil de non lâcher : valeur maximale du courant pour laquelle une personne tenant des électrodes peut les lâcher. Généralement considéré à 10 mA. Seuil de fibrillation ventriculaire du coeur humain : ce seuil dépend de la durée de passage du courant. Il est considéré égal à 400 mA pour une durée d'exposition inférieure à 0,1 s. 1A

75 mA

30 mA

10 mA

0 ,5 mA

Arrêt du coeur

Seuil de fibrillation cardiaque irréversible

Seuil de paralysie respiratoire

Contraction musculaire (tétanisation)

Sensation très faible

Table 1: Résumé des conséquences du passage du courant dans l'organisme Les effets physiologiques du courant électrique sont récapitulés dans le tableau de ce paragraphe Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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2.2.3. Effets du courant alternatif de fréquence supérieure à 100 Hz Plus la fréquence du courant augmente, plus les risques de fibrillation ventriculaire diminuent ; par contre, les risques de brûlure augmentent. Mais, plus la fréquence du courant augmente (entre 200 et 400 Hz), plus l'impédance du corps humain diminue. Il est généralement considéré que les conditions de protection contre les contacts indirects sont identiques à 400 Hz et à 50/60 Hz.

2.2.4. Effets du courant continu Le courant continu apparaît comme moins dangereux que le courant alternatif ; en effet, il est moins difficile de lâcher des parties tenues à la main qu'en présence de courant alternatif. En courant continu, le seuil de fibrillation ventriculaire est beaucoup plus élevé.

2.2.5. Effets des courants de formes d'onde spéciales Le développement des commandes électroniques risque de créer, en cas de défaut d'isolement, des courants dont la forme est composée de courant alternatif auquel se superpose une composante continue. Les effets de ces courants sur le corps humain sont intermédiaires entre ceux du courant alternatif et ceux du courant continu.

2.2.6. Effets des courants d'impulsion unique de courte durée Ils sont issus des décharges de condensateurs et peuvent présenter certains dangers pour les personnes en cas de défaut d'isolement. Le facteur principal qui peut provoquer une fibrillation ventriculaire est la valeur de la quantité d'électricité It ou d'énergie I²t pour des durées de choc inférieures à 10 ms. Le seuil de douleur dépend de la charge de l'impulsion et de sa valeur de crête. D'une façon générale, il est de l'ordre de 50 à 100 .10 6 A2s.

2.2.7. Risques de brûlures Un autre risque important lié à l'électricité est la brûlure. Celles-ci sont très fréquentes lors des accidents domestiques et surtout industriels (plus de 80 % de brûlures dans les accidents électriques observés à EDF). Il existe deux types de brûlures : la brûlure par arc, qui est une brûlure thermique due à l'intense rayonnement calorique de l'arc électrique la brûlure électrothermique, seule vraie brûlure électrique, qui est due au passage du courant à travers l'organisme. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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2.3. PROTECTION CONTRE LES CONTACTS DIRECTS QUEL QUE SOIT LE REGIME DE NEUTRE Les parties actives peuvent être les conducteurs actifs, les enroulements d'un moteur ou transformateur ou les pistes de circuits imprimés. Le courant peut circuler soit d'un conducteur actif à un autre en passant par le corps humain, soit d'un conducteur actif vers la terre puis la source, en passant par le corps humain. Dans le premier cas, la personne doit être considérée comme une charge monophasée, et dans le deuxième cas comme un défaut d'isolement. Ce qui caractérise le contact direct est l'absence ou la non -influence d'un conducteur de protection dans l'analyse des protections contre les contacts directs à mettre en oeuvre. Quel que soit le régime de neutre dans le cas d’un contact direct, le courant qui retourne à la source est celui qui traverse le corps humain. Les moyens à mettre en oeuvre pour protéger les personnes contre les contacts directs sont de plusieurs types selon la norme NF C 15-100.

2.3.1. Disposition rendant non dangereux le contact direct C’est l’utilisation de la très basse tension (TBTS, TBTP), limitée à 25 V (contraintes de mise en oeuvre, puissances véhiculées faibles). Voir cours « Sécurité électrique » SE180

2.3.2. Moyens préventifs Ils sont destinés à mettre hors de portée les parties actives sous tension : isolation des parties actives : boîtier isolant d’un disjoncteur, isolant extérieur d’un câble... barrières ou enveloppes (coffrets ou armoires de degré de protection minimum IP 2x ou IP xx.B). L’ouverture de ces enveloppes ne se fait qu’avec une clé ou un outil, ou après mise hors tension des parties actives, ou encore avec interposition automatique d’un autre écran éloignement ou obstacles pour mise hors de portée : protection partielle utilisée principalement dans les locaux de services électriques.


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2.3.3. Protection complémentaire Cependant certaines installations peuvent présenter des risques particuliers, malgré la mise en oeuvre des dispositions précédentes : isolation risquant d’être défaillante (chantiers, enceintes conductrices), conducteur de protection absent ou pouvant être coupé... Dans ce cas, la norme NF C 15-100 définit une protection complémentaire : c’est l’utilisation de dispositifs différentiels à courant résiduel (DDR) à haute sensibilité (IΔn ≤ 30 mA). Ces DDR assurent la protection des personnes en décelant et coupant le courant de défaut dès son apparition.


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2.4. PROTECTION CONTRE LES CONTACTS INDIRECTS 2.4.1. Masses mises sous tension Ces masses peuvent être l'enveloppe extérieure d'un moteur, d'un tableau électrique, d'un appareillage domestique. Elles sont métalliques ou conductrices renfermant des parties actives sous tension. Elles ne doivent pas être confondues avec les masses électroniques propres au fonctionnement des ensembles électroniques et sont reliées à la terre par l'intermédiaire d'un conducteur de protection (PE). En l'absence d'un défaut d'isolement, ces masses électriques doivent être à un potentiel nul par rapport à la terre, car elles sont accessibles normalement à toute personne non habilitée. En cas de défaut d'isolement, cette masse est en contact avec une partie active, et le courant circulant au travers du défaut et de la masse rejoint la terre, soit par le conducteur de protection, soit par une personne en contact. La caractéristique d'un contact indirect est que le courant de défaut ne circule jamais intégralement au travers du corps humain.

2.4.2. Mesures de protection contre les contacts indirects Elles sont de deux sortes selon la NF C 15-100 : Protection sans coupure de l’alimentation : emploi de la très basse tension (TBTS, TBTP), séparation électrique des circuits, emploi de matériel de classe II, isolation supplémentaire de l’installation, éloignement ou interposition d’obstacles, liaisons équipotentielles locales non reliées à la terre ; (Voir cours SE180) Protection par coupure automatique de l’alimentation : elle s’avère nécessaire, car les mesures de protection précédentes ne sont, en pratique que locales. Cette protection par coupure automatique n’est réelle que si les deux conditions suivantes sont réalisées : 1re condition : toutes les masses et éléments conducteurs accessibles doivent être interconnectés et reliés à la terre. Deux masses simultanément accessibles doivent être reliées à une même prise de terre 2e condition (quand la 1re est réalisée) : la coupure doit s’effectuer par mise hors tension automatique de la partie de l’installation où se produit un défaut d’isolement, de manière à ne pas soumettre une personne à une tension de contact Uc pendant une durée telle qu’elle soit dangereuse. Figure 3: Mise hors tension lorsque Uc apparaît Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Plus cette tension est élevée, plus la mise hors tension de cette partie d’installation en défaut doit être rapide. Cette mise hors tension de l’installation se fait différemment selon les schémas des liaisons (régimes de neutre) : voir chapitre à la suite : les régimes TT, TN et IT. La norme NF C 15-100 définit le temps de coupure maximal du dispositif de protection dans les conditions normales (UL = 50 V) est la tension de contact la plus élevée qui peut être maintenue indéfiniment sans danger pour les personnes).

Tension de contact présumée (V)

50

75

90

120

150

220

280

350

500

Temps de coupure maximal du dispositif e protection(s) UL = 50 V

5

0.60

0,45

0,34

0,27

0,17

0,12

0,08

0,04

Table 2: Temps de coupure maximal autorisé suivant la tension de contact


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3. EARTHING AND GROUND NETWORK 3.1. EARTH AND EXPOSED CONDUCTIVE PARTS (terre et masse) 3.1.1. Earth electrode (prise de terre) 3.1.1.1. Prime function of an earth electrode The prime function of an earth electrode is the protection of persons. It is a fact that we live on Earth! And it is vital to earth exposed metal parts of electrical equipment to avoid electrocution by indirect contact should an insulation fault occur. This measure has been stipulated in the standards since 1923 (IEC 364; NF C 15-100). The fault current varies in strength according to the earthing system used, and measures are taken to ensure that contact voltage does not exceed conventional safety voltage for a stipulated time: UL (50 V in a.c.); (See course eon Electrical Safety SE180). The exposed metal parts of electrical equipment are connected to the protective conductors (PE) in turn connected to the earth, thus forming the earthing arrangement.

3.1.1.2. Second function of an earth electrode The second function of an earth electrode is to minimise common mode disturbances external to the LV installation. An example is 50/60 Hz overvoltage in the event of MV/LV transformer breakdown (see figure left side ) or overvoltage due to lightning (see figure right side).

Figure 4: Overvoltage due to transformer breakdown and due to lightning Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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With reference to the above, NF C 13-100 has laid down limit earth electrode values in France. Lightning, MV/LV faults and safety of persons call for use of low impedance earth electrodes (IhMV can reach 1000 A and the insulating voltage of sensitive devices is 1500 V!). This problem particularly needs to be managed in TT earthing systems. Naturally multiple earth electrodes should be avoided unless they are interconnected.

Figure 5: Earth Electrode, foundation Loop type The earth electrode may be one or more spikes* pressed into the ground or a foundation ditch loop, or a combination of both. *Saying spike is a “general” word as any electrician thinks immediately of the “traditional” copper bar, but an earth electrode can be of “anything”: rods or tubes - flat steel wire or cable - plate - framework in foundations concrete - metallic water pipes – etc, as long as it is metallic, conducts electricity and has the adapted dissipation surface in the soil with a low resistance/resistivity.

Figure 6: Earth Electrode, “spike” type


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3.1.1.3. Execution of earth electrodes a) For a spike: R = ρ / L

with L: length of the spike

b) Earth digging loop / foundation ditch loop: Considered as the best system Resistance in ohm R=2ρ/L With ρ: resistivity of soil in ohm-m and L: length of the loop c) Rods (tubes): Solution for existing building In round plain Cu, diameter /15 mm In galvanised steel: - Plain, round diameter / 15 mm - Tube diameter/ 25 mm - Shaped plate: 60 mm sided minimum Length / 2 m R=1/nxρ/L

n: number of rods Figure 7: Earth Electrode in tubes

d) Vertical plates - Plate rectangular or squared (L /0.5m) - Depth in soil: centre of plate /1m deep - Copper of 2 mm thickness (minimum) - Galvanise steel of 3 mm thickness (minimum) R = 0.8 ρ / L Figure 8: Earth Electrode in vertical plate

3.1.2. Equipotential bonding system 3.1.2.1. Types of conductive parts A building contains a variety of metal conductive parts, for example: the metal casings of electrical loads and electronic equipment, the metal structures of buildings, Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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the water or gas pipes and facilities, the functional bonding conductors of the signal transmission electronic equipment (0 volt), the shield and Faraday cage type exposed conductive parts whose function is to block electromagnetic fields. Like for the earth electrode, the EBS (Equipotential Bonding System) has two functions:

3.1.2.2. First function: protection of persons

Figure 9: Connection of all exposed conductive parts to the main equipotential bonding. Dangerous potentials may be present between metal casings, gas or water pipes and the metal structures of buildings. To ensure protection of persons, all simultaneously accessible exposed conductive parts must therefore be interconnected and the building must be made equipotential. It is with this in mind that installation standards stipulate that all the above mentioned exposed conductive parts must be connected to the main equipotential bonding regardless of the earthing (neutral) system (see figure). The earthing of load exposed conductive parts forms a star-shaped protection equipotential bonding system, with tree-structured distribution of the protective conductors (PE) as they are in the same cables as the live conductors. (See following paragraph, “earthing on site” for details on the electrical ground different systems)


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3.1.2.3. Second function: dependability of electronic systems Electronic systems are more sensitive than people to differences in potential and electromagnetic radiation. In addition to conducted disturbance blocking devices, they require ground planes, shields and Faraday cages to block the electromagnetic fields, as well as equipotential bonding system, particularly in the case of devices communicating via data transmission bus. In this case equipotential bonding must be optimum in the building since communicating devices, whether used for control/monitoring or computer purposes, may be located geographically at some distance from each other on the same floor of a building or even on different floors.

3.1.2.4. Solution The solution is a meshed equipotential bonding system. A number of reasons justify this choice: The fight against lightning electromagnetic fields. Lightning may directly strike the building. If this happens, if only one lightning rod down-comer conductor is used, the lightning current will result in: - appearance of a very strong magnetic field in the building, - a pulsating electrical field due to the very high voltage developed in the downcoming conductor Figure 10: Horizontal and vertical mesh bonding of the building - a Faraday cage. The solution is vertical mesh bonding with a down-coming conductor every 10 m for example. The advantage is the division of currents and hence of magnetic fields, and the selfattenuation of these fields inside the building due to their mutual opposition. Lightning may fall near a building. If this occurs, protection of the installations inside this building requires creation of a Faraday cage and thus addition of a horizontal mesh bonding to the vertical mesh bonding (see figure). Locally, reduction of electromagnetic fields as a result of the ground plane effect.


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If a sensitive device or communication bus is placed on a conductive surface, it is less exposed to electromagnetic fields as this surface develops a field which opposes the disturbing field. This is why computer rooms have meshed floors and why low current cables are placed on metal trunkings. Minimisation of bonding impedances between any two points. The impedance of a copper conductor rises with the frequency of the current that it conveys (inductance and skin effect). Thus at 1 MHz, Z is of the order of 10 W a metre. Equipotential-bonding is considerably improved if the disturbing current is able to choose between a large number of routes.

3.1.3. Mesh bonding between protective EBS and other EBS We have seen above (and we see it again in the following chapter/paragraph) that earthing arrangements dedicated to the protection of persons are star structured (tree-structured for the protective conductor) and that a single meshed EBS (Equipotential Bonding System) is required for dependability of electronic systems. In theory these circuits can be separated in the building even if they are connected to the same earth connection. Even if standards define several types of potential references (see table), in practice few electrical and electronic devices and systems make such distinctions. For example the notion of a noise-less exposed conductive part is questionable and rapidly going out of use in view of the development of communicating systems and the large number of interconnections.

Earth

Protective conductor

Noiseless earth

Exposed conductive part

Terre

Conducteur de protection

Terre sans bruit

Masse

Table 3: Examples of earth and exposed conductive part symbols as in NF C 03-202. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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In high frequency, stray capacitances make these distinctions even more illusory. The equipotential protection system (electrical exposed conductive parts) and the equipotential functional system (other exposed conductive parts) thus need to be connected in the new buildings to form one single system of equipotential bondings. This system must guarantee the integrity of the protective links (PE) to ensure protection of persons. There is no need to oppose high current star-shaped systems and the meshed systems required for low currents. In existing buildings/sites it is advisable to ensure interconnection of exposed conductive parts between sensitive devices (if they communicate), to increase electrical continuity of trunkings and create meshed ground planes if required.

3.2. EQUIPOTENTIAL NETWORK Extracted from Total Specifications GS ELE 031 from chapter 4

3.2.1. Equipotential network for an onshore installation 3.2.1.1. Diagram The equipotential earth bonding system shall comprise internal loops and a general earth grid, connected at least in two opposite points. These two links shall have the same crosssectional area as that of the cable to which they are connected. The minimum equivalent cross-sectional area of these links shall be 70 mm2 Cu.


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Figure 11: General plant earthing diagram The general earth grid and internal loops shall comprise class 2 bar copper conductors with a cross-sectional area calculated in accordance with section 543.1.1 of IEC 60364.5.54. The internal loops shall be connected at both ends of each earth bar as shown in the figure.


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Figure 12: Interconnection internal Loops with earth bar When the general grid is laid in trenches, it shall be at a depth of 0.8 m, following the route of other electrical cables, pipes, etc. When there is major risk of corrosion (soil or atmospheric), a special study shall be carried out.

3.2.1.2. Building reinforcements For premises with a particular risk of electric shock (substations, power stations, pumping stations, etc.) having a reinforced concrete floor, the electrical continuity of the reinforcement shall be obtained by welds at the cross-points of the reinforcing rods (approximately one weld per square metre). The reinforcement shall be bonded electrically to the conductor running around the building at two opposite points if the length of the building does not exceed 10 m and at two additional points for every additional 10 m of length.

3.2.2. Equipotential bonding system for offshore platforms The entire welded metal structure of a platform shall comprise the equipotential bonding system of general earth grid and internal loops. Unwelded parts shall be interconnected at two points by tinned copper braids (stainless steel lugs shall be used if there is a risk of corrosion) with a cross-sectional area of 10 x 3 mm and stainless steel terminals welded to the structure.

3.2.3. Protective conductors Any electrical equipment that is not class II rated or is connected to a system operating at a voltage other than the safety extra low voltage shall be connected to the equipotential bonding system by its own earthing conductor.


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On skid, electrical equipment shall be connected to the skid structure via a welded stainless steel boss. In TNS systems, the protective conductor shall be included in the multicore power supply cable and it may be separate from the power supply cable in other cases. On electrical equipment, the protective conductor shall be connected using a dedicated earth terminal. The cross-sectional area of this conductor shall be calculated in accordance with section 543.1.1 of IEC 60364.5.54. Metal ducting (cable tray, conduit, etc.) shall be connected to the equipotential bonding system at both ends and every 25 m. Full continuity shall be ensured. In case of short length elements (less than 3 m) one end only may be connected to the equipotential bonding system. Use of metal ducting as earthing conductor is strictly prohibited.

3.2.4. Instrument earthing Instrument earthing shall be in accordance with GS EP INS 101 and GS EP INS 107.

3.2.5. Internal loops in structures See figure


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Figure 13: Internal Loops in Structures


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3.2.6. Cable earthing Cable armour and/or screen shall be earthed at both ends.

Figure 14: Cables earthing on site Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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3.2.7. Additional earthing considerations (GS ELE 031) 3.2.7.1. Additional meshed network When the global earth grid impedance value exceeds 10 Ohms, an additional meshed network shall be provided.

3.2.7.2. Earth electrodes When earth electrodes are required, their depth shall consider soil drying and freezing which could increase the earth resistance (Generally the burying depth of earth is approximately 2 m). Earth electrodes shall be connected to a main earthing terminal. The minimum cross-sectional area of these copper conductors shall be calculated as per IEC 60364 and not less than 35 mm2.

3.2.7.3. Protection against corrosion All necessary precautions shall be taken to avoid electrolytic corrosion, especially for connections. Mechanical clamps are prohibited for buried connections. Crimped, aluminothermic process joints and any other equivalent joints may be used.

3.2.7.4. Cathodic protection by imposed current In all cases, technical and economical study shall be done in order to minimize disturbance of cathodic protection by imposed current. For pipes installed with insulated joints between overhead and buried parts the insulated joints shall be protected by surge protective device if they are located in lightning protection zones. For Tanks or equivalent buried large structures, the earthing network shall be done in galvanised steel and connected to the cathodic protection network. No isolating device shall be installed between buried large structures and earthing network. Cathodic protection shall be laid-out taking into account losses caused by earthing.


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3.2.7.5. Protection against static electricity This protection concerns earthing of pipes, flares, tanks, columns and exchangers liable to generate static electricity. These equipment shall be provided with welded lugs and connected to the nearest earth bar. Storage tanks shall be fitted with at least two welded lugs, connected to the general earth grid or to an internal loop. Particular attention shall be paid to the choice of materials for pipes conveying fluids or powder products. Metal pipes conveying products where friction generates static electricity shall be connected to the internal loop at least at each end.

3.2.7.6. Protection against stray currents To channel stray currents to the equipotential bonding system, a copper conductor of 35 mm2 cross-sectional area shall be used to connect all metal components and, in particular: Structural steelwork (a few points) Ladders (one point at the bottom) Rack supports (one point in every four supports) Piping shall be electrically bonded as follows: 1. For piping which is in direct contact with structural steelwork no bonding connections are required between the pipe and the metallic structure. Nevertheless the electrical resistance between flanges and between pipes and earthing network shall be measured and found less than 0,5 ohms. 2. GNL and gas piping shall be bonded to the earth at least at one end.

3.2.7.7. Loading - Offloading station The structural steelwork of the station shall be connected to the equipotential bonding system at several points. Pipes, loading arms, down-tubes, weighing systems, rails, shall be at all times electrically cross-bonded and connected to the equipotential bonding system by a copper conductor with a minimum cross-sectional area of 35 mm2. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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A removable device connected to the equipotential bonding system subject to the same conditions shall be used to connect tankers, road or rail tanks, during filling, emptying or refuelling (helicopters). The loading/offloading station shall be equipped with an interlocking device to allow operation only when continuity of equipotential bonding is achieved.

3.2.7.8. EMC (Electromagnetic Compatibility) In case of electromagnetic disturbances, at least provisions shall be taken in accordance with IEC 61000-5-2 as regards the earthing systems.


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3.3. EARTHING ON SITE Let’s try, in this paragraph, to be a bit “more practical”. We are going to see (nearly) the same things that in the previous paragraphs, but more “physically” being closer to the site effectiveness trying to interpret the “wordings” of Standards.

3.3.1. Earth electrode resistance Onshore : < 10 ohm in the non hazardous areas < 1 ohm in the hazardous areas Regarding the nature of the soil and depending on the season, these figures could be not easily obtained. Generally, the total resistance of the interconnected earthing network will be acceptable, but a particular attention shall be drawn to the bonding and the equipotential links to avoid any dangerous difference of potential between two points at close interval. Offshore : A measurement performed between any two frames or between one metal frame and any point of the structures or any two points of the structure shall not give a reading above 0,5 ohm.

3.3.2. Earth electrode onshore installations (obviously) The earth systems are completed with inspection chambers and earth rods. The number of earth rods and their lengths (or depth in the ground) are calculated at the time of the project to have an earth system with as low a resistance as possible. The ground resistivity (for the current return via the soil) is also taken into account for this calculation. Why do we need inspection chambers? On industrial sites the integrity of the earth system is checked at least once a year by an approved independent organisation. During his visit, the inspector must disconnect each earth rod and measure the "earth resistance" specific to each rod. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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On site, please leave these earth inspection covers free and accessible, it could be you who will sign the next inspection report and have to take measures for the "retest" to complete the parts left blank in the report.

Figure 15: Earth electrode and its visit plate

3.3.3. The two (main) earthing connections/distribution

Figure 16: Tthe two earthing wires: “electrical” and “mechanical” There are no specific names to differentiate the two “complementary” earthing connections. The terms "electrical" and "mechanical" have been invented here for easier understanding. However, on an industrial site, it is essential you know that: Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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An electrical device (motor, lamp, heating, etc.) is connected to earth at least twice: to the "mechanical" ground (equipment grounds, on-site loop), and to the "electrical" ground by its power cable which must have a "PE" conductor, the greenyellow wire. A metal frame even without electrical equipment (tank, separator, skid, etc.) is connected to the "mechanical" ground at least once. There may be several "mechanical" connections, this depends on the electrical ground quality and volume of metal to be grounded. The regulations / standards must be consulted to know these details. The "electrical" grounds and "mechanical" grounds are connected to the main earth collector bar, but they run separately on the plant. And it is the same in electrical room (see figure) Cables rack

Breakers modular type Electrical earth

Earth collector

Each supply cable to field has its own earthing wire inside (or alonng)

Earth collector bar

Drawers

Mechanical earth

Earth loop Cables to field Earth loop (network)

MCC panel grounded separately

Figure 17: Connections of earth wires on electrical panels side And (more advice…), on "your site", when you see "mechanical" grounds which are not connected or even incorrectly connected, even though they do not concern you, you should know that you are actively contributing to the equipment's corrosion and that you may be partly responsible for a future accident due to an electrical fault if you do nothing.

3.3.4. Sections of earth conductors 3.3.4.1. Earthing conductors (mechanical) connected on earth loop Minimum cross section/as per Total Standards) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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16 mm² copper with mechanical and corrosion protection 25 mm² copper without corrosion protection. (bare copper) Practically, having seen last projects/ constructions, the “installed” section for the earthing conductors and the main protective conductors (main loops of the earthing network) is 95 mm². In hazardous areas the supplementary equipotential bonding shall be always made with 95 mm² section. Construction drawings provide necessary indications about the size and number of earthing conductors, this for each type of equipment. Hereafter, table showing the minimum cross-sections to use. As per original Total standards

New “effective” trend

Main earth loop

70 mm²

95 mm²

Motor > 30HP

25 mm²

35 mm²

Motor < 30HP

10 mm²

16 mm²

Tanks, vessels & structures

25 mm²

35 mm²

Bonds between earth loop & Platform legs / structures of steel modules

70 mm²

95 mm²

Equipment for bonding

Table 4: Minimum cross section (Cu) of earthing conductor These minimum sizes given here do not mean you do have to connect with these sections of cables. (I have seen this reaction). The bigger is your ground connection cable, the better is the protection; you can as well lay several cables in parallel. Also to know/remember: cross-section and number of earthing connectors of a piece of equipment is function of its metal volume. A big loading tank can have 10 to 20 connecting wires of 240 mm² cross-section each. (and we can still have the lightning protection + specific mesh in the ground + ….) All pipes to be earth bonded to each other using flange earth lugs. All cable ladder to be bonded to the earth loop at each end. Structures of steel modules to be bonded to main earth system in 2 positions (minimum)


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3.3.4.2. Protective Earth Conductors - PE (electrical ground) It concerns the wire incorporated in the supply cable, the one being insulated green-yellow Cross - sectional area of phase conductors of the installation

Cross - sectional area of the corresponding protective conductor

S in mm²

in mm² or function of S

S < 16

=S

16 < S < 35

16

S > 35

0,5 S

Table 5: Cross section of the PE conductor incorporated in the supply cable Examples: I calculated a motor to be supplied by 3 phases in 6 mm², the cross section of the cable is 4G6 mm² (4 wires of 6 mm², one being the ground wire insulated greenyellow) – and I still need a “mechanical” connection in 16 mm² For a motor to be supplied in 3 phases 25 mm², the cable is either 4G25 (no arm having a bigger section) or 3x25 +1x16 – and still a “mechanical” connection in 35 mm²…. For a motor to be supplied in 3 phase 120 mm², the cable is 3x120 + 1x70 (+ ……?) The PE conductor could be run apart the supply cable The cross - sectional area of every protective conductor which does not form part of the supply cable or cable enclosure shall be, in any case, not less than : 2,5 mm² if mechanical protection is provided 4 mm² if mechanical protection is not provided It shall be installed jointly (and attached all along with tie-raps) with the supply cable and shall follow the same route

3.3.5. Earthing and bonding for package units The description in the following is from Total SPEC ELC-180 (03/1995). It gives a general reference for how to connect / interconnect the earthing system and if it applies for packages, it applies as well for the rest of the installation Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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All non-current carrying metallic parts directly exposed to electrical potential from cabling, wiring, relays, metering etc. shall be earthed by a separate insulated earth conductor of suitable cross section. The SUPPLIER shall ensure that all metallic vessels, tanks, skids, forming part of the package which are not welded to the structure shall have earth bosses welded at diagonally opposed points. Welding shall comply with the appropriate NDT specification. Frames of motors, generators, metallic housings, control cabinets, panels, control stations etc. shall be separately earthed through a proper earth terminal. In electrical rooms the earthing bar of each switchboard shall be connected to the main earthing grid using a green-yellow sheathed copper cable sized for the maximum fault current. Each earthing bar shall be linked to the general earthing system of the plant/platform at two points in diametrically opposite positions; the SUPPLIER shall make provision for these connection points and fit them with appropriate terminals welded to the package structure. The type of connection shall be agreed with the COMPANY. Where a motor is located in ductwork i.e. a fan or otherwise enclosed, the SUPPLIER shall ensure that the motor frame earth conductor is brought outside for the purpose of earthing. All metallic cable trays shall be electrically continuous and earthed by a separate conductor. The SUPPLIER shall provide a separate earth bar on the package for the termination of skid/package earthing. Earth cables shall be PVC insulated copper, 500 V, coloured green/yellow and suitably sized. A separate earth conductor shall maintain Earth continuity across bolted gasketted joints. There is no requirement for this across machined face flanges, i.e. Exd surfaces. All cable armour (power and control cables) shall be earthed at both ends by means of earthing tag washers. Luminaries, socket outlets and control stations shall be individually earthed by means of a conductor included in the multicore cable linking them to the package edge junction box Pipework flanged joints shall be electrically bonded as follows: a) For steel piping which is in direct contact with structural steelwork no bonding connection are required between the pipe and the metallic structure. Nevertheless the electrical resistance between flanges and between pipes and ground shall be measured and found less than 10 ohms. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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When piping incorporated electrical apparatus (heat tracing tape, instruments, etc...) and for personal security, bonding of flanges can be omitted provided the electrical resistance between pipes and any close metallic part does not exceed 0.5 ohm. b) For cupro-nickel piping, which is electrically insulated from the structural steelwork to prevent galvanic corrosion, all pipe flanges shall be provided with a bonding connection. Each pipe run within a module shall be earthed at two positions to the metallic structure. The two earthing positions should be at opposite ends of the pipe run unless otherwise agreed by COMPANY. c) Piping interfaces between pipes manufactured from dissimilar metals require an insulated flange to prevent galvanic corrosion. Each pipe shall be bonded to the metallic structure at either the first flange back from the insulated flange, or at an earthing lug as appropriate. d) GNL and gas pipes shall be bonded to the earth at least at one end.

3.3.6. Quality of connections A « good earth » is the one with the lowest resistance. This is achieved with a meshed network of adequate sections of ground conductors but it depends also of the connections done between these same conductors / ground networks. Anyone “wandering” on a site has in mind a picture of a bare copper/steel cable or a sheathed (green-yellow) cable disconnected, pointing miserably towards nothing or seeming to wait for your leg…. This cable was either not reconnected after a repair/maintenance intervention (still the main cause nowadays) or it broke at the connection point due to galvanic corrosion (less and less now as connections are of better qualities), and for this (wrong ) type of connection you are directly responsible. You must not join “directly” a copper wire with a steel frame; you must not assemble copper and aluminium cables; in fact you “can” but creating a natural galvanic couple which will destroy the continuity of contact between the two materials. When having to join two different metals , to assure the contact continuity (in quality and duration), you have two solutions Use a bimetal interface (like a washer Perform aluminothermic welding


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Figure 18: Ground cable connection using bi-metal washer Note: the earth loop connections (copper cable on copper cable) are generally made using the thermowelding principle; the "Cadwel" system (or aluminothermic welding). This system is also used for the copper cable connections on the metal structure, to prevent galvanic corrosion.

Figure 19: Examples of good weld joints with aluminothermic method Aluminothermic welding principle The principle is to use the reduction of copper oxide by aluminium. The “cadwel” system uses a type of gun powder which when ignited reaches sufficient temperature to melt the two materials to be assembled. This causes an exothermic reaction and forms a bath of melted copper (or melted copper/steel or melted Cu/alu). This melted bath then flows onto the conductors.


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4. SPECIFIC GROUND FOR LIGHTNING PROTECTION En français : TERRE SPECIFIQUE DU PARATONNERRE Ci-après : ne mettre que dans le texte français Se parer contre le tonnerre ne veut rien dire puisque le tonnerre ne présente aucun danger, ce n’est que le bruit de l’air rentrant (avec fracas) dans l’espace brûlé (et vidé) par l’éclair. Il vaudrait mieux dire : « paréclair » …ou utiliser « parafoudre ».

4.1. DIRECT PROTECTION 4.1.1. GENERALITIES A system protection against the lightning strikes comprises different ‘element’ systems, which are complementary: 1) Protection system against directs effects (of lightning strikes). It has as function to collect the lightning strikes, which in its absence would have struck the building or the structure to be protected. Then to run out the currents of the lightning towards the ground, avoiding the (current) ingress inside the volume to be protected. This system is sometimes called “external protection” generally, this protection is ensured by the Air terminal associated with lightning conductors. The theory and technologies of the systems and materials uses are presented in this paragraph 2) The grounding system (which cannot be seen alone in this course) It is probably the most important part of the protection. A good grounding system is absolutely necessary. The two other parts of the protections (air terminals and surge protectors) would have no effect without the possibility of "evacuation" for the unwelcome extra voltages and extra currents. Interconnection of all grounding loops - or not interconnecting - is subject of a debate enlightened in the following paragraph, as well as specific materials and theory. 3) Protection system against indirect effects: it has as function to protect the interior installations and equipment electric/electronic as well as the people against the induced voltage and the rises in potential.


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This system is sometimes called “internal electrical protection”. Generally, this protection is ensured by the Lightning Surge Protectors. See course EXP-MN-SE110 Direct Protection is only one third of the necessary Lightning Protection. Grounding and Electrical (Surge) Protection are the Mandatory Complementary Two Other Elements of a Lightning Protection Installation. General trend is to install air terminal captors, descent cables, and a 'quick' local grounding, then to believe: "Protection is done". This is a thoughtless and even dangerous behaviour, as it becomes a provocation for lightning to strike and damage the installations.

4.1.1.1. Protection against direct effects theory The techniques of protection against the lightning strikes can be classified, according to their philosophy of action in 2 types: Protections known as “passive” Protections known as “active” The electrical field breaks between a thundery cloud and any rough bit on the ground level causing the strike. We can protect an installation theoretically in 2 manners: By eliminating the rough bits that are at the origin of the strike and by maintaining the elements to be protected on the same potential (potential of the ground), it is the passive protection. By creating voluntarily some rough bits, to attract the strikes and channel the energy towards the ground, it is the active protection The active protection is carried out by air terminal & lightning conductor. The passive protection is carried out by grid cages (cages of Faraday).

4.1.1.2. The complete Air terminal / conductor installation They include: 1 ) Devices of capture 2 ) The conductors of descent 3 ) The earth electrodes Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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In practice, there are two types of air terminal installations: Air terminations in metallic rods. It consists in laying out, above the structures to be protected, conducting rods of adapted length, rods which are connected by descent conductors to earth electrodes. The rod, also called pointer, can be topped with an additional capping device according to some vendor specific technologies. The grid cage lightning protection. It consists in laying, around the building to be protected, a Faraday screen cage whose meshes are connected to earth electrodes at the foot of the building. Note: It is important to keep in mind that the trajectory of the lightning channel is not directly affected by the height of the objects located on the ground. It is only at the very last stage of its descent that the strike decides of its point of impact. A lightning Air Termination does not attract the lightning at the time of its formation; it collects the electric discharge only if it is already spontaneously very near. The lightning direct protection system shall be of the enhancing type designed to attract lightning from a predetermined volume and to safely convey the lightning current to earth through a known and preferred route. The lightning direct protection system shall include components as follows: air termination(s), mechanical support(s), down conductor(s), performance recording equipment, and an earthing system.

4.1.2. The air termination - Capture Devices They are metallic rods, capped with pointer or “early streamer emission system” or metallic taut cables.

4.1.2.1. Franklin rod Or: “Metallic rod with a pointer” Figure 20: The Franklin rod Franklin lightning conductors, which are tapered, have a perfectly slender and attractive point. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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They exist in nickel/chromium-plated copper and stainless steel versions. They have a standard length of 2.4 m and can be extended by the addition of treated steel or stainless steel elevation rods. These systems do not require guying and can be up to 7 or 8 m long. The tip of 2F Franklin lightning conductors features a solid point of marine bronze or stainless steel Installation of rods on a structure: To study the best lay-out, the 'Rolling Sphere Method is the widest used principle. (see course SE110 and Total course on Lightning)

R : radius

Current I

Radius r1 Current i1

Lightning protection rod

Lightning protection rod

Metallic bridge

Figure 21: The electro-geometrical model (sphere) of a lightning strike The main problem becomes the choice of radius R for the sphere. If a radius r1 is chosen, it corresponds to a protective current i1 as per the Electro-geometrical model. When striking current is smaller than i1, it can go across the protection. The only 'safe' protection is to consider the smaller striking current possible, being 2 kA, R is then equal to 15 meters. (In this theory, lightning strike intensity – 1 to 400 kA – is function of the sphere radius).


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The risk according to the chosen protection The 100% protection does not exit in lightning protection and this regardless any type of system (including other than Franklin rods). Example with an "accepted risk" of 7 kA as current protection, the statistics show that only 5% of strikes are under these 7 kA. The associated radius of 36 meters (Rolling Sphere) is the base for the protection calculation wit a theoretical "risk of failure" of 5%. If the building to protect is an isolated one (a country farm in Europe for example), the chance of strike happening is one over 140 years; with the 5% considered 7 kA protection, it becomes a risk of one strike per 2800 years…….. International standards (C.E.I.) has 'normalised those risks, introducing several levels of protections, each one corresponding to a Rolling Sphere radius, a protective angle for the Franklin rod, a distance between linking protective conductors.

PL

RoF (%)

R (m)

I

0.5

II

Angle α(°) for a given h(m) 10 (m)

20

30

45

60

WoM (m)

20

45 (°)

25

-

-

-

5

5

30

55

35

25

-

-

10

III

15

45

60

45

35

25

-

15

IV

30

60

65

55

45

35

25

20

Table 6: Parameters giving the capture devices choices inducing a protection level PL: protection level RoF: risk of failure R: radius of the fictive Rolling Sphere h: height of the Franklin rod above the surface to protect WoM: width of the meshed network (distance between conductors)


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Figure 22: Installation of striking rods according to protection level Angles of protection are different according to protection level. These angles cannot be defined in 'h' (height of rod + pointer). When height of the building is bigger than the radius of the Rolling Sphere, there is a risk of 'side impact'. It is why, you can see on sky scrappers, striking rods installed on the vertical surfaces (at regular intervals).

4.1.2.2. Early Streamer Emission (ESE) or "ionisers" Relatively new technology, mainly developed by Australia (Dynasphere product) and France (Saint-Elmo rod) The 'idea' is by creating a surrounding 'ionised area', to provoke a preferable channel for the descending leader as a "strike-exciter". Their descent conductor is a high voltage type cable. Tests have been done comparing ESE air terminal with ‘classic’ Franklin rod; it results a difference in 'reaction time' called Δt which is the time in advance for which an ESE reacts, it conducts to an increase of protection distance ⇒ Δ L = V x Δt

with V = lightning speed estimates at 106 m / s

Figure and table gives the Rp (Radius of protection) for a “normal” type with a simple striking rod and in comparison the Rp for an ESE system depending the speed of the lightning. See as well the explanation figure Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 23: The ESE extended range of protection Height of Rp for Franklin type rod in in meters meters

Rp for air termination type ESE in meters "Lead" for striking in microsecond (Δt) 5

15

25

35

45

50

2m

5.50m

8.00m

12.2m

17.0m

21.6m

25.6m

27.6m

5m

8.50m

20.0m

31.7m

42.5m

52.5m

63.5m

68.5m

10 m

10.0m

22.9m

33.5m

43.9m

54.1m

64.2m

69.3m

Table 7: Comparison of Rp between one ESE and Franklin rod R: radius of protection in a horizontal plan placed at a vertical distance h of the tip of the ESE h: height of the ESE device, distance between tip of this ESE and the surface to protect h': extra virtual height above h. (according to the type of ESE) R = (h + h') tg α where α = 60° D: distance for arc striking (radius of the sphere ΔL: gain in length for ascending leader

These values of radius are according to French standards. France was the only country to establish standards for ESE (standard NF C 17-102.) and the first with Australia to put on the market a product (now Australia has also a Standard). The ESE is subject to strong critics such as: "they are not better than Franklin rods". To these critics, we can remind the words of Albert Einstein: "Great spirits have always encountered violent opposition from Mediocre Minds" Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Hereafter are the descriptions of some of the available products. Saint-Elme - Franklin France

Pulsar - Helita (France)

Dynasphere - Erico (Australia)

Capture rod tipped with the SaintElme

The Dynasphere

The metal cylinder contains the electric device of the Pulsar system that generates the brush discharges.

Piezo electric stimulator at end of the rod Principles – as per vendor documentation The basic principle of the SaintElme lightning conductor is to increase the number of free charges (ionized particles and electrons) in the air surrounding the lightning rod and to create, within a cloud–ground electric field, a channel of high relative conductivity constituting a preferential path for lightning.

When the lightning approaches the ground, a luminous ascending brush discharge is initiated at the lightning conductor. In the case of a Franklin rod, this ascending brush discharge propagates in the direction of the descending leader after a long transition phase. The Pulsar initiation advance permits to reduce the required time for the formation and continuous propagation of the ascending discharge and brings thus a higher efficiency for the lightning capture than a Franklin rod tip.

The terminal consists of a central hub deflection unit (stainless steel) and an exciter unit (epoxy resin). Its upper part has one or more stainless steel ion emitter points. It establishes a potential difference between the exciter set, which has the same charge as the surrounding air, and the point and deflection unit, which are at earth potential.

Table 8: Examples of ESE systems on the market Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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4.1.2.3. The Faraday cage It could look like a 'complement' to Franklin rods, as a mesh of protecting conductors is necessary for the Franklin rods protection. For Faraday cage the protection is completed by 'strike points' rods (look alike the Franklin rod) In fact a Faraday cage is the best-adapted protection against lightning strikes. All buildings, pipe racks, storage tanks, towers…, having a metallic frame have already a Faraday cage design. With non-metallic buildings, an "artificial cage" can be installed, doing it with 'lightning conductors'. In all cases the elements of Faraday cages must be connected to a (or the) earth termination network.

Figure 24: Faraday cage method of protection Protection by a meshed cage is done on top and around the building with wide-meshed 'net' of lightning conductors.


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Figure 25: Main frame of a Faraday cage Strike point rods (small length) are installed at cross-point of conductors in angles and any "pointing" part. Descents are outside building, mainly in angles. They are connected to the earth termination network, itself around the building. Distance between lightning conductors (width of meshes) is function of the required level of protection (Rolling Sphere Radius). It is a passive protection conducting directly the lightning strikes currants towards the ground. Division of the current within the "mesh network" lightning conductors limits (generally) the radiant effects inside the building. Figure 26: Faraday cage in construction (ammunition depot…) All the lightning conductors of the mesh are subject to direct lightning strikes and capable to direct the current towards the ground. On high risk structures such as explosives factories, no part of the roof should be more than 2.5m from an air termination conductor. This is generally achieved by applying a 5m x 10m mesh to the roof. However, for most structures, a mesh of 10m x 20m is considered sufficient, giving a maximum distance from any part of the roof to the nearest conductor of 5m. Other examples of protection by Faraday cage: Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 27: Faraday or mesh cage installed on top of an exhaust pipe (chimney)

4.1.2.4. .Other protections Taut cable Metallic cables installed above the structures to protect, tightened on supports if metallic themselves, are part of the protection. Used to protect overhead lines (high voltage), High voltage substation, storage tanks (floating roof).

Figure 28: Storage tank protection with taut cables


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The umbrella Used mainly in south-east Asia, mainly to protect communication towers or masts, but also tanks. Their efficiency cannot be denied, I still have in mind the picture of strikes on communication towers making like fireworks Figure 29: The umbrella style lightning protection

4.1.3. The down conductor (descent-meshing-bonding) This can be parented with a ground-interconnection wire The function of a down conductor is to provide a low impedance path from the air termination network to the earth termination network, to allow the lightning current to be safely conducted to earth. Standards advocate the use of various types of down conductors. A combination of strip and rod conductors, reinforcing bars, structural steel stanchions, etc. can be used as all or part of the down conductor system - providing they are appropriately connected to the air and earth termination networks, and are known to offer good electrical conductivity. Standards suggest there is no advantage in using 'shielded' coaxial cables as down conductors. In fact there is thought to be the disadvantage that potentials up to hundreds of kilo-volts can occur between the inner and outer conductor (shield) at the top of the down conductor so triggering a side flash. Down conductor systems should, where possible, take the most direct route from the air termination network to the earth termination network. Ideally they should be symmetrically installed around the outside walls of the structure starting from the corners. Routing to avoid side flashing should always be given particular attention in designing any installation. Down conductor sitting and distancing is often dictated by architectural circumstances. There should be positioned no more than 20m apart around the perimeter at roof or ground level, whichever is the greater. If the structure is over 20m in height, then the spacing is reduced to every 10m or part thereof


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They are generally of a flat copper conductor 30 x 2 mm cross-section, or galvanised steel (33.5 x 3 mm), over-sized electrically but it must take into account the electrodynamic effects and the corrosion For the ESE air termination, there could be (case of Dynasphere) a specific cable, described here in the following.

Figure 30: Routing of down conductor “permissibility” One E.S.E. (and in general one air terminal) = one (minimum) dedicated descent conductor

4.1.3.1. Security proximity distance A distance of at least one meter must be provides between descent lightning conductor and any electrical cable or any fluid canalisation running in parallel. This to avoid an induced dangerous potential in the neighbouring installations.

4.1.3.2. Side Flashing The problems relating to side flashing have attracted a great deal of attention in recent years and are a very important consideration when designing a safe lightning protection system. Damage to life and property can occur if the danger of side flashing is not considered. The principles of side flash can be explained by the following simple example (figure). Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 31: Phenomena of side flashing

4.1.3.3. The effect of Step and Touch Voltage on descent conductor(s) Comments on the picture of this paragraph 1. Person X is in contact with the ground at a and b; Person Y is in contact with the ground at c and the conductor at d; Person Z is in contact with the conductor at e and a metallic hand rail f shown grounded at g. 2. Person X is subject to step potential. 3. Person Y is subject to touch potential. 4. Person Z is subject to transferred potential. 5. The potential depends on the current magnitude and the impedance of the path of the lightning discharge. 6. Step potential increases with the size of the step ab in the radial direction from the conductor and decreases with the increase in the distance between person X and the conductor. Figure 32: The effect of step voltage and touch voltage 7. The transferred potential increases with increase in Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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the radial distance between the down conductor and the ground g. Extracts from the Australian Standard on Lightning Protection A.S. 1768-1983.

4.1.3.4. Specific E.S.E. descent conductor Not all manufacturers are requesting specific descent conductors, but in case of Dynasphere (Australian made, equipping some Total sites) a high voltage type cable is required, it is the “TRIAX” down conductor Figure 33: Triax construction format The TRIAX down-conductor functions are to convey the lightning discharge current to ground virtually without danger of side flashing. A unique conductive outer sheath allows electrostatic bonding of the building through cable securing saddles…..etc, as per the vendor literature. Anyway, follow “your” vendor recommendations; a high voltage cable is obligatory a complementary safety measure. (But personally, knowing that the discharge can be in a range of millions -106 – volts, I am not going to touch the cable during a lightning storm…)

4.1.3.5. Descent conductor – general recommendation The following recommendations should be observed when installing the down conductor: use the shortest route down to the earthing point follow a straight line, avoiding sharp angles (radius of curvature > 20 cm) avoid upward turns (except when passing over obstacles lower than 40 cm where a 45° maximum incline is tolerated avoid passing close to any electric lines. If crossing cannot be avoided, the electric lines should be metal-shielded 1 m either side of where the down conductor passes and the cladding then connected to the down conductor Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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All descent conductors have to be tightly fastened, to resist to the pull out force electromagnetically induced. (fixing point at least each 50cm) Figure 34: Down conductor recommendation On a Total (remote and new) site, some operators had run a (temporary) extension cable (220V) to supply a TV set, a coffee pot, etc…, just to feel comfortable during night shift They attached their cable alongside a descent conductor… I removed myself this cable, just in time, the same day, the lightning counter worked for the first time…. On an other site, in living quarters, one decided to erect a TV antenna mast during a lightning storm, he was badly burned…

4.1.4. Bonding

1: Air termination 4: Bond to vent 7: Bond to metal windframe 10: Test clamp 13: Eart termination point

2: Down conductor 5: Bond to re-bar 8: Bond to vent pipe 11: Indicating plate

3: Bond to aerial 6: Bond to metal staircase 9: Bond to steel door frame 12: Main earthing terminal

Figure 35 Bonding on a structure Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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All metal work on or around a structure must be bonded to the lightning protection system if side flashing is to be avoided. When a lightning protection system is struck, its electrical potential with respect to earth is significantly raised and, unless suitable precautions are taken, the discharge may seek alternative paths to earth by side flashing to other metalwork in or on the structure.

Figure 36: Illustrations of typical clamps used in metalwork bonding Typically, water pipes, gas pipes, metal sheaths and electrical installations which are in contact with earth, remain at earth potential during a lightning discharge. Even metal parts that are not in contact with earth will see a potential difference between them and the lightning protection system during a discharge, even if this potential is smaller in magnitude to the metal parts in direct contact with earth. It is vital that all exposed metalwork is bonded into the lightning protection installation (see figures)


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4.1.5. Test Clamp - Lightning event counter

Figure 37: At bottom of descent: counter and test clamp Air termination devices are normally equipped (on their direct descent conductor) with an event counter, totalling the number of strikes of at least a given value of the current. A test clamp should be provided at the bottom of the descent in a P.V.C or concrete inspection pit so that the down conductor may be disconnected from the earth termination and regular checks of the earth termination resistance be carried out. The test clamp (as on the figure) could be positioned at a height of two metres from the ground, the lightning flash counter (if required), should be placed just next to the test clamp. The down conductor should be protected from the test clamp down to the ground by a stainless steel (or PVC) sheath.


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4.2. GROUND IN LIGHTNING PROTECTION 4.2.1. Lightning Earthing Generalities Earthing plays a vital role in all electrical systems. The main reasons for earthing are: To protect people and livestock To protect equipment To permit the equipment to function correctly To ensure the reliability of electrical services. A good earth connection should possess the following characteristics: Low electrical resistance between the electrode and the earth. The lower the earth electrode resistance the more likely the lightning or fault current will choose to flow down that path in preference to any other, allowing the current to be conducted safely to and dissipated in the earth. A lightning ground resistance should have its value under 10 ohms. Impedance value (inductance) the lowest possible to minimise the electromotive force. For this effect it is strongly recommended to avoid grounding with only one underground horizontal wire or only one vertical electrode. Practice using deep well to catch moisture is not advisable as this system shows high impedance (above 10m deepness). Good advice is to multiply the horizontal wires and the vertical earth electrodes. Good corrosion resistance. The choice of material for the earth electrode and its connections is of vital importance. It will be buried in soil for many years so has to be totally dependable. Ability to carry high currents repeatedly. Ability to perform the above functions for a minimum of 30 years.

4.2.2. Soil Conditions Achieving a good earth will depend on local soil conditions. A low soil resistivity is the main aim and factors that affect this are: Moisture content of the soil. Chemical composition of the soil, e.g. salt content. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Temperature of the soil. The following tables illustrate the effect these factors have on the soil resistivity. Effect of Moisture on Resistivity Resistivity ohm - cm

Moisture content % by weight

Top Soil

Sandy loam

0

1000 x 106

1000 x 106

2.5

250 000

150 000

5

165 000

43 000

10

53 000

18 500

15

31 000

10 500

20

12 000

6 300

50

6 400

4 200

Effect of Salt on Resistivity Added Salt (% per weight of Moisture)

Resistivity ohm - cm

0

10 700

0.1

1 5020

1.0

450

5

190

10

130

20

100

Effect of Temperature on Resistivity For sandy loam 15.2% moisture Temperature

Resistivity ohm - cm

C

F

20

68

7 200

10

50

9 900

0

32 (water)

13 800

0

32 (ice)

30 000

-5

23

79 000

- 15

14

330 000

Note: if your soil temperature decreases from + 20°C to – 5°C, the resistivity increases more than ten times

Table 9: Factors affecting soil resistivity Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Note: Although “effect of Salt”” quotes figures for salt laden soil, it is now deemed bad practice to use salt as a chemical means of reducing soil resistivity, because of its very corrosive nature. Salt along with other chemicals, has the disadvantage of leaching out of the surrounding soil after a period of time, thus returning the soil to its original resistivity. Once the soil resistivity has been calculated from the local soil measurements, the appropriate earth electrode system can be chosen by using typical formulae listed below: Horizontal strips (Rectangular Section)

R=

ρ 275L

Log10

200 L ² wD

Horizontal strips (Circular Section)

R=

ρ 275 L

Log10

200 L ² dD

Vertical strips (Rectangular Section)

R=

ρ 275L

Log10

800 L w

Vertical strips (Circular Section)

R=

ρ 275L

Log10

400 L d

Where: R = Apparent earth electrode resistance in ohms ρ = Soil resistivity in ohm-cm D = Depth of electrode in metres D = diameter of electrode in centimetres L = Length of electrode in metres W = Width of electrode in centimetres For Example If we require an earth electrode resistance of 20 ohms and we have established by a soil resistivity survey that ρ = 10,000 ohm-cm. (several electrodes in parallel will reduce the general earth resistance) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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If for this example we assume that the soil is suitable for deep driven rod electrodes then we can calculate the depth of rod required to obtain the desired 20 ohms resistance. From above, for vertical strips (circular section): R =

ρ 275L

Log10

400 L , thus, R = 20 ohms d

and ρ = 10 000 ohm-cm Assume we use a standard 5/8" diameter rod (nominal diameter 14 mm) Actual shank diameter 14.2 mm, thus, d = 1.42cm

L =?

If we let L = 6 mm and substitute to see what of R is obtained: R =

10000 400 x6 Log10 275 x6 1.42

R = 6.0606 x 3.228 = 19.56 ohms Thus 6 m of extensible rods (5x1.2m) can be used to obtain the desired resistance value of 20 ohms. The above example illustrates the importance of the accuracy of the soil resistivity figure. If the survey is inaccurate, then the calculated apparent earth electrode resistance R will be Inaccurate and misleading

4.2.3. Principle of Earthing according to Lightning air termination 4.2.3.1. Grounding for Franklin rod Position of the Lighting ground specific system is always directed towards the outside of the building / structure to protect. The conductors, parts of crows foots or interconnecting electrodes must be distant of at least 3 m from any metallic pipe / rack not entering the building / structure being protected (different installations). If this constraint cannot be respected, a good and permanent ground interconnection has to be established between these different installations. For each individual descent conductor, from each Franklin rod, earthing should be done by Ground conductor of same component, same section than the descent conductor, laid in crows foot method such as (for example) 3 conductors up to 10 metres length, horizontal at a depth of at least 60 cm. A set of 3 vertical electrodes, of at least 2m depth, laid in equilateral triangle of minimum 2 m side dimensions. Electrodes being interconnected at their tip by a conductor of at least the same size of the descent conductor. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Interconnection with the main earth loop network with a conductor of at least the section of the descent conductor. (See following paragraph “Interconnections debate…”).

4.2.3.2. Grounding for Faraday cage For each individual descent conductor, earthing should be done by Ground conductor of same component, same section than the descent conductor, laid in crow foot method, but with small dimensions; for example 3 conductors of 2 or 3 metres length at a depth of at least 60cm. A set of 2 vertical electrodes of at least 2m., distant of at least 2 m and interconnected with a conductor of at least the section of the descent conductor. Interconnection with the main earth loop network with a conductor of at least the section of the descent conductor..

4.2.3.3. Grounding for Taut cables Same as per Franklin rod method

4.2.4. General Methods of Earthing Method

Schematics

Single Strip End Connected

Radial Earthing, Single Radial

Comments Poor results as lightning has only one path. High ground voltages will be experienced at injection points.

Ideal for medium resistivity areas and radials up to 30 metre length. Lightning current split 6 ways.


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Method

Schematics

Comments Ideal in areas of higher soil resistivity.

Radial Earthing, Crows Foot Radial

Creates multiple paths for lightning current and high capacitive coupling to ground. Note: Earth Gel is generally very effective with Radial Earthing

Copper Clad Steel Rod earthing

Multiple Rod Earthing

Effective with only one rod when high ground water level exists.

Place rods according to best depth driven with first rod. Spacing of each rod should be 2 x depth

Required in dry areas and where ground water level is very low. Deep Drill Earthing

Essential to make continuous contact between wall of hole and rod. Drilling mud and gel is very effective. **Cautious about high impedance

Earthing with Limited Area and Pedestrian Traffic

Use deep drill hole and place one or two concentric plastic cylinders over top 3-4 metres. This reduces ground voltage rise at the surface.

Table 10: Different principles / methods of earthing in lightning protection Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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4.2.5. Specific Materials for earth termination network 4.2.5.1. Deep Driven Earth Electrodes A soil resistivity survey indicating lower resistivity at greater depths will make the deep driven earth electrode a logical choice. Deep driven earth electrodes are more likely to reach permanent moisture unaffected by seasonal changes. Figure 38: Deep driven Earth Electrode A common misconception is that increasing the diameter/width of the rod/strip electrode will give a significant reduction of earth resistance. Tests have shown that increasing the diameter of a rod electrode from 12.5 to 25 mm has increased the weight by 400%, increased the cost by 400%, but only reduced the earth resistance by 9.5%. To obtain a low overall resistance, current density should be as low as practicable in the soil which is in contact with the electrode. This can best be achieved economically by having one electrode dimension very large in comparison with the other dimensions. This is best achieved by a rod or strip electrode.

4.2.5.2. Parallel Earth Rod Electrodes

Figure 39: Spacing or Paralleling Earth Rod Electrodes Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Where ground conditions make deep driving of earth rods impossible, a matrix arrangement of rods coupled to one another by conductors can be used. If possible, the earth rods must be spaced at least equal to their driven depth. No significant decrease in resistance will be obtained by spacing greater than twice their driven depth. If earth rods cannot be driven in a parallel line, a 'Crows Foot' configuration can be used, ensuring that the spacing depth ratio is still maintained

Figure 40: Crows Foot Earth Configuration

4.2.5.3. Radial Strip Electrodes Ground that has one metre depth of soil before encountering bedrock will best be suited to a buried radial electrode, provided the system is installed below the frost line and below the area that is subject to seasonal weather changes. Figure 41: Buried Strip Earth Electrode


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4.2.5.4. Solid Plates or Mats Earth plates or mats can be buried instead of driving rod electrodes but installation is expensive and time consuming Figure 42: Buried Earth Plate Electrode

4.2.5.5. Reinforcing bars in foundations as natural earths This is an economical method of using the mass of metal already underground in the form of the reinforcing bars, within the structure's foundations. Precautions should be taken to ensure there is electrical continuity between these reinforcing bars and the earth/lightning protection connections above ground.

4.2.5.6. Underground Pipe Work System Buried water pipes were previously considered to be a reliable method of earthing but the increasing use of plastic pipes or replacing metal joints with plastic ones now makes this method unreliable. Other forms of earth electrode can be used, including ring conductors or radial strips emanating from a particular point, or a combination of conductors with earth rods.

4.2.5.7. Voltage Gradient A further factor affecting the choice of an electrode system is the electrical considerations. Step and touch voltages on the surface of the ground in the vicinity of earth electrodes must be restricted to safe values. This can be achieved by using electrodes to form a ring around the area to be protected. The electrodes must be buried sufficiently deep to reduce surface potential. An effective method of reducing the voltage gradient of rod electrodes is to install them with the top of the electrode some distance beneath the surface of the soil. The connection between the electrode and down conductor being made with insulated conductor. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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4.2.5.8. Corrosion The correct choice of materials for a lightning protection system is vital. Metal fittings must be compatible with the metal or metals used externally on the structure over which the system passes or with which it may be in contact. Aluminium and copper, the two metals most commonly used in lightning protection systems, are not compatible, so great care must be taken when both are used in a system particularly where they come into contact with each other.

Figure 43: Example of Bi-Metallic Connector If aluminium is selected as the material for air termination networks and down conductors, it has to be connected to copper at or around the test clamp. This connection should be positioned at the beginning of the earth termination network. This is because the Earthing Code do not permit aluminium to be buried underground. The contact surfaces of dissimilar metals should be kept completely dry and protected against the ingress of moisture, otherwise corrosion will occur. A particularly effective means of excluding moisture is to use inhibitor pastes, bitumastic paint, or approved protective wrappings. As aluminium is prone to corrosion when in contact with cement and mortar mixes, aluminium conductors need to be fixed away from the offending surface with an appropriate fixing.

4.2.6. Improvement in soil continuity Improvement of earth distribution by Adding earth electrodes to the already existing ones Multiplying the earthing solutions and interconnect all systems together Apply a treatment to reduce impedance of the soil.


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Improvement with soil conditioning agents Introducing a soil-conditioning agent into the ground can reduce the soil resistivity and hence reduce the earth resistance. There are various agents available, the choice of any particular one will depend on the type of earth required - temporary or permanent; the locality; the condition of the soil, etc. Moisture forms an important part in obtaining a low soil resistivity value and it is the impurities in the water that produce this. One way of reducing the soil resistivity is to pour chemical solutions i.e.: copper sulphate; sodium carbonate; calcium sulphate, over the local area and allow it to migrate through the soil. The disadvantage of this is the large volume of solutions required, which makes it a cumbersome and time consuming exercise. Also chemicals will eventually leach out of the local soil, returning it to its original high resistivity. Dissolving chemicals into the soil is also likely to encourage corrosion of the earth electrode. Hence the reason for not recommending the use of salt as a means of reducing the soil resistivity. Other soil-conditioning agents are available including “Bentonite” and “Marconite”. Bentonite is used as an earth-electrode back-fill to reduce soil resistivity by retaining moisture. The clay consists largely of sodium “montmorillonite”, which when mixed with water swells to many times its dry volume. It has the ability to hold its moisture content for a considerable period of time and to absorb moisture from the surrounding soil (e.g. from rainfall). Marconite is a conductive carbonaceous aggregate which when mixed with conventional cement, effectively increases the surface area of the earth-electrode, thus lowering its earth resistance. Ideal for use on sub-stations and transmission/distribution networks or in hot, dry climates, and also has electromagnetic screening and anti-static flooring applications. Both products have applications with deep-driven electrodes. The ground/soil in question can be drilled using a portable drill rig, transported to the site. Significant depths can be reached depending on the type of ground. The electrode assembly can then be inserted into the pre-drilled hole and back-filled with Bentonite or Marconite, or any other appropriate conditioning agent. It is vital with any earthing system that regular inspection is carried out for possible damage. Regular checks on earth electrode resistance to ensure optimum protection are advised. An other simple method to improve soil quality is to "import" massive quantities of topsoil having good resistivity.


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4.2.7. Grounds interconnections debate Do we need to interconnect the specific Lightning Ground network with the other earthing networks?

4.2.7.1. Total Specification GS EP ELE 031 Hereafter, extracted from this specification, the paragraph 3.7 The purpose of the earthing system is to dissipate as much as possible the lightning current into the soil (50%) without producing dangerous potential differences in the earthing system. Earthing system shall be meshed like the following figure:

Figure 44: Site Earthing / Meshing as per paragraph 3.7 of GS EP ELE 031 This does not mean that the different ground networks (electrical, lightning, instrumentation, telesystem,…) are interconnected on Total sites. Strong habits, personal well convinced minds are ferociously against the interconnections and do defend vigorously their “independence”, with sometimes, poor arguments to defend their position… Hereafter is a personal analysis (and judgment) about the “interconnection “problem”.


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4.2.7.2. Case of separate Grounds between Network and Lightning Protections When a "normal" strike occurs, on the air termination (specially installed for that purpose) the overvoltage and high currents are driven away the ground installation network. Everything is, at it "should be"; no interference between the different earthing systems (as long as they are clearly distant from each other) All the manufacturers, all the engineering and standardisation offices do not guaranty a 100% protection. Air terminations are there to support the strikes but nevertheless, within the protected area, an "unexpected" event could direct a strike a “wrong way” towards a building or a structure. Everyone, with field experience have seen or heard about lightning causing big damages inside installation believed to be "well" protected. Probabilities are low for such happening in descending strikes, but are more present for ascending ones. A small not directly protected building could have more 'capacitance' ready to strike than an air termination nearby. In that case ("unexpected" strike), interconnection with the lightning ground is welcome as well as the 'electrical' surge protectors devices.

Figure 45: Lightning and other ground networks are separated


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4.2.7.3. Case of Interconnected Grounds between Network and Lightning Protections When strike occurs on the air terminal, the overvoltage can spread on the entire network, bringing “parasite” currents and voltages in "feed-back". Preferable paths could be taken according to resistance value of the different branches of the network. This is the main concern for those against interconnection This can happen with insufficient direct ground termination for the capturing device and / or bad connections. The ground network could be as well with insufficient meshing and/or too small copper wires cross sections. It enlightens as well the necessity to have good engineering, proper measurement of soil resistivity and earthing value as well as a permanent survey and maintenance of the earthing network

Figure 46: Lightning and other ground networks are interconnected

4.2.7.4. Conclusion For those in favour in Separate grounding:: Argumentation such as: “Air Terminal is for receiving strikes whose current must be routed directly to earth, without "feed-back" possible in the installation”, leads to the following answer: Inconvenient: is: what about the "unexpected" strike creating induced current in cables on racks or even in ground; And do not say, it does exist! It is impossible! I was on a new plant, under commissioning, lightning protection installed (ESE Dynasphere type), lightning Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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ground network completed, but;;;; instrumentation ground kept independent (even the electrical power supply -220 V - was “refused” to be interconnected). First storm occurred, I was on the plant and I saw the strike on an instrumentation power supply (220V) cable rack, in the middle of the onshore unit. The two Beckmann gas chromatograph / analyser concerned by the supply were dead…., power supply card burned. As the "unexpected" always happens…., it is better to interconnect all the grounding networks, including Lightning, Telephone, Instruments, Radio, etc. Of course this 'general' network should be of good quality, well engineered, well surveyed / maintained. When in doubt, "excessive" grounding will be always better than "bad" and incomplete earthing.


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5. ISOLEMENT ET MESURE D’ISOLEMENT Lorsque l’on parle de terre, de réseau de terre, l’on désire la résistance la plus faible possible. Avec l’isolement, c’est l’inverse, il faut la plus grande résistance, la plus grande rigidité diélectrique possible. Terre et isolement sont directement liés, la mise à la terre remplissant sa fonction de protection / surveillance (avec les systèmes à courant résiduel, contrôleur permanent…) en cas de défaillance d’un isolement

5.1. TERRE – CONTINUITE – IMPEDANCE 5.1.1. Mesure de prise de terre Pour mesurer la valeur ohmique des prises de terre, l'on utilise (généralement) directement un telluromètre avec comme accessoires 2 piquets de terre (les sondes) de 60 cm (diamètre 1 cm) en matériau bon conducteur et 3 longueurs de fil électrique isolé (section 1,5 ou 2,5 mm²) d’au moins 25m chacun. (Les dimensions et méthodes données ici et après sont à considérer comme « standard », chaque fabricant de telluromètre possède sa propre technique qui de toute façon ressemble fortement à celle-ci - suivez les instructions de la notice accompagnant l’appareil de mesure). Pour faire la mesure, on plante en un triangle (d’au moins 20 cm dans le sol) dont les sommets sont distants de 20 m les deux sondes raccordées sur S et HE et l'on raccorde la sortie E sur la mise à terre (découplée). L'on peut également aligner les sondes avec 40 [m] entre la sonde HE et la prise de terre et en plaçant le sonde S au milieu.

Figure 47: Mesure de prise de terre sur 3 points Si l'on ne peut pas respecter la distance de 20 [m] entre chaque sonde, il faut faire plusieurs mesures et faire la moyenne des « différentes » mesures. La lecture est directe sur le telluromètre. Il est également possible de déterminer cette résistance à l'aide d'un (simple) ohmmètre, en prenant 3 mesures de E à S (RE-S) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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de S à HE (RS-HE) de E à HE (RE-HE) puis de faire le calcul suivant: RE = (RE-S + RS-HS - RE-HE) / 2 Ci-après, configuration de mesure (voir figure) qui utilise toujours le même principe, seules les lettres changent. Suivez les instructions de la notice de l’appareil pour les raccordements. Sur l’appareil, la terre à mesurer est en ‘’T’, les sondes en A et B Sur le dessin, la terre à mesurer est ‘Z’, les sondes en X et Y.

Figure 48: Mesure d’une terre ‘quelconque’

5.1.2. Continuité du conducteur de protection Pour pratiquer cette mesure, on doit mesurer une très petite résistance entre l'électrode de terre, et les conducteurs et objets/récepteurs conducteurs raccordés au PE (ne pas oublier les alvéoles de protection des prises réseaux) .

Figure 49: Mesure de continuité du conducteur de protection (PE) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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On peut se servir d'un ohmmètre (analogique ou numérique) afin de vérifier la valeur de cette résistance S’il s’agit de vérifier une simple continuité (pour savoir si c’est le bon fil par exemple), l’on pourra utiliser un buzzer, un ronfleur, une lampe de poche ou tout simplement la facilité « bip-bip » de votre multimètre (en mesure ohmmètre). Figure 50: Contrôle de continuité avec perchette de contact Les tests de continuité sont pour tous les types d’appareils électriques. Le simple appareil d’éclairage doit être mis à la terre et la continuité du raccordement à la terre fait partie des test et mesures annuels. Dans l’industrie et les bâtiments accessibles au public, un organisme indépendant doit faire cette vérification tous les ans. Sur la photo la perchette est raccordée à un ohmmètre qui a un deuxième conducteur relié (quelque part) à une prise de terre (de référence).

5.1.3. Mesures d’impédances de boucle Extrait des spécifications Total pre-commisioning En respect de la norme IEC364-3 pour la protection du personnel, la tension de contact (touch voltage) ne doit pas dépasser 50 Vac efficace (ou rms) ; En conséquence les impédances de boucle doivent être inférieures aux valeurs tabulées ci-dessous Système de distribution

Id (mA)

UL (V)

RA (ohms)

240 V 3 ph 60 Hz

300

50

167

440 V 3 ph 60 Hz

300

50

167

6.6 kV 3 ph 60 Hz

30000

50

1,67

Table 11: Valeurs d’impédance de boucle en function des réseaux de distribution Définitions RA = La valeur ohmique de la résistance de terre de toutes les parties conductrices interconnectées à une prise de terre Id = premier courant de défaut entre une phase et une masse UL = Tension de contact conventionnelle


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Tous les tests seront conduits selon les détails et schémas (reproduits ci-après) en utilisant un générateur de test à courant alternative. Le courant injecté doit être égal à 1,5 le courant nominal du circuit sous test sans toutefois excéder 25 A. Toutes les sources de courant du circuit en test doivent être isolées avant de procéder au test. La valeur ohmique mesurée sera égale à X = U / I = Tension du générateur de test / courant du générateur de test Exemple 1: moteur alimentée en basse tension depuis un tableau de distribution a) Brancher le générateur de test entre le point ‘R’ du jeu de barres du tableau de distribution et le point ‘E’ du collecteur de terre (dans le même tableau). Fermer le disjoncteur ‘B’ et déterminer la valeur de l’impédance de la boucle E1 en court-circuitant la phase ‘R’ (au niveau du moteur) avec la masse. b) Court-circuiter l’impédance ‘F’, fermer le disjoncteur ‘E’ afin de déterminer la valeur d’impédance de la boucle E2 c) L’impédance totale de la boucle = E1 + E2

Figure 51: Test d’impédance de boucle exemple 1


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Exemple 2 : circuit d’éclairage alimenté depuis un tableau de distribution a) Brancher le générateur de test entre le point ‘T’ du jeu de barres du tableau de distribution et le point ‘E’ du collecteur de terre (dans le même tableau). Fermer le disjoncteur ‘A’ et déterminer la valeur de l’impédance de la boucle E3 en court-circuitant phase et masse au niveau de l’appareil d’éclairage b) Court-circuiter l’impédance ‘F’, fermer le disjoncteur ‘E’ et déterminer la valeur d’impédance de la boucle E4 c) L’impédance totale de la boucle = E3 + E4 Note (du commissioning) : le test d’impédance de boucle pour les circuits à faible puissance (tels que les circuits d’éclairage) est laissé à la discrétion du responsable de commissioning. Suivant les niveaux de protection du site, il peut s’avérer qu’un seul test (sur un seul circuit) par tableau soit nécessaire, à condition que ce seul test soit satisfaisant.

Figure 52: Test d’impédance de boucle exemple 2


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Exemple 3: moteur HT alimenté depuis sa cellule de protection a) Brancher le générateur de test entre le point ‘R’ du jeu de barres du tableau de distribution et le point ‘E’ du collecteur de terre (dans le même tableau). Fermer le disjoncteur ‘A’ et déterminer la valeur de l’impédance de la boucle E6 en court-circuitant la phase ‘R’ (au niveau du moteur) avec la masse b) Brancher le générateur de test entre le point ‘R’ du jeu de barres du tableau de distribution et le point ‘E’ du collecteur de terre (dans le même tableau). Fermer le disjoncteur ‘B’ et déterminer la valeur de l’impédance de la boucle E5 en court-circuitant la phase ‘R’ (au niveau du transformateur de mise à la terre) avec la masse c) L’impédance totale de la boucle = E5 + E6 Figure 53: Test d’impédance de boucle exemple 3


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5.2. ISOLEMENT 5.2.1. Mesure de résistance d’isolement et essai diélectrique Trop souvent confondues, ces deux notions, qui caractérisent la qualité d’un isolant, méritent d’être à nouveau explicitées.

5.2.1.1. L’épreuve de tenue diélectrique Plus communément appelée “essai de claquage”, exprime la capacité d’un isolant à supporter une surtension de moyenne durée sans que se produise un amorçage (étincelle). Dans la réalité, cette surtension peut être due à la foudre ou à l’induction engendrée par un défaut sur une ligne de transport d’énergie, par exemple. L’objectif principal du test diélectrique est donc de s’assurer que les règles de construction relatives aux lignes de fuite et aux distances d’isolement dans l’air, telles que spécifiées dans les normes, sont respectées. L’essai est souvent réalisé en appliquant une tension alternative, mais il peut également être réalisé avec une tension continue. L’appareil nécessaire à ces mesures est un diélectromètre. Figure 54: Exemple de diélectromètre Le résultat obtenu est une valeur de tension, exprimée le plus souvent en kilovolt (kV). L’essai diélectrique présente un caractère plus ou moins destructif en cas de défaut, selon la puissance de l’appareil de test utilisé. De ce fait, il est réservé aux matériels neufs ou rénovés : seuls ceux ayant subit l’épreuve avec succès seront mis en service. Les test réguliers de tenue diélectrique (en HT) au titre de la maintenance : En 1996, l’industrie des constructeurs de câbles a décidé que faire des tests de tenue diélectrique avec des générateurs DC (courant continu) sur des câbles à isolant PVC Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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(XLPE) en BT, et ce de manière régulière conduit inévitablement à la détérioration de l’isolant. Depuis, les essais à la plus haute tension de tenue diélectrique pour les câbles BT ont été « ajournés », suivant les desideratas des constructeurs Les câbles HT isolés polyéthylène (EP) ne sont pas sujet aux mêmes « dégradations » lors des test sous injection de courant DC et suite au vieillissement. Ils peuvent être testés, tout au moins lors de leur première installation avec les valeurs de tests suivantes Ci-après, recommandation (de commissioning) lors de la première mise en service de câble HT avec les tensions DC à appliquer en fonction de la tension de service du câble Les essais sont fait avec un diélectromètre ou « hi-pot tester » (en anglais). La tension du testeur est en fait fonction de l’épaisseur de l’isolant (wall mils) avec en gros 300 V par mil (1 mil = 1 milli-inch = 25,4 microns = 25,4 x 10-3 millimètre). Quitte à se répéter, attention, ces tests ne sont à faire qu’une fois (avec la tension d’essai maximale), avant la mise en service et il vaut mieux même avoir l’accord du fabricant. Test de reception (commissioning) pour cables HT Avant la mise en service Tension de service entre phases

dc Hi-Pot Test

dc Hi-Pot Test (15 Minutes)

Wall - mils

Kv

Wall - mils

kV

5000

90

25

115

35

8000

115

35

140

45

15000

175

55

220

65

25000

260

80

320

95

28000

280

85

345

100

35000

345

100

420

125

46000

445

130

580

170

69000

650

195

650

195

Note: si le courant de fuite se stabilise, la durée du test peut être réduite à 10 minutes Table 12: Tensions d’essais des câbles HT à la première mise en service En ce qui concerne les « hi-pot tests », par la suite, lors des opérations de maintenance, il n’est pas évident de donner des valeurs de tension d’essai. Chaque fabricant, chaque société (Total et les autres) peut avoir ses propres « standards », la tension d’essa de tenue diélectrique est alors fonction de l’age du câble, son état (visuel) de dégradation. Un Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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« vieux câble » n’appréciera pas le dépassement de sa tension de service, une tête de câble n’appréciera pas d’être débranchée, manipulée, rebranchée trop souvent. C’est pourquoi, il n’est donné ci-après qu’une fréquence de contrôle des câbles et quant à la tension à appliquer, demander à la hiérarchie, c’est elle qui doit se mouiller, c’est trop facile de tenir pour responsable l’exécutent lorsque le câble a « claqué » en faisant le test. Fréquence de test “Hi-pot” Après installation et après premier test Type de service Éclairage – circuits secondaires Moteurs – circuits principaux Critiques – circuits d’urgence

1er test de maintenance

2nd test de maintenance

Période entre les tests suivants

Pas de test

Pas de test

Pas de test

3 ans

8 – 9 ans

5 – 6 ans

12 – 18 mois

2 – 3 ans

4 – 5 ans

Table 13: Tensions d’essais des câbles HT- fréquence de tests de maintenance

5.2.1.2. La mesure de la résistance d’isolement, Quant à elle, est non -destructive dans des conditions normales de test. Réalisée en appliquant une tension continue d’amplitude inférieure à celle de l’essai diélectrique, elle vise à fournir un résultat en kΩ, MΩ ou GΩ. Cette résistance exprime la qualité de l’isolation entre deux éléments conducteurs et fournit une bonne information sur les risques de circulation de courants de fuite. Son caractère non -destructif la rend particulièrement intéressante pour le suivi du vieillissement des isolants durant la période d’exploitation d’un matériel ou d’une installation électrique. Elle peut ainsi servir de base à une maintenance préventive. Cette mesure est effectuée au moyen d’un Contrôleur d’Isolement, également appelé mégohmmètre.

5.2.2. Comment mesurer les niveaux d’isolement Concrètement, on vérifie dans un premier temps que l’installation ou le matériel soit hors tension, puis on applique une tension d’essai continue et on recueille la valeur de la résistance d’isolement. Lors de la mesure d’un isolement par rapport à la terre, il est conseillé de placer le pôle positif de la tension d’essai sur la terre, pour éviter des problèmes de polarisation de la terre lorsque l’on procède à des essais multiples. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Toutes les normes concernant des installations ou matériels électriques spécifient les conditions de mesure et les seuils minimums à respecter pour les mesures d’isolement.

5.2.2.1. Mesures d’isolement sur des installations électriques La fameuse NF C 15-100, qui traite des installations électriques Basse Tension, précise que la résistance d’isolement doit être mesurée, installation hors tension, sur des tronçons d’une longueur de 100 m* : Avant la mise en service, récepteurs débranchés, (circuits ouverts) entre chaque conducteur actif (conducteurs de phase et du neutre) pour vérifier qu’aucun d’entre eux n’a subi de dommage mécanique lors de l’installation.

Figure 55: Mesures d’isolement sur circuits ouverts Avant la mise en service, conducteurs actifs reliés entre eux, récepteurs branchés, pour vérifier l’isolement de tous les conducteurs par rapport à la terre.

Figure 56: Relier les conducteurs actifs entre -eux Si l’installation comporte des dispositifs électroniques sensibles, il convient de les débrancher ou de vérifier pendant les mesures que les conducteurs de phase et de neutre sont bien reliés. Ces mesures sont également effectuées périodiquement dans le cas d’installations tertiaires ou industrielles. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Il est possible d’effectuer des mesures sur des tronçons de moindre longueur. Dans ce cas, la valeur de l’isolement sera inversement proportionnelle à la distance. Par exemple, pour un tronçon de 50 mètres, R isolement 50 m = 2 x R isolement 100 m

5.2.2.2. Mesure de l’isolement d’une machine tournante On peut vérifier la qualité de l’isolement des enroulements par rapport à la terre ou des enroulements entre eux.

Figure 57: Mesure d’isolement sur machine tournante On pourra aussi vérifier l’isolement du moteur branché sur l’installation, par rapport à la terre. Figure 58: Mesure d’isolement phase/terre Les tensions d’essais de 500 V et 1000 V sont bien sûr les plus courantes lors de tests de machines tournantes Basse Tension (<1000 V). Sur des machines tournantes fonctionnant audelà de 1000 V (moyenne tension), les tensions d’essai d’isolement sont couramment de 2500 V ou 5000 VDC. Figure 59: Mesure d’isolement sur moteur


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5.2.2.3. Mesure d’isolement de câbles téléphoniques Effectuées sur des câbles neufs sous 250 V ou 500 V ou sur des lignes téléphoniques en service sous 50 V ou 100 V pour la relève de dérangements, les mesures d’isolement peuvent s’effectuer entre lignes appairées et l’écran relié à la terre, ou entre l’écran métallique et la terre. Figure 60: Mesure d’isolement de câbles téléphoniques

5.2.2.4. Mesure de forts isolements : intérêt d’un circuit de garde Dans le cas d’isolements élevés (supérieurs à 1 GΩ), les mesures peuvent être parfois faussées par la circulation de courants de fuite qui cheminent à la surface des isolants, au travers de l’humidité et des poussières superficielles. Le technicien souhaite souvent ne qualifier que la qualité intrinsèque des isolants. Pour faire une mesure exacte, il lui faut donc éliminer ce courant de fuite superficiel qui diminue la résistance affichée sur le mesureur pour ne garder que le courant transversal circulant à l’intérieur de l’isolant. Cette opération s’effectue simplement en connectant la borne de garde du mesureur d’isolement à un point situé entre les points de test “ + ” et “ - ”.

Figure 61: Mesure circuit de garde avec mesure de forts isolements Cette borne de garde vient shunter le circuit de mesure, et réinjecte donc le courant de surface sur un des points de test, sans passer par la mesure.


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La garde sera connectée sur une surface susceptible d’être le siège de circulation de courants de surface, non caractéristiques des isolants : surface isolante d’un câble, d’un transformateur… Il est nécessaire d’avoir une bonne connaissance de la circulation possible du courant de test au travers de l’élément testé pour choisir le meilleur emplacement pour la connexion de la borne de garde.

5.2.3. Valeurs minimales des résistances d’isolement Les valeurs des résistances d’isolement sont définies selon la tension nominale du circuit testé.

5.2.3.1. Installations électriques Les valeurs minimales présentées dans le tableau ci-dessous correspondent aux prescriptions de la norme NF C 15-100. Tension nominale du circuit

Tension d’essai

Résistance d’isolement minimale *

En dessous de 50V

250 VDC

0,25 MΩ

De 50 à 500V

500 VDC

0,5 MΩ

Au-dessus de 500V

1000 VDC

1,0 MΩ

Table 14: Tensions d’essais et isolement minimal en BT * Aide mémoire : les seuils d’isolement correspondent à 1000 Ω par Volt de tension d’essai Si la valeur mesurée par rapport à la terre est inférieure à la résistance minimale imposée, on déconnectera alors les récepteurs de l’installation puis on vérifiera séparément les isolements de chaque conducteur par rapport à la terre. Pour des applications spécifiques, les seuils peuvent changer. Ainsi, pour des câbles chauffants noyés dans les parois des bâtiments, les valeurs minimales selon la NF C 15100 sont de 250 kΩ pour une tension nominale de 230 V et 400 kΩ pour une tension nominale de 400 V.

5.2.3.2. Appareils et moteurs électriques Le nombre de normes relatives à des appareils électriques est proportionnel à leur diversité…. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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La tension d’essai de 500 VDC est la plus classique et peut être appliquée aux tests de machines (norme EN 60204), aux appareils électrodomestiques (EN 60335), aux tableaux électriques (EN 60439) et aux luminaires (EN 60598). Figure 62: Mesure d’isolement sur appareil électrique Les seuils minimums peuvent varier d’une norme à une autre, mais là aussi 1000 Ω/V constitue souvent une valeur de référence en dessous de laquelle il ne faut jamais descendre.

5.2.3.3. Installations téléphoniques Sur des lignes téléphoniques, l’isolement de câbles non remplis, neufs, de longueur inférieure à 2 km doit être au moins de 1000 MΩ (et de 2000 MΩ/km si la longueur dépasse 2 km). Pour des câbles remplis, les valeurs sont respectivement de 750 MΩ et 1500 MΩ/km. Sur des lignes en service, l’isolement toléré est inférieur à celui des câbles neufs, mais il ne doit en aucun cas descendre en dessous de la moitié des valeurs données pour les câbles neufs.

5.2.4. Influence des conditions climatiques Deux paramètres d’environnement interviennent considérablement dans la mesure des isolements :

5.2.4.1. La température Elle fait varier la valeur de la résistance d’isolement selon une loi quasi exponentielle. Dans le cadre d’un programme de maintenance d’un parc de moteurs, il est donc important d’effectuer les mesures périodiques dans des conditions similaires de température. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Sinon, il convient de corriger les résultats trouvés pour les ramener à une température fixe de référence. A titre d’exemple, la norme IEEE 43 sur les machines tournantes donne comme approximation une division par 2 de l’isolement pour chaque augmentation de température de 10°C (et inversement). La courbe (figure) peut ainsi servir de base de correction. Figure 63: Correction en fonction d la température

5.2.4.2. Le taux d’humidité Il influence l’isolement en fonction du niveau de contamination des surfaces isolantes. Il faut toujours veiller à ne pas effectuer de mesure si la température est inférieure à celle du point de rosée. Une surveillance de ces deux paramètres température et humidité lors des mesures d’isolement permet d’obtenir des résultats fiables et comparables, et donc une maintenance prédictive de bonne qualité, qui assure une durée d’exploitation maximale des matériels électriques.

5.2.5. Interprétation des mesures d’isolement L’interprétation reste un élément fondamental de toute mesure. Le relevé ponctuel de valeurs d’isolement peut donner des résultats aléatoires si, pour des conditions d’humidité supposées fixes, l’influence de la température n’était pas corrigée. Les deux méthodes décrites ci-dessous ont pour objet de faciliter l’interprétation des mesures et de déceler les détériorations d’un isolant par une observation dans le temps.


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5.2.5.1. Méthode basée sur l’influence du temps d’application de la tension d’essai (Indice de Polarisation) Cette méthode présente l’avantage d’être peu influencée par la température (grâce à son principe dit “comparatif”) ce qui la rend applicable facilement sans correction nécessaire des résultats. Elle est particulièrement bien adaptée à la maintenance prédictive des machines tournantes et à la surveillance du vieillissement de leurs isolants. Pour cela, rappelons quels sont les différents courants qui circulent lors d’une mesure de la résistance d’un isolant (voir graphique). Figure 64: Courbes des composantes de courant en test d’isolement Courbe ❶ (Ic) : elle correspond au courant de charge de l’élément capacitif du circuit testé. Ce courant transitoire diminue rapidement au bout de quelques secondes, voire quelques dizaines de secondes, et devient négligeable par rapport au courant de fuite IF à mesurer. Courbe ❷ (IA) : le courant d’absorption du diélectrique décroît quant à lui beaucoup plus lentement. Il apporte notamment l’énergie nécessaire aux molécules des isolants pour se réorienter selon le champ électrique appliqué. Courbe ❸ (IF) : cette dernière représente le courant de fuite caractéristique de la résistance d’isolement. Courbe Total (IT) = (IA) + (IF) (échelle logarithmique, en ordonnée sur le graphe) Deux cas se présentent si on applique la tension d’essai pendant une longue durée a) L’isolement est excellent (isolant en bon état, propre et sec). Dans ce cas, le courant de fuite est très faible et la mesure est fortement influencée par les courants de charge capacitive et d’absorption diélectrique. La mesure de la résistance d’isolement sera donc croissante pendant le temps d’application de la tension d’essai car ces courants parasites sont décroissants. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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De la nature des isolants dépend le temps au bout duquel la mesure d’un bon isolement sera stable. Avec les anciens types d’isolant, une valeur stable est atteinte en 10 ou 15 minutes en général. Avec certains types d’isolants récents (epoxy-mica ou polyester-mica par exemple), la mesure peut se stabiliser au bout de 2 à 3 minutes environ. b) L’isolement est mauvais (isolant dégradé, sale et humide). Ici, le courant de fuite est très fort (et constant) et surclasse les courants de charge capacitive et d’absorption diélectrique. La mesure de la résistance d’isolement atteindra dans ce cas très rapidement un niveau constant et stable. De l’examen des courbes de variation des isolements en fonction de la durée d’application de la tension d’essai (figure « variations typiques de résistances d’isolement en fonction du temps de mesure », il est possible de compléter la mesure “absolue” de l’isolement par des ratios traduisant le bon ou mauvais état des isolants. On calcule par exemple le quotient de la valeur de la résistance d’isolement relevée après 10 minutes d’application de la tension d’essai, sur la valeur relevée après une minute d’application. On obtient un quotient appelé “Index de Polarisation (PI)”. Toutefois, cet index ne se suffit pas à lui seul. (PI pour l’appellation en langue anglaise : Polarisation index) Il complète seulement les valeurs d’isolement absolues prévues par les normes ou définies par les constructeurs de machines tournantes. PI = Risolement à 10 minutes / Risolement à 1 minute Si PI < 1 l’isolement est dangereux Si PI < 2 l’isolement est douteux Si PI < 4 l’isolement est bon Si PI > 4 l’isolement est excellent


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Figure 65: Variations typiques de résistances d’isolement en fonction du temps de mesure Comme décrit précédemment, les isolants les plus récents ont un courant d’absorption diélectrique qui décroît plus rapidement qu’avec les anciens isolants. Par conséquent, la mesure devient stable au bout de 2 à 3 minutes parfois. Le “Ratio d’Absorption Diélectrique (DAR)”, coefficient des valeurs à 1 minute et 30 secondes, peut ainsi suffire pour qualifier le bon état de certains isolants récents. (Ici aussi DAR en langue anglaise : Dielectric Absorption Ratio) DAR = Risolement à 1minute / Risolement à 30 secondes Si DAR < 1,25 l’isolement est insuffisant Si DAR < 1,6 l’isolement est bon Si DAR > 1,6 l’isolement est excellent L’évolution dans le temps des coefficients PI ou DAR peut ainsi largement faciliter la maintenance prédictive d’un parc de machines par exemple. Attention IP est pour Indice de Protection….., qui s’applique également à un moteur. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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5.2.5.2. Méthode basée sur l’influence de la variation de la tension d’essai (mesure par échelon) La présence de contaminants (poussières, salissures…) ou d’humidité à la surface des isolants est généralement bien révélée par les mesures basées sur le temps d’application de la tension d’essais (DAR, PI…). Néanmoins, le vieillissement des isolants ou certains dommages mécaniques peuvent parfois passer au travers de ce genre d’essai pratiqué avec une tension faible par rapport à la tension diélectrique de l’isolant testé. Une augmentation significative de la tension d’essai appliquée peut par contre provoquer la rupture de ces points faibles, ce qui se traduira par une diminution sensible de la valeur d’isolement mesurée. Pour que cette méthode soit efficace, on décide généralement d’appliquer un échelon de tension suffisant, d’un rapport de 5 sur 1, en une ou plusieurs étapes de durée équivalente (1 minute par exemple), tout en restant bien en dessous de la tension d’essai diélectrique classique (2 Un + 1000 V). Les résultats de cette méthode sont totalement indépendants de la nature des isolants et de la température, car on ne se base pas sur la valeur intrinsèque des isolements mesurés mais sur la diminution effective de la valeur lue au bout d’un temps identique, à deux tensions d’essai différentes. Une réduction de la résistance d’isolement, entre le premier et le second palier, de 25% ou plus est un signe de dégradation de l’isolant.

5.2.6. Valeurs d’isolement des équipements de site à la mise en service Selon les documents de precommissioning Générateur Les raccordements pour test d’isolement sont identiques en HT et BT Un testeur (mégohmmètre) avec source de 5000 V est à utiliser pour les enroulements 5,5 / 6 kV et un mégohmmètre 1000 V pour la partie excitation en 400/440 V ; Les résistances de préchauffage et autres accessoires (en 220 V) sont à tester sous 500V Valeurs minimales au premier test : Enroulements 5,5 kV : 150 Mégohms Enroulements 400V : 100 Mégohms Enroulements excitation : 100 Mégohms Résistances de préchauffage : 10 Mégohms Isolement des paliers / roulements : 1 Mégohm Lorsque les valeurs minimales ne sont pas atteintes, la méthode de mesure avec polarisation index doit être utilisée Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Transformateur HT/BT La résistance de mise à la terre du neutre (éventuelle) doit être débranchée. Un mégohmmètre 5000 V est à utiliser côté HT (5,5 kV) et un mégohmmètre 1000 V du côté BT (400 V) Valeurs minimales au premier test : Enroulements HT : 150 Mégohms Enroulements BT : 100 mégohms Câble HT Test de tenue diélectrique Suivant les tensions de tenue diélectrique définie plus haut Par exemple pour un câble 5,5 kV, un diélectromètre (hi-pot) est connecté et l’on augmente lentement et progressivement la tension jusque 24/25 kV, tension que l’on maintient 15 minutes. Le courant de fuite ne doit pas excéder 1 mA. Test d’isolement à faire avec un mégohmmètre 5000 V, l’isolement doit au moins être égal à 150 Mégohms Câble BT Un mégohmmètre 1000 V est à utiliser pour les câbles 400 V et un mégohmmètre 500 V pour les câbles 220 V. Valeurs minimales au premier test : Câbles 400 V : 50 Mégohms Câbles 220 V : 10 Mégohms Moteur HT Chaque enroulement est à ester sous 5000 V, entre phases et entre chaque phase et la masse. Les accessoires tel que résistance de préchauffage sont à tester sous 500 V Valeurs minimales au premier test : Enroulements stator : 150 Mégohms Résistances anti condensation : 10 Mégohms Isolement des paliers / roulements : 1 Mégohm


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Moteur BT en alternatif ou en continu Chaque enroulement est à ester sous 1000 V, entre phases et entre chaque phase et la masse. Les accessoires tel que résistance de préchauffage sont à tester sous 500 V Valeurs minimales au premier test : Enroulements stator, moteur CA : 10 Mégohms Enroulements shunt, série, Compound et armature pour le DC : 10 Mégohms Résistances anti condensation : 10 Mégohms


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6. SCHEMAS DE LIAISON A LA TERRE DU NEUTRE EN BT Il existe, pour les réseaux BT, trois types (en fait 5 avec les 3 variantes du régime TN) de schémas de liaison à la terre, communément appelés régimes de neutre : neutre à la terre TT mise au neutre TN avec 2 +1 variantes : - TN-S Neutre et PE séparés - TN-C Neutre et PE confondus - TB C-S distribution mixte sur le même réseau. neutre isolé ou impédant IT. Ils diffèrent par la mise à la terre ou non du point neutre de la source de tension et le mode de mise à la terre des masses.

6.1. CODIFICATION DE LA NORME IEC 364 1re lettre : position du point neutre - T : raccordement direct à la terre - I : isolé de la terre ou raccordé par une impédance 2e lettre : mode de mise à la terre des masses électriques d'utilisation - T : raccordement direct à la terre - N : raccordement au point neutre de la source 3e lettre : situation respective du conducteur neutre et du conducteur de protection - neutre et PE confondus - neutre et PE séparés - Les deux ensembles (3ème et 4ème lettre). Les règles de protection des personnes contre les contacts directs sont indépendantes des schémas de liaison à la terre.

6.2. NEUTRE A LA TERRE TT Point neutre du transformateur (ou générateur) relié directement à la terre. Masses d’utilisation reliées à la prise de terre de l’installation. Intensité du courant de défaut d'isolement limitée par les résistances de prise de terre. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Masses d'utilisation mises à la terre par conducteur PE distinct du conducteur neutre. Solution la plus simple à l’étude et à l’installation. Déclenchement obligatoire au premier défaut d’isolement, éliminé par un dispositif différentiel à courant résiduel situé en tête de l’exploitation (et/ou éventuellement sur chaque départ pour améliorer la sélectivité). Aucune exigence particulière sur la continuité du conducteur neutre. Extension sans calcul des longueurs de canalisation. Ne nécessite pas une permanence de surveillance en exploitation (seul un contrôle périodique des dispositifs différentiels résiduels peut parfois être nécessaire).

Figure 66: Schéma du Neutre à la terre TT

6.3. NEUTRE A LA TERRE IT Point neutre du transformateur (ou générateur) isolé de la terre ou relié à la terre par une impédance de valeur élevée. Masses d’utilisation sont interconnectées et reliées à une même prise de terre (si la prise de terre des masses du poste est séparée des masses d’utilisation ou s’il y a plusieurs prises de terre pour les masses d’utilisation, il faut installer un dispositif différentiel à courant résiduel en tête de l’installation). L'intensité du courant de 1er défaut d'isolement ne peut créer une situation dangereuse. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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L'intensité du courant de double défaut d'isolement est importante. Les masses d'utilisation sont mises à la terre par le conducteur PE distinct du conducteur de neutre. Le premier défaut d'isolement n'est ni dangereux, ni perturbateur. Pas d'obligation de déclencher au premier défaut ce qui permet d’assurer une meilleure continuité de service.

Figure 67 : Schéma du Neutre à la terre IT Signalisation obligatoire au premier défaut d’isolement suivie de sa recherche et de son élimination réalisée par un Contrôleur Permanent d’Isolement installé entre neutre et terre. Déclenchement obligatoire au deuxième défaut d’isolement par les dispositifs de protection contre les surintensités. La vérification des déclenchements au 2e défaut doit être effectuée. Nécessite un personnel d’entretien disponible pour la recherche et l’élimination du 1er défaut d’isolement. Solution assurant la meilleure continuité de service en exploitation. Nécessité d'installer des récepteurs de tension d'isolement phase/masse supérieure à la tension composée (cas du 1er défaut). Les récepteurs à faible résistance d'isolement (fours à induction) impliquent une fragmentation du réseau.


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6.4. MISE AU NEUTRE TN 6.4.1. Régime TN-S (PE et N Séparés)

Figure 68 : Schéma de la Mise au Neutre à la terre TN-S Point neutre du transformateur et conducteur PE reliés directement à la terre. Masses d'utilisation reliées au conducteur PE, lui-même relié à la terre. Intensité des courants de défaut d'isolement importante (perturbations et risques d'incendie accrus). Conducteur neutre et conducteur de protection séparés. Déclenchement obligatoire au premier défaut d'isolement éliminé par les dispositifs de protection contre les surintensités. Il est délicat de tester le bon état de fonctionnement des protections. L'utilisation des DDR pallie cette difficulté. L'usage des DDR est toujours recommandé pour la protection des personnes contre les contacts indirects, en particulier en distribution terminale, où l'impédance de boucle ne peut pas être maîtrisée. La vérification des déclenchements doit être effectuée : - à l'étude par le calcul - obligatoirement à la mise en service - périodiquement (tous les ans) par des mesures. En cas d'extension ou de rénovation ces vérifications de déclenchement sont à refaire


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6.4.2. Régime TN-C (PE et N Confondus pour former PEN)

Figure 69: Schéma de la Mise au Neutre à la terre TN-C Point neutre du transformateur et conducteur PEN reliés directement à la terre. Masses d'utilisation reliées au conducteur PEN, lui-même relié à la terre. Intensité des courants de défaut d'isolement importante (perturbations et risques d'incendie accrus). Conducteur neutre et conducteur de protection confondus (PEN). La circulation des courants de neutre dans les éléments conducteurs du bâtiment et les masses, est à l'origine d'incendies et pour les matériels sensibles (médical, informatique, télécommunications) de chutes de tension perturbatrices. Déclenchement obligatoire au premier défaut d'isolement éliminé par les dispositifs de protection contre les surintensités. La vérification des déclenchements doit être effectuée : - à l'étude par le calcul - obligatoirement à la mise en service - périodiquement (tous les ans) par des mesures. En cas d'extension ou de rénovation ces vérifications de déclenchement sont à refaire. L'usage des DDR est toujours recommandé pour la protection des personnes contre les contacts indirects, en particulier en distribution terminale, où l'impédance de boucle ne peut pas être maîtrisée (passage en TN-S). Il est délicat de tester le bon état de fonctionnement des protections (l'utilisation des DDR pallie cette difficulté, mais demande d'être en TN-S). Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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6.4.3. Particularités du régime TN (C, S et CS)

Figure 70 : Particularités et contraintes du régime TN (C, S et CS) En schéma TN-C, le conducteur PEN, Neutre et PE confondus, ne doit jamais être coupé. En schéma TN-S, comme dans les autres schémas, le conducteur PE ne doit jamais être coupé.


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En schéma TN-C, la fonction "conducteur de protection" l’emporte sur la fonction "neutre". En particulier un conducteur PEN doit toujours être raccordé à la borne "terre" d’un récepteur et un pont doit être réalisé entre cette borne et la borne neutre. Les schémas TN-C et TN-S peuvent être utilisés dans une même installation. Le schéma TN-C doit obligatoirement être en amont du schéma TN-S. Le schéma TN-S est obligatoire pour des sections de câbles < 10 mm2 Cu ou < 16 mm2 Al, ou pour des câbles souples.

Figure 71: Régime de neutre schéma TN-C-S

6.5. CHOIX D’UN SCHEMA DE LIAISON A LA TERRE 6.5.1. Critères de sélection Pour la protection des personnes, les 3 schémas de liaison à la terre sont équivalents si l’on respecte toutes les règles d’installation et d’exploitation. Étant donné les caractéristiques spécifiques à chaque schéma, il ne peut donc être question de faire un choix a priori. Ce choix doit résulter d’une concertation entre l’utilisateur et le concepteur de réseau (projet, installateur ...) sur : Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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1. les caractéristiques de l’installation, 2. les conditions et impératifs d’exploitation. Il est illusoire de vouloir exploiter un réseau à neutre isolé dans une partie d’installation qui par nature possède un niveau d’isolement faible (quelques milliers d’ohms) : installations anciennes, étendues, avec lignes extérieures... De même il serait contradictoire dans une industrie où la continuité de service ou de productivité est impérative et les risques d’incendie importants de choisir une exploitation en mise au neutre. Remarque Lorsque la nature des récepteurs le justifie, il est souvent judicieux de faire coexister deux schémas de liaison à la terre différents dans une même installation, il est alors nécessaire de réaliser un découpage du réseau : chaque groupe de récepteurs doit être alimenté par un transformateur d’isolement.

6.5.2. Méthode pour choisir un schéma de liaison à la terre (SLT) 1 S’assurer que l’installation ne se trouve pas dans un des cas où le schéma de liaison à la terre est imposé ou recommandé par la législation (décrets, arrêtés ministériels) (consulter le tableau A ci après). 2 Rechercher avec l’utilisateur (ou son représentant) les exigences de continuité de service ou de productivité en fonction de l’exploitation (service entretien) (consulter le tableau B). 3 Rechercher avec l'utilisateur et avec le bureau d'études, les synergies entre les différents schémas de liaison à la terre et les perturbations électromagnétiques (consulter le tableau C). 4 Vérifier la compatibilité entre le schéma de liaison à la terre choisi et certaines caractéristiques particulières de l'installation ou de certains récepteurs (consulter le tableau D pages suivantes selon NF C15-100, section 707). Le tableau C récapitule les cas particuliers de réseau ou de récepteurs pour lesquels certains schémas de liaison à la terre sont conseillés ou déconseillés.


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6.5.3. Tableaux de sélection Exemples fréquents où le schéma de liaison à la terre est imposé (ou fortement recommandé) par des textes officiels Bâtiment alimenté par un réseau de distribution publique (domestique, petit tertiaire, petit atelier)

Neutre à la terre (TT) Arrêté Interministériel du 13.2.70

Neutre isolé (IT) Établissements recevant du public

Règlement de sécurité contre les risques de panique et d’incendie dans les lieux recevant du public. Neutre isolé (IT)

Circuits de sécurité (éclairage) soumis au décret de protection des travailleurs

Arrêté ministériel du 10 novembre 1976 relatif aux circuits et installations de sécurité (publié au journal officiel n° 102 NC du 1er décembre 1976). Neutre isolé (IT) Neutre à la terre (TT)

Mines et carrières

Décret no 76-48 du 9.1.76 Circulaire du 9.1.76 et règlement sur la protection du personnel dans les mines et carrières, annexée au décret 76-48.

Table 15: Sélection du régime de Neutre – Tableau A


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Entretien assuré par un électricien qualifié

Continuité de service primordiale OUI

NON Neutre isolé (IT)

OUI

Neutre isolé (IT)

Neutre à la terre (TT) Mise au neutre (TN)

Combiné à d’autres mesures éventuelles (normal -secours, sélectivité des protections, localisation et recherche automatique du 1er défaut...), il constitue le moyen le plus sûr pour éviter au maximum les coupures en exploitation.

Choix définitif après examen : - des caractéristiques de l’installation (nature du réseau, des récepteurs... tableau C), - du degré de complexité de mise en oeuvre de chaque schéma,

Exemples : - industries où la continuité de service est prioritaire pour la conservation des biens ou des produits (sidérurgie, industries alimentaires...),

- du coût de chaque schéma (à l’étude, à l’installation, à la vérification, à l’exploitation).

- exploitation avec circuits prioritaires de sécurité : immeubles de grande hauteur, hôpitaux, établissements recevant du public. Neutre à la terre (TT) NON

Aucun SLT n'est satisfaisant du fait de l’incompatibilité entre ces 2 critères.

Le plus simple à mettre en oeuvre, à contrôler, à exploiter (en particulier si des modifications d’installation sont envisagées en exploitation).

Table 16: Sélection du régime de Neutre – Tableau B


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Nature alimentation

Schéma

Remarques

Réseau de distribution BT

TT

Emploi de parafoudre si distribution aérienne

TT

Recommandé pour les installations peu surveillées ou évolutives

TN

TNS conseillé pour les installations très surveillées et peu évolutives

IT

Recommandé s’il y a un impératif de continuité de service b attention à la tension d'emploi de certains filtres HF

IT

Prescrit par la NF C 15-100 § 413.5

TNS

Prescrit par les informaticiens

TT

Équivalent au TNS mais courant de défaut d'isolement réduit

IT

Conseillé pour la continuité de service

TNS

Possible, mais attention au réglage des protections

TT

Conseillé

Installation à BT issue d'un poste HTA/BT de l'établissement

Circuit issu d'un transformateur BT/BT à enroulements séparés

Sources de remplacement

Table 17: Sélection du régime de Neutre – Tableau C


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cas particuliers de réseaux ou de récepteurs

conseillé

Réseau très étendu avec bonnes prises de terre des masses d’utilisation (10 Ω maxi)

possible TT, TN, IT (1) (2) ou mixage

Réseau très étendu avec mauvaises prises de terre des masses d’utilisation (> 30 Ω)

TT

TNS

Réseau perturbé (zone orageuse) (ex. : réémetteur télé ou radio)

TN

TT

Réseau avec courants de fuite importants (> 500 mA)

TN (4)

IT (4) TT (3) (4)

Réseau avec lignes aériennes extérieures

TT (6)

TN (5) (6)

Groupe électrogène de secours

IT

TT (7)

Nature du réseau

nature des récepteurs

Récepteurs sensibles aux grands courants de défaut (moteurs...)

TT (8)

Récepteurs à faible isolement (fours électriques, soudeuses, outils chauffants, thermoplongeurs, équipements de grandes cuisines)

TN (9)

Nombreux récepteurs monophasés phase neutre (mobiles, semi -fixes, portatifs)

TT (10) TNS

Récepteurs à risques (palans, convoyeurs...)

TN (11)


TT (9)

TT (11)

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cas particuliers de réseaux ou de récepteurs

Divers

conseillé

possible

Nombreux auxiliaires (machinesoutils)

TNS (12)

TNC IT (12bis)

Alimentation par transformateur de puissance avec couplage étoileétoile

TT (13) (14)

TT sans neutre

Locaux avec risques d’incendie

IT (15) TT (15)

TNS (15)

Augmentation de la puissance d’un abonné alimenté par EDF en basse tension, nécessitant un poste de transformation privé

TT (16)

Établissement avec modifications fréquentes

TT (17)

TNS (18)

Installation où la continuité des circuits de terre est incertaine (chantiers, installations anciennes)

TT (19) (20)

TNS (19) (20)

Équipements électroniques : calculateurs, automates programmables

TN-S

TT (21)

Réseau de contrôle et commande des machines et capteurs effecteurs des automates programmables

IT (22)

TN-S TT

Table 18: Sélection du régime de Neutre – Tableau D


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Commentaires sur tableau D – conseillé / déconseillé Lorsqu’il n’est pas imposé, le schéma de liaison à la terre est choisi en fonction des caractéristiques d’exploitation qui en sont attendues (continuité de service impérative pour raison de sécurité ou souhaitée par recherche de productivité...). (1)

Quel que soit le schéma de liaison à la terre, la probabilité de défaillance d’isolement augmente avec la longueur du réseau, il peut être judicieux de le fragmenter, ce qui facilite la localisation du défaut et permet en outre d’avoir pour chaque application le schéma conseillé ci-dessous. Les risques d’amorçage du limiteur de surtension transforment le neutre isolé en neutre à la terre.

(2) IT

Ces risques sont à craindre principalement dans les régions fortement orageuses ou pour des installations alimentées en aérien. Si le schéma IT est retenu pour assurer la continuité de service, le concepteur devra veiller à calculer très précisément les conditions de déclenchement sur 2e défaut.

(3) TT

Risques de fonctionnement intempestif des DDR.

(4) TT

La solution idéale est – quel que soit le SLT – d’isoler la partie perturbatrice si elle est facilement localisable.

(5) TN

Risques de défaut phase/terre rendant aléatoire l’équipotentialité et risque de rupture du PEN.

(6) TT

Isolement incertain à cause de l’humidité et des poussières conductrices. Le TN est déconseillée en raison des risques de détérioration de l’alternateur en cas de défaut interne.

(7) TN D’autre part, lorsque les groupes électrogènes alimentent des installations de sécurité, ils ne doivent pas déclencher au premier défaut.

(8) TN

Le courant de défaut phase-masse peut atteindre plusieurs In risquant d’endommager les bobinages des moteurs et de les faire vieillir ou de détruire les circuits magnétiques.


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Commentaires sur tableau D – conseillé / déconseillé

(9)

(10)

Pour concilier continuité de service et sécurité, il est nécessaire et recommandé – quel que soit le schéma – de séparer ces récepteurs du reste de l’installation (transformateurs de séparation avec mise au neutre locale). Lorsque la qualité des récepteurs est ignorée à la conception de l’installation, l’isolement risque de diminuer rapidement. La protection de type TT avec dispositifs différentiels constitue la meilleure prévention. La mobilité de ces récepteurs génère des défauts fréquents (contact glissant de masse) qu’il convient de circonscrire.

(11) Quel que soit le schéma, il est recommandé d’alimenter ces circuits par transformateurs avec mise au neutre locale.

(12)

(12bis)

(13) IT avec neutre

Nécessite l’emploi de transformateurs avec mise au neutre locale pour éviter les risques de fonctionnement ou d’arrêt intempestif au premier défaut (TT) ou défaut double (IT). Avec double interruption du circuit de commande. Limitation trop importante du courant phase/neutre en raison de la valeur élevée de l’impédance homopolaire : au moins 4 à 5 fois l’impédance directe. Ce schéma est à remplacer par un schéma étoile -triangle.

(14)

Le TN-C est interdit car les forts courants de défaut rendent dangereuse la mise au neutre.

(15)

Quel que soit le SLT, utilisation de dispositif différentiel résiduel de sensibilité I Δn i 300 mA. Une installation alimentée en basse tension a obligatoirement le schéma TT.

(16)

(17) TT

Garder ce régime de neutre équivaut à faire le minimum de modifications sur la distribution existante (pas de câble à tirer, pas de protection à changer). Possible sans personnel d’entretien très compétent.


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Commentaires sur tableau D – conseillé / déconseillé (18) TNS

Avec différentiel moyenne sensibilité recommandé De telles installations demandent un grand sérieux dans le maintien de la sécurité.

(19)

L’absence de mesures préventives dans la mise au neutre exige un personnel très compétent pour assurer cette sécurité dans le temps. Les risques de rupture des conducteurs (d’alimentation, de protection) rendent aléatoire l’équipotentiabilité des masses.

(20) La NF C 15-100 impose le TT ou le TN-S avec des D.D.R. 30 mA. Le schéma IT est utilisable dans des cas très particuliers. (21)

Avec parafoudre selon le niveau d’exposition du site.

(22)

Cette solution permet d’éviter l’apparition d’ordres intempestifs lors d’une fuite à la terre intempestive.

Table 19: Sélection du régime de Neutre – Tableau D bis - commentaires


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7. PROTECTIONS FONCTIONS DU REGIME DE NEUTRE 7.1. PROTECTON ET SECTION DU NEUTRE EN FONCTION DU REGIME Soit en fonction du neutre distribué ou non Le nombre de pôles du disjoncteur (ou de l’interrupteur fusible) à équiper de protections La section du conducteur de Neutre en fonction de la section du (ou des) conducteur de phase. Cette section est soit égale à celle des conducteurs de phase Sn = Sph (petites sections) soit inférieure Sn < Sph (généralement 0,5 Sph pour les « grosses » sections) ; A ne pas confondre avec la section du conducteur de terre (PE), voir paragraphe 3.3.4 Le nombre de pôles indiqué dans le tableau est valable pour les disjoncteurs assurant à la fois des fonctions de protection, commande et sectionnement. Schéma autorisé si Sn = Sph

Schéma autorisé si Sn < Sph

Triphasé + N Neutre distribué

Schéma A et B

Schéma B avec conditions 1, 2 et 3 Schéma A si conditions 1, 2, 3 et 5

Phase + N

Schéma A et B

Type de distribution

Possibilités de schéma Neutre protégé ou non mais toujours coupé – PE indépendant et jamais coupé Schéma TT ou TN-S

Triphasé Neutre non distribué


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Schéma IT

Triphasé Neutre non distribué

Triphasé + N Neutre distribué

Schéma B ou schéma A si condition 4

Phase + N

Schéma B ou schéma A si condition 4

Schéma B avec conditions 1, 2 et 3 Schéma A si conditions 1, 2, 3 et 4

Schéma TN-C Neutre étant aussi PE n’est jamais coupé

Triphasé + PEN

SPEN= Sph : schéma A SPEN < Sph : schéma A si conditions 1, 2, 3 et 5

Phase + PEN

SPEN= Sph : schéma A

Table 20: Protections et nombre de pôles suivant régime de neutre


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Explicatif des « conditions » Condition 1 La section des conducteurs est > 16 mm2 Cu ou > 25 mm2 Alu. Condition 2 La puissance absorbée entre phase et neutre est < 10 % de la puissance totale transportée par la canalisation. Condition 3 Le courant maximal susceptible de traverser le neutre est inférieur au courant admissible Iz dans ce conducteur. Condition 4 Le circuit considéré fait partie d’un ensemble de circuits terminaux : protégés par des dispositifs dont les réglages (ou les calibres) ne diffèrent pas de plus du simple au double l’ensemble étant protégé en amont par un dispositif à courant différentiel résiduel dont la sensibilité est au plus égale à 15 % du courant admissible le plus faible des différents circuits. Condition 5 Le conducteur neutre est protégé contre les courts-circuits par les dispositions prises pour les phases.

7.2. SCHEMA DE LIAISON A LA TERRE TT 7.2.1. Normes La norme NF C 15-100 définit le temps de coupure maximal du dispositif de protection des personnes contre les contacts indirects dans les conditions normales (UL = 50 V). UL est la tension de contact la plus élevée qui peut être maintenue indéfiniment sans danger pour les personnes. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Ces temps sont rappelés au premier chapitre paragraphe 2.4.2 Dans un réseau en schéma TT, la protection des personnes contre les contacts indirects est réalisée par des dispositifs à courant différentiel résiduel (DDR). Le seuil de sensibilité IΔn de ce dispositif doit être tel que IΔn < UL/Ru (Ru : résistance des prises de terre des masses d’utilisation). Le choix de la sensibilité du différentiel est fonction de la résistance de la prise de terre donnée dans le tableau ci-dessous. IΔn

résistance maximale de la prise de terre Ru (UL = 50 V)

3A

16 Ω

1A

50 Ω

500 mA

100 Ω

300 mA

166 Ω

30 mA

1660 Ω

Table 21: Résistance maximale des prises de terre fonction de la protection DDR Lorsque toutes les masses d’utilisation sont interconnectées et reliées à une seule et même prise de terre Ru, le minimum obligatoire est de placer un DDR en tête de l’installation. Un DDR doit être installé en tête des circuits dont la masse ou le groupe de masses est relié à une prise de terre séparée. Un DDR à haute sensibilité (≤ 30 mA) doit être installé impérativement sur les départs alimentant des circuits de socles de prises de courant assigné ≤ 32 A, des départs alimentant des salles d’eaux, piscines, chantiers… Dans le cas où on installe plusieurs DDR, il est possible d'améliorer la disponibilité de l'énergie en réalisant, soit une sélectivité verticale, soit une sélectivité horizontale.

7.2.2. Sélectivité verticale Le courant de défaut différentiel n’est pas limité, comme pour un courant de court-circuit, par l’impédance du réseau, mais par la résistance du circuit de retour (prises de terre de la source et des utilisations) ou, dans le cas où toutes les masses sont interconnectées par une liaison équipotentielle principale, par l’impédance de boucle du défaut.


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Ceci étant, le courant différentiel sera d’autant plus élevé que le défaut sera franc. Pour réaliser la sélectivité entre A et B (nondéclenchement de A pour défaut en aval de B), la sélectivité doit être ampèremétrique et chronométrique : Figure 72: Sélectivité verticale des DDR en courant, la sensibilité de l’appareil amont doit être au moins le double de celle de l’appareil aval car IΔn/2 ≤ Idéfaut ≤ IΔn en temps, le retard t1, apporté au fonctionnement de l’appareil amont doit être supérieur au temps total de coupure t2 de l’appareil aval. Lorsqu’on utilise un relais séparé associé à un appareil de coupure, le temps t2 comporte, non seulement le temps de réponse du relais DR, mais également le temps de coupure de l’appareil associé (généralement inférieur à 50 ms).

7.2.3. Sélectivité horizontale Prévue par la norme NF C 15-100 § 536-3-2, elle permet l’économie d’un disjoncteur différentiel en tête d’installation lorsque les divers disjoncteurs sont dans le même tableau. En cas de défaut, seul le départ en défaut est mis hors tension, les autres dispositifs différentiels ne voyant pas de courant de défaut. Figure 73: Sélectivité horizontale des DDR ce schéma n'est admis que si les moyens appropriés sont mis en oeuvre pour se prémunir contre les défauts à la masse dans la partie d'installation compris entre le disjoncteurs général et les dispositifs différentiels. ces moyens appropriés peuvent résulter de l'emploi de matériels de la chasse II, ou l'application de la mesure de protection "par isolation supplémentaire" contre les contacts indirects Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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7.2.4. Schéma type minimum imposé en TT 7.2.4.1. Déclenchement au défaut simple

Figure 74: Schéma type minimum en régime TT

7.2.4.2. Mesures particulières nécessaires (dans certaines conditions d'installation) a) dispositif différentiel haute sensibilité ≤ 30 mA obligatoire pour : les circuits de socles de prises de courant assigné ≤32 A (NF C 15100 chap. 53 § 532.26) les circuits alimentant les salles d'eau et les piscines l'alimentation de certaines installations telles que les chantiers etc. comportant un risque de coupure du PE


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b) locaux présentant un risque d'incendie Un relais DDR à tore séparé), ou disjoncteur avec bloc DDR ou un disjoncteur modulaire avec bloc DDR (seuil réglé à 300 mA), empêche le maintien d'un courant de défaut supérieur à 300 mA. Figure 75: Mesures particulières pour les DDR en TT c) cas où un dispositif à très haute sensibilité est demandé Dispositif différentiel seuil 10 mA. d) masse éloignée non interconnectée La tension de défaut risque d'être dangereuse. Un relais DDR à tore séparé), ou disjoncteur avec bloc DDR ou un disjoncteur modulaire avec bloc DDR, seuil ≤ UL/RA1, empêche cette tension de persister au-delà du temps imposé par la courbe de sécurité.

7.3. SCHEMA DE LIAISON A LA TERRE TN ET IT 7.3.1. Protection des personnes contre les contacts indirects Un défaut entre phase et masse doit être éliminé dans un temps d’autant plus court que la tension de contact Uc (différence de potentiel entre 2 masses simultanément accessibles ou entre la masse et la terre) est plus élevée. En schéma de liaison à la terre TN ou de neutre impédant IT (défaut double), la protection des personnes contre les contacts indirects se réalise par les dispositifs de protection contre les surintensités.


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Le déclenchement du disjoncteur, lorsque la protection est assurée par un ce dernier, doit intervenir : au premier défaut avec le schéma de liaison à la terre TN en cas de deux défauts simultanés avec le schéma de liaison à la terre IT. Avec des disjoncteurs, il faut s’assurer que lm < Id (Im : courant de réglage du déclencheur magnétique ou court retard, Id : courant de défaut phase -masse). Id diminue quand la longueur l des câbles installée en aval du disjoncteur augmente. La condition Im < Id se traduit donc par l < l max. Dans ce cas, la condition de sécurité t = f (Uc) est satisfaite quelle que soit la tension limite UL = 50 car le temps de coupure d’un disjoncteur qui est de l’ordre de 10 à 20 ms, sera toujours suffisamment court. Le respect de la condition l < l max n’exclut pas le calcul de la chute de tension ΔU % entre l’origine de l’installation et le point d’utilisation, et la vérification : ΔU % < 5 à 8 % selon les cas. Quand la condition l < l max n’est pas respectée, on peut : choisir un disjoncteur courbe type B (en modulaire) ou type G (ajustable en compact) En effet, un disjoncteur à magnétique bas permet de réaliser la protection des personnes pour des longueurs (de câbles) plus importantes (dans les mêmes conditions d’installation). augmenter la section des câbles La longueur l max de câble assurant la protection des personnes augmente avec la section de ce câble (si la section augmente, l’impédance diminue et Id augmente jusqu’à Im < Id). Figure 76: Augmenter la section des câbles On peut donc, si la longueur de câbles est grande ou si l’installation d’un disjoncteur courbe type B ou type G est insuffisante (récepteurs à pointes de courant (*)), augmenter la section du conducteur de protection, si elle est inférieure à celle des phases, ou de l’ensemble des conducteurs dans tous les cas. Cette solution est la plus onéreuse et parfois impossible à réaliser. (*) Si on a des récepteurs à pointe de courant on devra obligatoirement augmenter la section des conducteurs. Un moteur peut, au démarrage, Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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entraîner une chute de tension de 15 à 30 % ; il y a, dans ce cas, risque de non -démarrage du moteur. utiliser un dispositif différentiel Figure 77: Utiliser un dispositif différentiel Dans tous les cas où les méthodes précédentes ne permettent pas d’assurer la protection des personnes, la seule solution est d’utiliser un dispositif différentiel à courant résiduel (DDR). La protection différentielle est en effet le seul moyen permettant de déceler et de couper le courant de défaut, de valeur élevée dans ce cas : un dispositif basse sensibilité (1 ou 3 A) est suffisant. Cette solution permet de s’affranchir de toute vérification. Elle est plus particulièrement recommandée :

sur les circuits terminaux toujours susceptibles d’être modifiés en exploitation

sur les circuits terminaux alimentant des prises de courant sur lesquelles sont raccordés des câbles souples, de longueur et section le plus souvent inconnues.

réaliser une liaison équipotentielle supplémentaire entre les divers éléments métalliques simultanément accessibles. Cela permet d’abaisser la tension de contact Uc et de rendre le contact non dangereux (vérification obligatoire par des mesures). Mais c’est une solution souvent difficile à réaliser (installations existantes) et coûteuse. En régime IT, le courant de 1er défaut engendre une tension de contact inoffensive. Cependant la norme NF C 15-100 § 413.1.5.4 impose de signaler l’apparition de ce 1er défaut et de le supprimer.

7.3.2. Contrôle des conditions de déclenchement 7.3.2.1. Condition préalable Le conducteur de protection doit être à proximité immédiate des conducteurs actifs du circuit (dans le cas contraire, la vérification ne peut se faire que par des mesures effectuées une fois l’installation terminée). Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Le guide UTE C 15-105 donne une méthode de calcul simplifiée dont les hypothèses et les résultats sont indiqués ci-après Signification des symboles L max longueur maximale en mètres V tension simple = 237 V pour réseau 237/410 V U tension composée en volts (400 V pour réseau 237/410 V) Sph section des phases en mm2 S1 Sph si le circuit considéré ne comporte pas de neutre (IT) S1 S neutre si le circuit comporte le neutre (IT) SPE section du conducteur de protection en mm² ρ résistivité à la température de fonctionnement normal = 22,5 10–3Ω x mm2/m pour le cuivre m Sph (ou S1) / SPE I magn courant (A) de fonctionnement du déclenchement magnétique du disjoncteur

7.3.2.2. Cas d’un circuit éloigné de la source (départs secondaires et terminaux) Schéma neutre à la terre TN Elle consiste à appliquer la loi d’Ohm au seul départ concerné par le défaut en faisant les hypothèses suivantes : la tension entre la phase en défaut et le PE (ou PEN) à l’origine du circuit est prise égale à 80 % de la tension simple nominale on néglige les réactances des conducteurs devant leur résistance (1). Figure 78: Conditions de déclenchement en TN Le calcul aboutit à vérifier que la longueur du circuit est inférieure à la valeur donnée par la relation suivante L max =


0,8.x.V .x.Sph ρ (1 + m).I .magn

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Schéma neutre impédant IT Le principe est le même qu’en schéma TN : on fait l’hypothèse que la somme des tensions entre le conducteur de protection à l’origine de chaque circuit en défaut est égale à 80 % de la tension normale. En fait, devant l’impossibilité pratique d’effectuer la vérification pour chaque configuration de double défaut, les calculs sont menés en supposant une répartition identique de la tension entre chacun des 2 circuits en défaut (hypothèse défavorable). Figure 79: Conditions de déclenchement en IT En négligeant, comme en schéma TN, les réactances des conducteurs devant leurs résistances(1), le calcul aboutit à vérifier que la longueur de chaque circuit est inférieure à une valeur maximale donnée par les relations ci-après : le conducteur neutre n’est pas distribué L max =

0,8.x.U .x.Sph 2 ρ (1 + m).I .magn

si le conducteur neutre est distribué (2) L max =

0,8.x.V .x.S1 2 ρ (1 + m).I .magn

(1) Cette approximation est considérée comme admissible jusqu’à des sections de 120 mm². Au-delà on majore la résistance de la manière suivante (C 15-100 § 532-321) : S = 150 mm² R + 15 %, S = 185 mm² R + 20 %, S = 240 mm² R + 25 %, S = 300 mm² R + 30 %,.... (Valeurs non considérées par la norme). (2) La norme C 15-100 recommande de ne pas distribuer le neutre en schéma IT. Une des raisons de ce conseil réside dans le fait que les longueurs maximales sont relativement faibles.

7.3.2.3. Cas d’un circuit proche de la source La méthode simplifiée de calcul exposée précédemment donne dans ce cas des résultats très contraignants et très éloignés de la réalité (en particulier, les valeurs de la tension de contact obtenues interdiraient pratiquement toute possibilité de réaliser une sélectivité chronométrique). Il faut alors faire des calculs plus précis utilisant la méthode des Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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composantes symétriques et prenant en compte en particulier les impédances internes des transformateurs. Ces calculs montrent : que la tension de contact est relativement faible dans le cas d’un défaut proche de la source qu’il est donc possible de réaliser une sélectivité (on peut retarder les disjoncteurs de tête facilement jusqu’à 300 ou 500 ms et plus) que les longueurs de câbles maximales sont importantes et très rarement atteintes à ce stade de la distribution. Exemple

Figure 80: Conditions de déclenchement circuit proche de la source Résultats Courant de défaut : environ 11,6 kA Le réglage à 8000 A du magnétique convient donc. Tension de contact : environ 75 V. Le temps de coupure maxi autorisé par la courbe de sécurité est de 600 ms, ce qui permet d’utiliser sans problème tous les crans de sélectivité du Masterpact (disjoncteur général)


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7.3.3. Schéma type minimum imposé en TN 7.3.3.1. Déclenchement au premier défaut

Figure 81: Schéma type minimum en régime TN

7.3.3.2. Mesures particulières nécessaires en TN a) dispositif différentiel haute sensibilité ≤ 30 mA obligatoire pour : les circuits de socles de prises de courant assigné i≤ 32 A (NF C 15-100 chap. 53 § 532.26) les circuits alimentant les salles d'eau et les piscines l'alimentation de certaines installations telles que les chantiers etc. comportant un risque de coupure du PE


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b) locaux présentant un risque d'incendie Un relais DDR à tore séparé), ou disjoncteur avec bloc DDR ou un disjoncteur modulaire avec bloc DDR (seuil réglé à 300 mA), empêche le maintien d'un courant de défaut supérieur à 300 mA. c) grande longueur de câble Dans ce cas, le courant de défaut est limité. Suivant les cas, un disjoncteur Compact G ou modulaire courbe type B ; ou un disjoncteur avec bloc différentiel ou relais à tore s&paré seuil IΔn < I défaut, réalise le déclenchement. Figure 82: Mesures particulières pour les DDR en TN d) masse éloignée non interconnectée La tension de défaut risque d'être dangereuse. Un relais à tore séparé ou un disjoncteur Avec bloc DDR ou un disjoncteur différentiel modulaire, seuil I ≤ UL / RA1, offre la protection contre les contacts indirects.


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7.3.4. Schéma type minimum imposé en IT 7.3.4.1. Signalisation au premier défaut Soit la possibilité de maintenir la continuité d'exploitation et Déclenchement au défaut double

Figure 83: Schéma type minimum en régime IT

7.3.4.2. Mesures particulières nécessaires en IT Pour réaliser le déclenchement au double défaut en fonction du type d'installation a) dispositif différentiel haute sensibilité ≤ 30 mA obligatoire pour : les circuits de socles de prises de courant assigné ≤ 32 A (NF C 15-100 chap. 53 § 532.26) les circuits alimentant les salles d'eau et les piscines l'alimentation de certaines installations telles que les chantiers etc. comportant un risque de coupure du PE Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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b) locaux présentant un risque d'incendie Un relais à tore séparé ou disjoncteur avec bloc DDR associé ou un disjoncteur modulaire avec bloc DDR (seuil réglé à 300 mA), empêche le maintien d'un courant de défaut supérieur à 300 mA. c) grande longueur de câble Dans ce cas, le courant de défaut est limité. Suivant les cas, un disjoncteur Compact type G ou modulaire courbe type B, ou un disjoncteur différentiel avec bloc DDR ou relais à tore séparé seuil IΔn < Idéfaut, réalise le déclenchement. d) masse éloignée non interconnectée La tension de défaut risque d'être dangereuse. Un relais à tore s&paré ou un disjoncteur (compact) avec bloc DDR ou un disjoncteur différentiel modulaire, seuil IΔn ≤ U2 / RA1, offre la protection contre les contacts indirects.

Figure 84: Mesures particulières en IT

7.3.5. Impositions des normes sur les CPI (régime IT) Selon la norme NFC 15-100, au § 532.4, les CPI (PIM pour Permanent Insulation Monitor en anglais) doivent être connectés entre terre et conducteur neutre (si celui-ci est accessible) et le plus près possible de l’origine de l’installation. La borne terre doit être la plus proche possible des prises de terre des masses de l’installation.


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7.3.5.1. Alimentation par un seul transformateur HT/BT En cas d’alimentation par un transformateur HT-A/BT nous conseillons de raccorder le CPI entre le "point" neutre du transformateur s’il existe et la boucle d’équipotentialité des masses d’utilisation. Figure 85: CPI et 1 seul transfo Cette configuration offre en plus l’avantage suivant : en cas d’ouverture du disjoncteur général d’arrivée BT, le CPI continue de surveiller en permanence les enroulements secondaires du transformateur, les câbles d’arrivée, ainsi que le limiteur de surtension Il est donc possible d’éviter la re-fermeture du disjoncteur général d’arrivée de l’installation BT si un défaut d’isolement est apparu en amont de ce disjoncteur. Ce type de connexion nécessite 1 CPI par transformateur.

7.3.5.2. Alimentation par plusieurs transformateurs en parallèle et couplables

Figure 86: CPI et plusieurs transfo’s couplables Dans le cas où plusieurs transformateurs peuvent être couplés en parallèle, plusieurs CPI peuvent donc injecter simultanément sur le même réseau BT. Ceci est à éviter absolument, car chaque CPI considère les autres CPI comme un défaut d’isolement. Il y a aveuglement mutuel des CPI. Il y a lieu "d’interverrrouiller" les CPI connectés sur chacune des sources. Les solutions qui suivent peuvent être envisagées. Ce type de schéma peut devenir vite compliqué, lorsque le nombre de sources augmente et lorsque le jeu de barres peut être divisé en plusieurs tronçons par des disjoncteurs de couplage de barres. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Solution automatique Ce type d’interverrouillage peut être intégré aux CPI, moyennant une information transmise au CPI sur l’état du disjoncteur de tête associé. Les CPI communicants peuvent dialoguer entre eux et arrêter l’injection de leur signal à 2,5 Hz s’il y a risque d’aveuglement. C’est le cas des CPI communicants de la gamme Vigilohm System (XM300 - XML308/316). Pour l matériel Merlin-Gérin La limite de ce système utilisant la communication interne aux CPI est de 4 CPI. L’interface XAS sert à alimenter le bus de communication. Il est possible de gérer des réseaux dont le jeu de barres principal peut être divisé en plusieurs tronçons par des disjoncteurs de couplage.

Figure 87: CPI et plusieurs transfo’s couplables – solution automatique Solution économique Il est possible de connecter le CPI directement sur le jeu de barres principal. Ce cas de figure ne permet pas de contrôler les enroulements secondaires des transformateurs, les câbles d’arrivée, et les limiteurs de surtension en cas d’ouverture d’un ou de plusieurs disjoncteurs d’arrivée. D’autre part, en cas de coupleur de jeu de barres, le problème d’exclusion des CPI se repose de la même façon.


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Figure 88: CPI et plusieurs transfo’s couplables – solution économique

7.3.6. Emploi des C.P.I. avec des alimentations sans interruption (A.S.I)

Figure 89: Configuration d'une A.S.I. et emplacement des transformateurs éventuels nécessaires pour l'adaptation de tension et/ou l'isolement galvanique


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Les alimentations statiques sans interruption (A.S.I.) peuvent présenter quelques particularités quant à l’emploi des contrôleurs permanents d’isolement (C.P.I.). En effet, 2 cas peuvent se produire : A.S.I. sans isolement galvanique entre entrées et sorties A.S.I. avec isolement galvanique entre entrées et sorties. L’isolement galvanique peut être obtenu par des transformateurs à enroulements séparés soit à l’entrée soit à la sortie de l’A.S.I.

7.3.6.1. A.S.I. sans isolement galvanique 2 cas sont à envisager Cette configuration existe chaque fois que les chaînes ou le by-pass sont à liaison directe ou ne comportent qu’un autotransformateur entre les installations amont et aval. Il faut alors considérer deux cas d’absence de tension : sans interruption des circuits qui assurent la continuité du neutre de l’installation d’alimentation avec interruption de circuit provoquant la coupure de neutre dans l’installation d’alimentation. Absence de tension sans interruption des circuits qui assurent la continuité du neutre de l’installation d’alimentation Dans ce premier cas, le schéma des liaisons à la terre initial est maintenu et certains dispositifs de protection de l’installation d’utilisation (amont) peuvent être utilisés pour la protection de l’installation d’utilisation (aval). Absence de tension avec interruption de circuit provoquant la coupure de neutre dans l’installation d’alimentation générale Dans ce deuxième cas, pendant la période de coupure du neutre, il convient de : reconstituer provisoirement le schéma de liaison à la terre du neutre en aval de l’ASI, et selon la "position du neutre par rapport à la terre" de mettre en service des dispositifs de contrôle prendre les dispositions destinées à assurer le contrôle des circuits CC si besoin est (voir dans la suite).


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Conséquence pour le schéma IT

Figure 90 : Dispositifs de protection des personnes dans une installation comportant une A.S.I. sans isolement galvanique Sans isolement galvanique à l'entrée des onduleurs et sur le réseau secours et "by-pass", le CPI 1 placé à l'origine de l'installation contrôle tout, y compris l’aval des onduleurs du fait de la non coupure du neutre au niveau de l'interrupteur de transfert ou du by-pass lorsque cet interrupteur est fermé. En cas de disparition de la tension sur les entrées en amont de l'ASI ou de l'ouverture du disjoncteur B, le CPI 1 a son injection coupée par le contact du relais R1 et le CPI 2 en aval des onduleurs a son injection activée grâce au contact du relais R1. Le CPI 2 contrôle l'isolement de l'aval des ASI et, par le neutre non coupé au niveau de l'interrupteur de transfert, l'amont des ASI. En cas de maintenance le by-pass est fermé et le CPI 2 contrôlera aussi l'amont des ASI. L'isolement des batteries des ASI ne sera contrôlé par les CPI 1 ou CPI 2 que si les entrées des ASI sont dépourvues de transformateur. Dans le cas ou les CPI 1 ou CPI 2 ne peuvent pas contrôler l'isolement des batteries, il est possible d'installer un CPI sur la batterie, mais il ne faut pas que ce dernier fasse redondance avec CPI 1 ou CPI 2. Notes : le CPI 2 doit être raccordé de telle manière que son fonctionnement soit assuré, même pendant la maintenance d’une des chaînes en parallèle Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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le CPI 2, lorsqu’il est en service, surveille alors l’ensemble des installations aval et amont, jusqu’aux organes de coupure ouverts de l’amont en pratique, les chaînes redresseur- onduleur sont identiques et comportent très souvent au moins un transformateur d’isolement, TR, TO, ou les deux. Aussi la mise en service du CPI 2 ne dépend que de l’absence de tension en amont du bypass et son contrôle s’étend alors à l’installation amont sauf quand il y a ouverture d’un appareil de coupure sur le by-pass.

7.3.6.2. A.S.I. avec isolement galvanique

Figure 91 : A.S.I. avec isolement galvanique Les schémas de liaison à la terre amont et aval peuvent être distincts ou non. La séparation galvanique est nécessaire chaque fois que les conditions de fonctionnement de l’aval ne sont pas compatibles avec le schéma de liaison à la terre de l’amont, et inversement. Elle est assurée par des transformateurs à enroulements séparés placés dans chacune des voies redresseur / onduleur (TR ou TO) et dans le by-pass (TSR) ou par un transformateur à enroulement séparé placé en aval de l’ASI. Nota: SLT amont avec neutre à la terre et SLT aval en neutre impédant Le CPI 2 contrôle l’isolement de l’utilisation sortie onduleur, mais aussi l’isolement du réseau aval par le neutre non coupé de l’interrupteur de transfert de l’onduleur (contacteur statique). Ceci impose l’utilisation d’un transformateur (TSR : Transformateur Source de Remplacement) dans la branche de l’entrée «réseau secours» du ou des onduleurs Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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7.3.6.3. Surveillance de l’isolement du circuit courant continu et de la batterie Seul un CPI à balance Voltmétrique (TR5A) permet de contrôler l’isolement de cette zone Remarque : les transformateurs TR et TO sont obligatoires. Utilisation d’un C.P.I. à injection de courant à basse fréquence (2,5 Hz) Son principe : il applique une source de tension alternative basse fréquence entre une des polarités des circuits CC et la terre ; l’apparition d’un défaut d’isolement sur les circuits CC fait circuler un courant qui est détecté par les circuits de mesure (les Vigilohms….). Ces contrôleurs qui surveillent aussi bien les réseaux à courants alternatifs mixtes et continus, permettent aussi la recherche des défauts d’isolement; ils sont donc préconisés si : il existe un véritable réseau courant continu (plusieurs utilisateurs) il n’y a pas isolement galvanique entre la batterie et l’installation aval à l’ASI (cas rare).

7.3.6.4. Interaction entre les dispositifs de contrôle des circuits courant continu et ceux des installations amont et aval Cette interaction est directement liée au schéma de l’ASI. Elle dépend en particulier : de la présence ou non d’un contacteur statique du nombre d’ASI, une seule ou plusieurs en redondance passive ou active de la présence ou non de transformateur d’isolement galvanique TR ou TO. Cette interaction est directement dépendante des dispositifs de protection choisis et du schéma de liaison du neutre des installations amont et aval. On peut avoir : Interaction totale Par exemple le dispositif de protection amont surveille également les circuits à courant continu.


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Interaction partielle entre deux CPI : comme sur les circuits en alternatif, deux appareils de même type raccordés sur deux installations non séparées électriquement se perturbent mutuellement. Il faut donc empêcher cette éventualité avec un relais par exemple tel que R1 entre un CPI à injection et un CPI à balance voltmétrique : un CPI à injection de courant continu ou basse fréquence mesure la résistance interne (R/2) d’un dispositif à balance voltmétrique. Placés de part et d’autre d’un convertisseur de puissance (redresseur ou onduleur) sans isolement galvanique, la perturbation de l’un par l’autre sera directement dépendante du taux de conduction des semi-conducteurs du convertisseur. Interaction nulle s’il y a isolement galvanique entre la batterie et les installations (en alternatif) amont et aval entre CPI et DDR ou disjoncteur. Règles l’injection continue ou alternative d’un CPI ne peut pas passer à travers un transformateur. gérer les exclusions de CPI lorsqu’il y a plusieurs CPI sur une même installation (sauf Vigilohm System avec les interfaces). l’injection continue n’est pas opérationnelle sur du continu. l’injection d’un CPI ne peut pas provoquer des réactions de dispositifs DDR ou disjoncteur.


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7.4. RESEAU A COURANT CONTINU ISOLE DE LATERRE La législation impose un dispositif de signalisation du premier défaut Les protections classiques assurent la sécurité des personnes et des biens au deuxième défaut.

7.4.1. Pour contrôler l’isolement global et signaler au premier défaut Réseau à tension continue fixe (batterie d’accumulateurs…) Utiliser un CPI du type Vigilohm TR5A de Schneider Merlin – Gérin (ou équivalent) Figure 92: CPI sur réseau à tension continue fixe Réseau à tension continue variable (génératrice à courant continu, bloc transfo redresseur à thyristors) ou à tension fixe

Figure 93 : CPI sur réseau à tension continue variable Utiliser un CPI type Vigilohm System XM200 avec des détecteurs XD301 ou XD312 (les XD sont des « détecteurs secondaires » renvoyant le signal de défaut au CPI « master » le XM200). Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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XM200 recommandé pour tension continue ≥ 125 V.

7.4.2. Pour effectuer sous tension la recherche du défaut (Amélioration des conditions d’exploitation). Un courant alternatif basse fréquence (généralement 2,5 Hz) est injecté : soit par un Vigilohm system XM200 associé à des détecteurs XD301 ou XD312 sur les départs soit par un Vigilohm System XM300 associé à des détecteurs XD301 ou XD312 ou à des localisateurs XL308 ou XL316 soit par un Vigilohm System XML308 ou XML316.

Figure 94: Recherche de défaut sur réseau continu Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Le courant de défaut est détecté à l’aide de transformateurs tores installés sur les différents départs et reliés aux détecteurs XD301 ou XD312 qui signalent le départ en défaut ou reliés aux localisateurs XL308 ou XL316 qui signalent le départ en défaut et mesurent le niveau d’isolement. Nota : le récepteur portatif XRM et ses pinces ampèremétriques sont compatibles avec tous les appareils de la série Vigilohm générant du 2,5 Hz. (Voir cours sur les protections électriques EXP-MN-SE110 paragraphe 7.2.3 et 7.2.4 pour la recherche de défaut avec système de CPI)


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8. APPAREILLAGE ASSOCIE SUIVANT LE REGIME DE NEUTRE 8.1. APPAREILLAGE ASSOCIE EN TT 8.1.1. Rappel La protection des personnes Le courant de défaut est dangereux Le courant de défaut est trop faible pour faire partir les DPCC ((Protection Courtcircuit) La protection doit être quasi instantanée La protection incendie Le courant de défaut est limité Naturellement traité par les DDR de protection des personnes La continuité de service Obtenue par la sélectivité entre les DDR

8.1.2. Réseau sain / réseau en défaut Voir figure « Principe du réseau sain et du réseau en défaut »

8.1.3. Principe de la détection Détection par un tore placé sur l’ensemble des conducteurs actifs Principe : somme vectorielle des courants pour calculer : I 1 + I 2 + I 3 + I n = I I = 0 si le réseau est sain I ≠ 0 si le réseau est en défaut I = I d = I PE

Voir figure « Principe de la détection »


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Figure 95: Principe du réseau sain et du réseau en défaut


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Figure 96: Principe de la détection

8.1.4. La protection différentielle (système DDR) Technologie des DDR

Figure 97 : Technologie des DDR Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Électromécanique à propre courant Électronique, intégré au DPCC à propre tension Séparé du DPCC à tension auxiliaire Fonctionnalité de base Temporisé pour distribution amont Instantané pour distribution finale

Figure 98: Fonctionnalité des DDR Déclenchement NON à Id ≤ 50 % I²n OUI à Id ≥ 100 % I²n Après T si temporisation


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Sélectivité Sélectivité verticale Réglage du seuil IΔn1 > 2 IΔn2 Réglage des temporisations Cran “DDR1” > cran “DDR2” Nota : pour un DDR non intégré au DPCC attention à l’appareil de coupure commande (temporisation au déclenchement) Sélectivité horizontale

Figure 99 : Sélectivité des DDR


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Immunisation Déclenchement intempestif Surtensions (manœuvre, foudre,…) Mise sous tension circuit capacitif Types de solutions : Pas de composante continu = type AC Avec composante continu

Figure 100: Immunisation des DDR


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8.2. APPAREILLAGE ASSOCIE EN TN-S 8.2.1. Rappel La protection des personnes Le courant de défaut est dangereux Le courant de défaut est important et doit faire déclencher les DPCC ((Protection Court-circuit) Le déclenchement est quasi instantané La protection doit être assurée par DDR La protection incendie Le courant de défaut est important Il faut le traiter par des DDR complémentaires La continuité de service Obtenue par la sélectivité entre les DPCC

8.2.2. La protection par DPCC La Protection Le courant de défaut Id dépend pour une section / matière (Cu / Al) donnée de la longueur des conducteurs La protection est faite soit Par fusibles : courbe temps inverse, vérifier le temps d déclenchement Par disjoncteur : réglage du magnétique Figure 101: Protection par fusible et/ou disjoncteur en TN-S Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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La condition de protection n’est pas remplie

Disjoncteur

Fusible

Réglage bas du magnétique / CR

Pas de réglage possible

sinon Mise en place de DDR standard

Difficile

sinon Augmentation de la section du conducteur Table 22: Conditions de protections avec fusibles ou disjoncteurs

La sélectivité des disjoncteurs est Ampéremétrique Réglage des calibres LR et CR Chronométrique Retard intentionnel sur la protection amont LR et CR Énergétique Comparaison des énergies (CR)

Figure 102: Sélectivité des disjoncteurs


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8.2.3. Protections complémentaires Protection incendie CEI Idem à TT Assuré par des DDR Mais pas de limitation du Id Sélectivité des protections DDR Idem à TT Réglage des seuils IΔn Réglage des temporisations

Figure 103: Protections complémentaires type CEI et avec DDR’s Protection incendie type NEC NEC = National Electrical Code (USA) SLT = TN -S Neutre non coupé SLT = Schéma de Liaison à la Terre Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Protection assurée par des GFP (GFP = Ground Fault Protection) 3 types : 1 – zéro séquence (rare) 2 – source ground (en tête de distribution BT, rare) 3 – residual (standard) Sélectivité des protections GFP - entre protections GFP - entre protections GFP/CR Figure 104: Protections complémentaires type NEC et GFP

8.3. APPAREILLAGE ASSOCIE EN TN-C 8.3.1. Rappel La protection des personnes Le courant de défaut est dangereux Le courant de défaut est important et doit faire déclencher les DPCC ((Protection Court-circuit) Le déclenchement est quasi instantané – idem en TN-S et TN-C La protection ne peut pas être assurée par DDR La protection incendie Ne peut pas être assurée


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La continuité de service Obtenue par la sélectivité entre les DPCC - idem en TN-S et TN-C Note : La protection différentielle (DDR) ne peut pas être installée en SLT type TN-C

8.3.2. La protection par DPCC Les gammes de protection (en TN-C et TN-S) - Disjoncteurs type « Masterpact » - Disjoncteurs type « Compact » - Disjoncteurs modulaires Figure 105: Les 3 types de disjoncteurs en protection DPCC Les disjoncteurs assurent aussi la protection des surcharges pour tous les Schémas des Liaisons à la Terre en Basse Tension. La protection par DPCC en TN-C-S Partie TN-C : idem au TN-C Partie TN-S : idem au TN-S

8.4. APPAREILLAGE ASSOCIE EN IT 8.4.1. Rappel 1er défaut La protection des personnes Pas de coupure automatique


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Surveillance CPI (Contrôleur Permanent d’Isolement et PIM en anglais pour Permanent Insulation Monitor) Recherche DLD (Dispositif Localisation de Défaut et FLD en anglais pour Fault Localisation Device)) La protection incendie Pas de courant de défaut = non nécessaire Surveillance par CPI La continuité de service Totale

8.4.2. 1er défaut CPI Principe - Injection de courant - Générateur de recherche - Mesure de la R.I (Résistance d’Isolement) CPI - Courant continu : mesure directe de la R.I - Courant alternatif : calcul de la R.I Figure 106 : Détection 1er défaut CPI en régime IT


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8.4.3. 1er défaut DLD Principe de la DLD Détection du courant de défaut Type de DLD - Recherche mobile - Recherche fixe

Figure 107 : Détection 1er défaut DLD en régime IT

8.4.4. Déclenchement 1er défaut Recherche 50 Hz - Utilisation de DDR et IT impédant - Élimination du défaut = continuité de service après le 1er défaut

Figure 108: Déclenchement 1er défaut en régime IT


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8.4.5. Déclenchement 2ème défaut Déclenchement au 2ème défaut en IT avec protection type TT - Même principe qu’en TT - Protection assurée par DDR = même appareillage qu’en TT Figure 109 : Déclenchement 2ème défaut en régime IT avec protection type TT

Déclenchement au 2ème défaut en IT avec protection type TN-S - Même principe qu’en TN-S (longueur des conducteurs - Protection assurée par même disjoncteur qu’en TN-S mais : * Obligatoirement 4P – 4D * Apte à l’IT = couper la tension composée sur 1 pôle (CEI 947-2) * Pas de cascading

Figure 110: Déclenchement 2ème défaut régime IT avec protection type TN-S


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8.5. COMPARATIF – RESUME DES DIFFERENTS REGIMES Critères

TT

TN-C

TN-S

IT

Sécurité des personnes (installation parfaite) Sécurité des biens contre les risques d’incendie protection des machines sur défaut isolement Disponibilité de l’énergie Compatibilité électromagnétique Pour réaliser l’installation et l’entretien compétence disponibilité excellent

bon

moyen

mauvais

Table 23: Résumé comparatif des différents SLT (Schéma de Liaison à la Terre) A l’évidence, après la lecture de ce document, tout lecteur comprend l’importance de bien recenser les impératifs liés aux matériels employés, à l’environnement, mais aussi aux conditions d’étude de l’installation et des modifications ultérieures, avant de choisir le schéma des liaisons à la terre d’un réseau de distribution électrique. Il est ici indispensable de rappeler succinctement que chaque SLT a ses inconvénients et ses avantages, c’est l’objet de la table / résumé de ce paragraphe. Nota : Dans ce tableau, le coût d’installation n’est pas abordé car le surcoût éventuel d’un schéma IT (CPI, système de recherche de défaut) doit être comparé à la perte financière provoquée par un arrêt imprévu de l’exploitation dès le premier défaut… à apprécier selon l’activité.


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9. NEUTRE A LA TERRE EN HT Le choix de la mise à la terre du neutre des réseaux MT et HT a été longtemps un sujet de controverses, compte tenu de l’impossibilité de trouver un compromis unique pour les différents types de réseaux. L’expérience acquise permet aujourd’hui d’effectuer un choix pertinent en fonction des contraintes propres à chaque réseau. Ce chapitre présente et compare les différents types de liaison à la terre du neutre, qui se distinguent par leur mode de raccordement du point neutre et leur technique d’exploitation.

9.1. CINQ MODES DE LIAISON A LA TERRE DU NEUTRE 9.1.1. Impédance de mise à la terre Les capacités C sont les capacités naturelles de fuite des câbles à la terre. Le courant Ic est le courant capacitif total du réseau se rebouclant à travers les phases saines du réseau. Figure 111 : Schéma équivalent d’un réseau sur défaut à la terre. Le potentiel du neutre peut être fixé par rapport à la terre par cinq méthodes différenciées par la nature (capacité, résistance, inductance), et la valeur (zéro à l’infini) de l’impédance ZN de liaison que l’on connectera entre neutre et terre : ZN = : neutre isolé, pas de liaison intentionnelle ZN est une résistance de valeur plus ou moins élevée ZN est une réactance, de valeur faible en général ZN est une réactance de compensation, destinée à compenser la capacité du réseau ZN = 0 : le neutre est relié directement à la terre. (1) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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(1) Ce type de schéma n’est pas utilisé dans les réseaux HTA européens aériens ou souterrains. Il ne sera pas développé ici. Il est par contre généralisé dans les réseaux aériens nord-américains à puissance de court-circuit peu élevée ; le neutre est distribué et utilisé comme conducteur de protection avec mise à la terre à chaque poteau. Difficultés et critères de choix) Les critères de choix concernent de multiples aspects : techniques (fonction du réseau, surtensions, courant de défaut, etc.) d’exploitation (continuité de service, maintenance) de sécurité économiques (coûts d’investissements, d’exploitation) habitudes locales ou nationales. En particulier, deux considérations techniques importantes sont contradictoires : Réduire le niveau des surtensions Des surtensions trop importantes sont à l’origine du claquage diélectrique des isolants électriques, avec des courts-circuits comme conséquence. Les surtensions ont plusieurs origines : surtensions de foudre auxquelles sont exposés tous les réseaux aériens jusqu’au point de livraison aux usagers surtensions internes au réseau, engendrées par les manoeuvres et certaines situations critiques (résonances) surtensions résultant du défaut à la terre lui-même et de son élimination. Réduire le courant de défaut à la terre (Ik1) (voir figure « schéma équivalent…. ») Un courant de défaut trop élevé entraîne toute une série de conséquences : dégâts par l’arc au point de défaut ; en particulier, fusion des circuits magnétiques des machines tournantes tenue thermique des écrans de câble Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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dimensions et coût de la résistance de mise à la terre induction dans les circuits de télécommunications voisins danger pour les personnes, par élévation du potentiel des masses. Malheureusement, l’optimisation de l’une de ces exigences entraîne automatiquement la dégradation de l’autre. Ainsi, deux méthodes typiques de mise à la terre du neutre accentuent ce contraste : le neutre isolé, qui supprime la circulation dans le neutre du courant de défaut terre mais génère des surtensions plus importantes le neutre à la terre direct, qui réduit au minimum les surtensions, mais provoque un courant de défaut élevé. En ce qui concerne les considérations d’exploitation, on notera selon le mode de liaison à la terre du neutre adopté : la possibilité ou non de fonctionner lors d’un premier défaut maintenu la valeur des tensions de contact développées la plus ou moins grande simplicité de mise en oeuvre de la sélectivité des protections. Ainsi le choix se portera souvent sur une solution intermédiaire de neutre relié à la terre par impédance.

9.1.2. Synthèse des caractéristiques des régimes de neutre régimes de neutre

caractéristiques

isolé

compensé résistance réactance

direct

amortissement des surtensions transitoires limitation des surtensions 50 Hz

–

+–

+

+–

++

–

–

+

+

+

limitation des courants de défaut

+

++

+

+

––

continuité de service (autorisation du non déclenchement au premier défaut) protection sélective simple

+

+

–

–

–

–

––

+

+

+

dispense d’un personnel qualifié

–

–

+

+

+

Légende : + bon – médiocre

Table 24: Synthèse des caractéristiques des régimes de neutre Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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9.2. NEUTRE ISOLE Ce schéma favorise la continuité de service en n’imposant pas le déclenchement sur un défaut 1er défaut d’isolement. Ce dernier doit par contre être localisé et éliminé, un 2ème défaut sur une autre phase imposant le déclenchement.

9.2.1. Schéma de principe Il n’existe aucune liaison électrique intentionnelle entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils de mesure ou de protection.

9.2.2. Technique d’exploitation Dans un tel réseau, un défaut phase -terre ne provoque qu’un faible courant par l’intermédiaire des capacités phase -terre des phases saines (voir figure). On démontre que Ik1 = 3 C ω V V étant la tension simple C la capacité d’une phase par rapport à la terre ω la pulsation du réseau avec ω = 2 π f Le courant de défaut Ik1 peut subsister longtemps en principe sans dommages car il ne dépasse pas quelques ampères (2 A par km environ pour un câble unipolaire 6 kV de 150 mm² de section isolé au PRC dont la capacité est de 0,63 μF/km). Il n’est donc pas nécessaire d’intervenir pour éliminer ce premier défaut, ce qui confère à cette solution l’avantage essentiel de maintenir la continuité de service. Figure 112: Courant de défaut capacitif sur réseau isolé Mais ceci entraîne des conséquences : l’isolement doit être surveillé en permanence, et un défaut non encore éliminé doit être obligatoirement signalé par un contrôleur permanent d’isolement (CPI) ou par une protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 113: Contrôleur permanent d’isolement (CPI) sur réseau isolé la recherche ultérieure du défaut exige d’une part un appareillage d’autant plus complexe qu’il est automatique, pour permettre une identification rapide du départ en défaut, et d’autre part un service entretien qualifié pour l’exploiter au cas où le premier défaut n’est pas éliminé, un deuxième défaut survenant sur une autre phase va provoquer un véritable court-circuit biphasé par la terre, qui doit être éliminé par les protections de phase.

9.2.3. Avantage L’avantage essentiel est la continuité de service du départ en défaut parce que le courant de défaut très faible permet de ne pas déclencher automatiquement au premier défaut ; c’est un deuxième défaut qui nécessitera une coupure.

9.2.4. Inconvénients La non élimination des surtensions transitoires par écoulement à la terre est un handicap majeur si elles sont élevées. De plus, en cas de mise à la terre d’une phase, les autres se trouvent portées à la tension composée (U = e V ) par rapport à la terre, ce qui renforce la probabilité d’un second défaut. Le coût d’isolement est plus élevé car la tension composée reste appliquée entre phase et terre pendant une durée qui peut être longue puisqu’il n’y a pas de déclenchement automatique. La surveillance de l’isolement est obligatoire, avec signalisation du premier défaut. Un service entretien équipé du matériel adéquat pour la recherche rapide du premier défaut d’isolement est nécessaire. La mise en oeuvre de protections sélectives au premier défaut est délicate. Il y a des risques de surtensions créées par ferrorésonance.


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9.2.5. Surveillance et protections Le décret de protection des travailleurs du 11 nov. 1988 impose, en régime de neutre IT, la détection du premier défaut d’isolement. Ce premier défaut n’empêche pas la poursuite de l’exploitation, mais la norme impose sa localisation et son élimination. Contrôleur permanent d’isolement (CPI) Le CPI, par exemple Vigilohm THR de Merlin-Gérin, surveille en permanence le niveau d’isolement du réseau et signale son passage en dessous d’un seuil préréglé. Protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59) Cette protection permet la détection d’un défaut d’isolement par la mesure du déplacement du point neutre. Avec relais Multifonctions par exemple Maximum de courant terre directionnelle (ANSI 67N) Figure 114: Détection par maximum de courant terre directionnelle Cette protection permet la détection du départ en défaut (voir figure) La discrimination se fait par comparaison de l’angle de déphasage entre la tension résiduelle (V0) et les courants résiduels (Irsd), d’une part du départ en défaut et d’autre part de chaque départ sain. La mesure du courant s’effectue par un tore dont le seuil est réglé : pour ne pas déclencher intempestivement à une valeur inférieure à la somme des courants capacitifs de tous les autres départs Ceci rend la détection difficile pour les réseaux peu étendus (quelques centaines de mètres) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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9.2.6. Applications C’est une solution souvent utilisée pour les réseaux industriels (i 15 kV) nécessitant la continuité de service.

9.3. MISE A LA TERRE PAR RESISTANCE Ce schéma limite le courant de défaut à la terre et permet un bon écoulement des surtensions, mais il impose le déclenchement sur défaut.

9.3.1. Schéma de principe Une résistance est connectée volontairement entre le point neutre et la terre.

9.3.2. Technique d’exploitation Dans ce type de schéma, l’impédance résistive limite le courant de défaut à la terre Ik1, tout en permettant un bon écoulement des surtensions. Mais par conséquent, des protections doivent intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut. Figure 115 réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance entre neutre et terre Dans les réseaux alimentant des machines tournantes, la valeur de la résistance est déterminée pour obtenir un courant Ik1 de 15 à 50 A. Mais ce courant faible doit néanmoins vérifier IRN ≥ 2 Ic (avec Ic : courant capacitif total du réseau) pour réduire les surtensions de manoeuvre et permettre une détection simple. Dans les réseaux de distribution, on adopte des valeurs plus élevées (100 A à 300 A) plus faciles à détecter et permettant l’écoulement des impulsions de foudre.

9.3.3. Avantages Ce schéma est un bon compromis entre un courant de défaut faible et des surtensions bien écoulées. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Il n’exige pas l’emploi de matériels ayant un niveau d’isolement entre phase et terre dimensionné pour la tension composée. Les protections sont simples, sélectives et le courant est limité.

9.3.4. Inconvénients La continuité de service du départ en défaut est moins bonne qu’en neutre isolé : le défaut terre doit être éliminé (coupure au premier défaut). Le coût de la résistance de mise à la terre croît avec la tension et le courant limité.

9.3.5. Réalisation de la mise à la terre du point neutre Neutre du réseau accessible Si le neutre du réseau est accessible (existence d’enroulements couplés en étoile avec neutre sorti), la résistance de mise à la terre peut être branchée : Figure 116: Réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance au secondaire d’un transformateur monophasé soit en neutre et terre (figure. « réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance entre neutre et terre ») soit par l’intermédiaire d’un transformateur monophasé chargé au secondaire par une résistance équivalente (figure du même nom). Neutre du réseau non accessible Lorsque le neutre n’est pas accessible (enroulement en triangle) ou lorsque l’étude du plan de protection en démontre l’intérêt, on réalise un point neutre artificiel par un générateur homopolaire raccordé sur le jeu de barres ; il est réalisé avec un transformateur spécial à très faible réactance homopolaire :


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transformateur étoile triangle dont le neutre primaire est directement mis à la terre, et le triangle fermé sur résistance de limitation (isolement BT, donc solution la moins onéreuse) (voir figure à gauche) Figure 117: Réalisations de mise à la terre pour neutre non accessible transformateur étoile triangle avec résistance de limitation (isolement HTA) entre le point neutre du primaire et la terre, et triangle fermé sur lui-même ; cette solution est moins utilisée (voir figure à droite ). Dimensionnement de la résistance La résistance doit supporter le courant permanent qui la traverse ; il peut être provoqué par un défaut impédant ou un faible déplacement du point neutre dû à un déséquilibre des capacités des 3 phases du réseau. On choisit en général une tenue permanente Ip = Id/10 (Id = courant de limitation) pendant 2 à 5 secondes (supérieure au temps maximal d’élimination du défaut).

9.3.6. Protections La détection d’un courant de défaut Ik1 faible nécessite des protections différentes de celles de surintensité phases. Figure 118: Solutions de protection terre Ces protections “de terre’’ détectent le courant de défaut : soit directement dans la liaison du neutre à la terre 1 soit dans le réseau en mesurant la somme vectorielle des 3 courants en utilisant : Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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- soit 3 capteurs de courant de phase alimentant les protections 2 - soit un tore 3 : mesure précise à utiliser de préférence. Le réglage du seuil se fait en fonction du courant de défaut Ik1 calculé en négligeant les impédances homopolaires de source et de liaison par rapport à l’impédance RN et en tenant compte des 2 règles : réglage > 1,3 fois l capacitif du réseau en aval de la protection réglage de l’ordre de 10 à 20 % du courant maximum de défaut à la terre. De plus, si la détection est réalisée par 3 TC, le réglage se situe, avec les technologies actuelles, entre 5 et 30 % du calibre des TC pour tenir compte de l’incertitude liée à : l’asymétrie des courants transitoires la saturation des TC la dispersion des performances.

9.3.7. Applications Réseaux HTA de distribution publique et industrielle.


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9.4. MISE A LA TERRE PAR REACTANCE FAIBLE (NEUTRE IMPEDANT) Ce schéma limite le courant de défaut à la terre et permet un bon écoulement des surtensions. Mais il impose le déclenchement sur défaut avec des valeurs élevés (ex : 300 ou 1000 A sur le neutre HTA des postes sources HTB/HTA)

9.4.1. Schéma de principe Une réactance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre. Pour les réseaux de tension supérieure à 20 kV, on préfère en effet utiliser une réactance plutôt qu’une résistance pour des raisons de difficulté de réalisation dues au dégagement de chaleur en cas de défaut. Technique d’exploitation Dans ce type de schéma, l’impédance selfique limite le courant de défaut à la terre Ik1, tout en permettant un bon écoulement des surtensions. Figure 119: Réalisation de mise à la terre pour neutre accessible Mais par conséquent, des protections doivent intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut. Pour réduire les surtensions de manoeuvre et permettre une détection simple, il faut que le courant ILN soit très supérieur au courant capacitif total du réseau Ic. Dans les réseaux de distribution, on adopte des valeurs élevées (300 à 1000 A), faciles à détecter et permettant l’écoulement des surtensions de foudre.

9.4.2. Avantages Ce schéma permet de limiter l’amplitude des courants de défaut. Il permet la mise en oeuvre de protections sélectives simples si le courant de limitation est très supérieur au courant capacitif du réseau. La bobine, de faible résistance, n’a pas à dissiper une puissance thermique élevée, ce qui réduit son dimensionnement. En HTA, le coût de cette solution est plus avantageux qu’avec une résistance. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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9.4.3. Inconvénients La continuité de service du départ en défaut moins bonne qu’en neutre isolé :le défaut terre doit être éliminé (coupure au premier défaut) Lors de l’élimination des défauts terre, des surtensions importantes peuvent apparaître, dues à des résonances entre la réactance et la capacité du réseau.

9.4.4. Réalisation de la mise à la terre du point neutre Neutre du réseau accessible Si le neutre du réseau est accessible (existence d’enroulements couplés en étoile avec neutre sorti), la résistance de mise à la terre peut être branchée entre neutre et terre. Neutre du réseau non accessible Lorsque le neutre n’est pas accessible (enroulement en triangle) ou lorsque l’étude du plan de protection en démontre l’intérêt, on réalise un point neutre artificiel par une bobine de point neutre (BPN) raccordée sur le jeu de barres ; elle est réalisée par une bobine zig-zag avec neutre sorti (voir figure). Figure 120: Réalisation de mise à la terre pour neutre non accessible L’impédance entre les deux parties de l’enroulement, essentiellement selfique et faible, limite le courant à des valeurs supérieures à 100 A. L’ajout d’une résistance de limitation entre le point neutre de la bobine et la terre permet d’abaisser l’amplitude du courant de défaut (isolement HTA). Protections Le réglage de la protection se situe au niveau de 10 à 20 % du courant de défaut maximum. La protection est moins contraignante que dans le cas de la mise à la terre par résistance, d’autant plus que ILN est important puisque Ic est inférieur au courant limité. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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9.4.5. Applications Réseaux HTA de distribution publique (courants de plusieurs centaines d’ampères).

9.5. MISE A LA TERRE PAR REACTANCE DE COMPENSATION (Neutre compensé) Ce régime dit de "neutre compensé" est particulièrement bien adapté aux réseaux de distribution HTA avec une valeur de courant capacitif Ic élevée.

9.5.1. Schéma de principe Une réactance accordée sur la capacité phase -terre totale du réseau est intercalée entre le point neutre et la terre de sorte qu’en présence d’un défaut à la terre, le courant dans le défaut est voisin de zéro. La réactance est composée (voir figure) d’une résistance R en parallèle avec une inductance variable LN. Figure 121: Défaut à la terre dans un réseau avec réactance de compensation à la terre Sur le réseau de distribution en France : la résistance est dite résistance de point de neutre (RPN) fixe, qui assure la circulation d'un courant actif de 20 A minimum (défaut franc) l'inductance est dite bobine de point neutre (BPN) variable.

9.5.2. Technique d’exploitation Ce système permet de compenser le courant capacitif du réseau. En effet, le courant de défaut est la somme des courants qui parcourent : la mise à la terre par réactance Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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les capacités des phases saines par rapport à la terre. Ces courants se compensent puisque : l’un est selfique (dans la mise à la terre) l’autre est capacitif (dans les capacités des phases saines). Ils s’ajoutent donc en opposition de phase. En pratique, la faible valeur de la résistance fait circuler un petit courant résistif Ik1 de quelques ampères (voir diagramme). Figure 122: Diagramme vectoriel des courants lors du défaut terre Sur le réseau français, au niveau du poste source un système d'accord automatique (SAA) réalise périodiquement l'ajustement pour prendre en compte le changement de topologie du réseau, le désaccord maximum autorisé est de 40 A.

9.5.3. Avantages Ce système permet de diminuer les courants de défaut même si la capacité phase -terre est grande : extinction spontanée des défauts à la terre non permanents A l’endroit du défaut, les tensions de contact sont limitées Le maintien en service de l’installation est assuré malgré un défaut permanent Le signalement du premier défaut est donné par la détection du passage du courant dans la bobine de point neutre.

9.5.4. Inconvénients Le coût peut être élevé en raison de la nécessité de modifier la valeur de la réactance pour ajuster la compensation


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Pendant la durée du défaut, il faut s’assurer que le courant résiduel circulant ne présente pas de danger pour les personnes et les biens Les risques de surtension transitoire sur le réseau sont importants La mise en oeuvre de protections sélectives au premier défaut est délicate.

9.5.5. Protection La détection du défaut est basée sur la composante active du courant résiduel. En effet, le défaut provoque la circulation de courants résiduels dans l’ensemble du réseau, mais seul le circuit en défaut est parcouru par un courant résiduel résistif. De plus, les dispositifs de protection doivent tenir compte des défauts auto extincteurs répétitifs (défauts récurrents). Lorsque la réactance de la mise à la terre et la capacité du réseau sont accordées (3 LN C ω² = 1) le courant de défaut est minimum c’est un courant résistif le défaut est auto extincteur. La réactance est dite alors bobine d’extinction, ou bobine de Petersen.

9.5.6. Mise en place du neutre compensé en France Raisons et avantages Le régime de neutre compensé est mis en place en France par les distributeurs sur une partie du réseau HTA. Il permet de maîtriser les niveaux de surtension des prises de terre HTA et BT lors des défauts phase -terre pour mieux prendre en compte : les évolutions des normes européennes (aspect sécurité des personnes) la sensibilité accrue de certaines charges (charges informatique, proximité de réseaux de télécommunications) le niveau d’isolement des matériels HTA et BT (ex : transformateur HTA/BT). Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Le régime de neutre compensé améliore de la qualité de la fourniture d’énergie car il entraîne une diminution du nombre de coupures brèves par : une augmentation du taux de défauts fugitifs ("auto extinction" du défaut sans action de la protection amont) une diminution du nombre de défauts évolutifs, défauts phase -terre qui évoluent en défauts entre phases. Problèmes possibles avec les régimes actuels Avant 2001, début du déploiement du neutre compensé, le réseau HTA utilisait essentiellement 2 régimes de neutre limitant le courant de défaut à la terre à : 300 A pour les réseaux aéro -souterrains (réseaux urbains et périurbains) 1000 A pour les réseaux souterrains (réseaux urbains). Une partie importante du réseau aérien 20 kV passant en souterrain pour améliorer la fourniture, cela crée deux types de problèmes liés : Limitation insuffisante des défaut terre La résistances de terre des ouvrages HTA des réseaux aériens peut atteindre une valeur de 30 à 60 Ω. En cas de défaut franc à la terre, au courant de défaut (courant de limitation 300 A ou 1000 A) s’ajoute la somme des courants capacitifs de l’ensemble des départs du poste source (ordre de 3A/km pour des câbles 20kV). Avec les longueurs de câbles enterrés ajoutées, ce courant capacitif total a notablement augmenté, rendant la limitation insuffisante. Montée en potentiel des masses HTA et BT Lorsqu’un défaut de terre apparaît à proximité ou dans le poste HTA/BT, le courant de défaut crée une montée en potentiel des prises de terre. Elle est d’autant plus importante que la capacité homopolaire globale du réseau est élevée. L’augmentation des longueurs de câbles va donc accroître cette montée en potentiel avec des répercussions chez les clients par : amorçage possible de la HTA vers la BT entraînant la circulation d’un courant de défaut terre dans le neutre BT Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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couplage entre les prises de terre des clients BT ou du neutre BT avec la prise de terre du poste HTA/BT engendrant des surtensions. La mise en place d’un régime de neutre compensé sur les réseaux présentant ces risques réduit le courant de défaut à la terre et cette montée en potentiel. Mode de compensation utilisé Le neutre est mis à la terre par une impédance de compensation variable (ICV) et son système d'accord automatique (SAA). Le courant de défaut est très faible (< 40 A), la tension d’arc au droit du défaut est minime, ce qui permet un rétablissement spontané de l’isolement diélectrique (défaut "auto extincteur")

9.5.7. Conséquence de la mise en place du neutre compensé sur les postes HTA Avec le régime de neutre compensé, les Protections Wattmétriques Homopolaires - PWH (67N) complètent les protections à Maximum de courant résiduel (51N) au niveau : des départs postes sources de la protections générale NF C13-100 de la partie d’installation HTA éventuelle dépendant de la NF C 13-200 Suivant le réseau alimenté par le poste source, 3 cas de figure se présentent : Réseau souterrain (poste urbain) : le régime de neutre actuel est conservé, neutre limité 300 A ou 1000 A. Réseau aéro - souterrain à forte majorité souterraine (poste périurbain principalement) : modification du régime de neutre actuel par l’ajout d’une bobine fixe dans le point neutre pour limiter le courant à 150 A. Cette évolution n’a pas d’impact sur la protection C 13-100 ou sur les protections du client HTA. Réseau aéro -souterrain à forte majorité aérienne (poste rural principalement) : modification du régime de neutre actuel pour passer en régime de neutre compensé. Dans ce cas une protection wattmétrique homopolaire ou PWH(1) est nécessaire au niveau du poste de livraison HTA. Cette évolution est résumée par les tableaux ci-après.


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Impact sur la protection générale C 13-100 poste de livraison à comptage BT : protection par fusibles inchangée poste de livraison à comptage HTA avec protection générale par disjoncteur : selon le cas alimentation du poste

sans alimentation auxiliaire

avec alimentation auxiliaire

relais à mettre en place

- relais existant conservé (fonction 51 uniquement) - ajout d’un relais réalisant les fonctions 51N et PWH

- remplacement du relais existant par un relais réalisant les fonctions 51, 51N et PWH

impact sur le plan de protection "terre" de l’installation HTA C 13-200 application sensible (industrie à process, application non sensible hôpital...) départ type d’installation

plan de protection

impact sur les capteurs

produits

départs protection interfusibles

protection disjoncteur HTA

réseau HTA peu étendu

réseau HTA étendu

- conserver les 51N en place

- ajout sur les départs de 67NC

- ajout de 51N sur départs interfusibles

- paramétrer la 51N avec les réglages actuels (sélectif avec 51N de la protection générale C13 100)

- sélectivité logique ou chronométrique

- sélectivité logique ou chronométrique

- protection sur tore (meilleure sensibilité)

- Tore et relais DDR sur départs inter fusibles

- protection sur tore, sinon somme des 3TC + tore TP pour la mesure de Vrésiduel, (TP avec 2 enroulements secondaires : 1 protection et 1 comptage) - Relais multifonctions (applications avec 67N) - Relais multifonctions (application spécifique)

Sélectivité partielle sur : Sélectivité totale avec la protection C 13- défauts résistants 100, et avec le poste source en fonction du - défauts récurrents (non réglage de la 67N détection) 1) PWH : Avec le régime de neutre compensé, le courant résiduel dans le départ en défaut peut-être plus faible que le courant capacitif dans les départs sains. L'utilisation des protections à maximum de courant résiduel devient impossible. L'utilisation des directionnelles de terre permet d'être insensible au courant capacitif qui circule dans les départs sains. Elle autorise ainsi un réglage sensible pour détecter la composante active du courant résiduel présente uniquement dans le départ en défaut. Cependant, le critère directionnel n'est pas suffisant, la protection doit être capable de détecter les défauts récurrents et caractérisés par une succession de réamorçages de courte durée. La PWH (67N) intègre la directionnelle de terre et la détection des défauts récurrents. commentaires sur la sélectivité

Table 25: Conséquence de la mise en place du neutre compensé sur les postes HTA Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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10. LA PRATIQUE DES REGIMES DE NEUTRE EN HT Document que j’ai trouvé « intéressant » et que je rajoute en bonus pour celui que çà intéresse…

10.1. LE CONTEXTE La performance d’un réseau d’énergie électrique dépend de la manière de le concevoir, de le construire, de le maintenir et de l’exploiter. A l’origine, ces réseaux ont été essentiellement conçus pour répondre aux exigences de sûreté dans la desserte de l’énergie. Leur conception et leur exploitation consistaient alors à rechercher l’optimum économique pour la maîtrise des contraintes techniques. Aujourd’hui, avec l’ouverture des marchés et la mise en concurrence des distributeurs historiques, les concepteurs et les exploitants doivent prendre en compte les attentes des usagers et répondre aux obligations réglementaires et normatives. Dans ce contexte, puisque près de 80% des défauts sont des courts-circuits avec la terre, le choix du régime du neutre est devenue une décision stratégique. Il est alors le résultat d’un compromis entre trois exigences: La maîtrise des coûts; La sécurité des biens et des personnes; La qualité du service aux utilisateurs. Afin de répondre aux obligations de sûreté, de qualité et de sécurité, l’ingénieur doit concevoir une architecture cohérente. Celle-ci doit offrir un plan de tension et une puissance de court-circuit conformes à la qualité de service attendue. Son régime de neutre, doit assurer la maîtrise des contraintes provoquées par les déséquilibres homopolaires. L’ensemble est consolidé par un plan de protection assurant l’élimination rapide des courts-circuits. Nécessitant la mise en oeuvre de dispositions techniques cohérentes et coûteuses, le choix du régime de neutre d’un réseau d’énergie repose sur des éléments objectifs de décision: Le rôle du réseau; Sa topologie; Les puissances de court-circuit; Les services attendus; Le respect des obligations. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Il doit en outre être étroitement associé à un plan de protection sûr et sélectif. L’architecture d’un réseau est choisie pour répondre aux aléas d’exploitation. En régime normal ou en régime perturbé, la qualité du produit électricité fournie par le réseau doit être conforme aux engagements. Durant un court-circuit avec la terre, le régime du neutre assure par exemple la maîtrise des montées en potentiel des prises de terre. Il maintient le système des tensions en cohérence avec la coordination de l’isolement du réseau et la qualité de service attendue. Il garantit en outre le fonctionnement sélectif du plan de protection associé. Il existe deux manières de concevoir un régime de neutre En Europe, on cherche à limiter la valeur des courants de court-circuit à la terre et on assure la coordination de l’isolement en mode commun du réseau. Dans les pays sous influence Anglo-saxonne, on limite les niveaux de surtension dynamique et on recherche la maîtrise des montées en potentiel des prises de terre. Cette solution est également largement utilisée sur les réseaux alimentant des charges déséquilibrées. Il existe cependant des cas où une solution standard (1) qui a fait ses preuves par ailleurs, ne peut être utilisée. Il faut se méfier également des influences techniques, commerciales ou géopolitiques. Le choix d’un régime de neutre doit être l’aboutissement d’une étude de cohérence. (1) Les régimes de neutre utilisés sur les réseaux continentaux, peuvent par exemple ne pas convenir pour certains réseaux insulaires.

10.2. LA GESTION DES NEUTRES La gestion des neutres d’un réseau d’énergie électrique est un acte d’exploitation qui consiste à : rechercher le compromis entre la maîtrise des courants de court-circuit avec la terre et le maintien du facteur de mise à la terre dans un intervalle donné; garantir le mode de fixation du neutre à la terre; établir le schéma d’exploitation des neutres du réseau qui garantisse, à tout moment, le fonctionnement du plan de protection. On a l’habitude de classer les régimes de neutre suivant leur mode de fixation à la terre. Il ne faut cependant pas confondre régime de neutre et dispositif de mise à la terre du neutre (2) Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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(2) Neutre impédant et impédance de neutre par exemple Les neutres isolés. Le neutre du réseau est physiquement isolé de la terre. Il existe cependant un lien virtuel constitué des réactances de capacité homopolaires transversales du réseau. Les neutres reliés directement à la terre. Le neutre du réseau peut être ou non distribué. Dans le premier cas il existe un conducteur de neutre qui assure l’interconnexion des prises de terre du réseau. Le courant de déséquilibre homopolaire se partage alors entre la terre et le conducteur de neutre. Dans le second cas, le neutre du réseau est mis à la terre uniquement à la source. Le courant de déséquilibre homopolaire transite uniquement par la terre. Les neutres impédants. A la source, le neutre est relié à la terre par l’intermédiaire d’une impédance. A l’exception des réseaux interconnectés, il n’est généralement pas admis d’autre point de mise à la terre. Par son mode de fixation, le neutre compensé appartient à la catégorie des neutres impédants. Le fonctionnement du système électrique est cependant très proche du neutre isolé

10.3. LES REGIMES DE NEUTRE ET LEUR MODE DE FIXATION Il faut distinguer ces deux modes de classification. En présence d’un déséquilibre homopolaire, le fonctionnement du réseau est fixé par le régime du neutre. Ce dernier dépend de trois paramètres: le mode de fixation du neutre à la terre; la valeur du capacitif homopolaire; le profil des puissances de court-circuit du réseau. Le régime de neutre est défini par un indicateur appelé « Facteur de mise à la terre » qui prend en compte ces paramètres. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Un neutre fixé à la terre par une impédance 40+40j offrira en Europe un régime de neutre de type impédant alors qu’avec ce même dispositif, un réseau insulaire de Polynésie se comportera comme un réseau à neutre direct à la terre.

10.4. LES REGIMES DE NEUTRE ET LE SYSTEME ELECTRIQUE 10.4.1. Les paramètres Considérons un court-circuit monophasé sur un réseau HTA dont le neutre est relié à la terre par l’intermédiaire du transformateur de puissance. Dans notre exemple, il n’existe pas de lien entre les impédances homopolaires des réseaux 63 kV et 20 kV.

Figure 123: Court-circuit sur réseau HTA A l’endroit du défaut, les paramètres sont représentés dans le schéma équivalent.

Figure 124: Court-circuit sur réseau HTA - schéma équivalent Zo est l’impédance homopolaire du dispositif physique de mise à la terre du neutre du réseau. Zod et Zos correspondent aux capacités homopolaires du réseau. Zo ligne et Zo câble sont les impédances homopolaires longitudinales du départ en défaut. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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L’ensemble de ces impédances constitue l’impédance homopolaire (Zor) du réseau. est l’impédance directe du réseau. Elle est sensiblement égale à l’impédance inverse Zi du réseau (Zd # Zi si le lieu du défaut est proche électriquement des groupes de production).

Il dépend fortement du régime de neutre. Neutre isolé → F > 300 Neutre direct à la terre → F ≤ 3 Neutre impédant 3 < F < 300 En présence d’un déséquilibre homopolaire, le comportement du réseau dépend de ce facteur. Sa connaissance permet d’évaluer les contraintes diélectriques à la fréquence fondamentale ainsi que les performances du plan de protection.

10.4.2. Les déséquilibres 10.4.2.1. Description Ils sont provoqués par les courts-circuits et les charges dissymétriques. Leur existence modifie l’équilibre des grandeurs électriques en présence. - Le déséquilibre homopolaire affecte le système des tensions simples. Il modifie le rendement des charges monophasées. Un déséquilibre homopolaire induit du déséquilibre inverse. - Le déséquilibre inverse affecte le système des tensions composées. Il perturbe le rendement des charges raccordées entre phases. La valeur du déséquilibre inverse induite par le déséquilibre homopolaire dépend du régime de neutre du système électrique (*). Le taux de composante inverse est d’autant plus important que la puissance de court-circuit est faible et que la charge dissymétrique est importante. (*) L’importance du déséquilibre inverse dépend alors de la valeur du courant de défaut. Il s’ensuit qu’un fort courant de défaut à la terre est susceptible de créer un fort déséquilibre inverse. Ce sera le cas par exemple d’un défaut affectant un réseau dont le neutre est relié directement à la terre. Afin de clarifier les notions de déséquilibre inverse et homopolaire, nous examinons quelques exemples Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Exemple 1: Déséquilibre de charge sur un réseau basse tension dont le neutre est distribué.

Figure 125: Déséquilibre de charge – réseau BT – neutre distribué

Figure 126: Évolution dans le temps du courant sur chacune des phases Il existe un courant dans le neutre et un déplacement de point neutre VN-T . L’équilibre des tensions simples est affecté. On est en présence d’un déséquilibre homopolaire.


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Les tensions composées sont légèrement déséquilibrées, le réseau est également le siège d’un léger déséquilibre inverse. Exemple 2 :Courts-circuits sur un réseau 20 kV. Court-circuit monophasé C’est un déséquilibre homopolaire Les tensions simples sont déséquilibrées. Il existe un courant dans le neutre. Les tensions composées sont dans une moindre proportion déséquilibrées. Il existe donc également un léger déséquilibre inverse. Court-circuit biphasé C’est un déséquilibre inverse Les tensions composées sont fortement déséquilibrées. Il s’ensuit un déséquilibre des tensions simples. Il n’existe pas de courant dans le neutre. Il n’y a donc pas de déséquilibre homopolaire. Table 26 Courts-circuits sur un réseau 20 kV En conclusion : Un déséquilibre homopolaire s’identifie par la présence de composantes homopolaires dont l’amplitude dépend du choix du régime de neutre. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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10.4.2.2. Action du régime de neutre sur les déséquilibres Considérons le cas d’un réseau insulaire de très faible puissance de court-circuit, examinons le comportement du système électrique sur un court-circuit monophasé Le neutre 20 kV est mis directement à la terre

Le taux de composante inverse aux bornes des groupes 400V est de 32 %. Le courant de défaut est de 350 A. On installe une impédance 80+j40 Ω

Le taux de composante inverse aux bornes des groupes 400V est de 10 %. Le courant de défaut est de 110 A. Table 27 Action du régime de neutre sur les déséquilibres En conclusion : En augmentant l’impédance homopolaire du réseau, on réduit la valeur du courant de défaut et le taux de composante inverse. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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10.4.3. Les surtensions dynamiques Elles sont créées par les déséquilibres homopolaires. Ne durant que le temps de l’événement, elles dépendent du régime de neutre et de l’importance du déséquilibre homopolaire. Examinons le cas d’un défaut monophasé affectant la phase 1 d’un réseau 20kV. La simulation montre que les phases 2 et 3 sont le siège d’une surtension. La tension V1 est égale, quant à elle, à la montée en potentiel de la prise de terre au lieu du défaut. Les tensions composées ne sont que faiblement modifiées. On est en présence d’un déplacement de point neutre.

Figure 127: Défaut monophasé sur réseau 20 kV Fixons la valeur de la résistance du défaut à 10 Ω et faisons varier l’impédance de mise à la terre du neutre.

Les surtensions dynamiques augmentent fortement à partir d’une impédance de point neutre de 5 Ω. Pour cette valeur, le facteur de mise à la terre F est égal à 3.

Figure 128: Surtensions en fonction de l’impédance de mise a la terre du neutre Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Les valeurs des surtensions dynamiques apparaissant sur les phases saines à l’endroit du défaut dépendent de la valeur du facteur de mise à la terre en ce point. Lorsqu’un exploitant souhaite maîtriser les surtensions dynamiques sur un réseau, il doit veiller à maintenir le facteur de mise à la terre à une valeur inférieure à 3 (*). (*)On considère qu’un réseau a son neutre relié directement à la terre si, en tout point, F ≤ 3. Pour cette valeur, les surtensions sont limitées à 1,4 fois la tension simple du réseau.

10.4.4. Le capacitif homopolaire C’est le courant dérivé par les réactances de capacité homopolaire des lignes et des câbles. Les courants de capacité homopolaire amplifie les courants de défaut et sont susceptibles de perturber la sélectivité du plan de protection. Pour un rapport maximale.

le courant de capacité homopolaire est proche de sa valeur

La norme CEI 909 précise que les capacités homopolaires doivent être prises en compte dans les études si le facteur de mise à la terre est égal ou supérieur à 1,4.

Figure 129: Capacitif homopolaire du réseau 3Ico=f(Zon) pour Zd= 10j


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10.4.5. Les courants de défaut Nous avons vu que les courants de défaut dépendaient du régime de neutre. Dans le cas du neutre direct à la terre (F ≤ 3), le comportement du réseau, en présence d’un déséquilibre homopolaire présente une particularité que nous allons examiner. Considérons un réseau 20 kV. On étudie le courant de défaut à la terre pour un défaut biphasé à la terre. On compare ce courant à celui produit par un défaut monophasé pour différentes valeurs de F.(voir figure). Lorsque le facteur de mise à la terre est inférieur à 1 (cas des réseaux Nord Américains), le courant de défaut à la terre maximal est obtenu pour un court-circuit biphasé à la terre. Le rapport des courants de défaut à la terre varie fortement avec la valeur du facteur de mise à la terre (voir figure).

L’exploitant doit tenir compte de ces propriétés pour le réglage des protections contre les défauts d’isolement à la masse.(tableau, cuve, etc.…) et pour le dimensionnement des circuits de terre.

Figure 130: Valeur du courant de défaut à la terre Jdéf= g(F) sur un réseau 20kV (Pcc= 200 MVA)


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Figure 131: Rapport des valeurs de courant à la terre

10.5. LES MATERIELS DE MISE A LA TERRE DES NEUTRES 10.5.1. Les transformateurs Le tableau résume l’utilisation des différents transformateurs. Régime de neutre

Neutre direct ou faiblement impédant

Couplage

Utilisations Transformateur de groupe Distribution Basse Tension

F≤3

.yn

F≤3

Y.zn, Yn.zn

Faibles puissances

F≤1

Y.yn.d

HTA, HTB, THT Interconnexion Réseaux nord Américain

Neutre moyennement ou fortement impédant

Yn.yn Flux forcé et tous couplages

Tous niveaux de tension et toutes puissances

Table 28: Utilisation des différents transformateurs en mise à la terre du neutre


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10.5.2. Les résistances de point neutre Lorsque l’on souhaite limiter fortement le courant dans le neutre du réseau, on utilise souvent une résistance de point neutre connectées entre le neutre du réseau et la terre

Figure 132: Résistance de mise à la terre du neutre

10.5.3. Les inductances de point neutre Une inductance est définie par sa tenue thermique et par l’intensité maximale admissible en permanence. Elle doit en outre résister aux effets dynamiques des courants de défaut. En présence d’un capacitif homopolaire important, l’utilisation d’une inductance pure risque de provoquer le dysfonctionnement d’un plan de protection constitué de relais à maximum d’intensité résiduelle. Une telle pratique est réservée aux réseaux essentiellement aériens ou lorsque l’on réalise un régime de neutre très faiblement impédant (*) .(*) Les réseaux HTA Britanniques utilisent ces dispositifs pour limiter le courant dans le neutre à 4000 A.


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10.5.3.1. Les inductances monophasées Elles sont insérées dans les connexions de mise à la terre des neutres des transformateurs. Par rapport aux résistances, elles présentent l’avantage d’être plus robustes, moins encombrantes et ne nécessitant qu’un entretien réduit. Elles sont d’un coût d’exploitation beaucoup plus faible. La plus simple est constituée d’un solénoïde bobiné autour d’un support amagnétique. Afin de pouvoir installer ces inductances au sol tout en garantissant la sécurité des personnes, on peut immerger l’inductance dans une cuve remplie d’un diélectrique liquide. Figure 133: Exemple d’inductance de point neutre monophasée Les dispositifs de fixation sont alors constitués de shunts magnétiques chargés de préserver la cuve de la circulation du flux produit par la bobine.

10.5.3.2. Les inductances triphasées La plus connue est la bobine zigzag. On privilégie l’installation de ces dispositifs lorsque l’on veut : limiter l’amplitude de certaines perturbations, éliminer le couplage homopolaire entre deux réseaux reliés à un même transformateur, assurer la mise à la terre du neutre au niveau du jeu de barres. ../… Sur un réseau fortement capacitif, il est nécessaire d’insérer dans la connexion de mise à la terre du neutre une résistance de point neutre Figure 134: Exemple d’inductance de point neutre triphasée Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Convenablement dimensionnée, cette association présente l’avantage d’assurer la compensation partielle du capacitif homopolaire du réseau et de pouvoir être associé à un plan de protection constitué de relais de courant homopolaire.

Figure 135: Raccordement d’une inductance triphasée en zigzag

Principe de fonctionnement La figure représente un défaut monophasé affectant un réseau 20 kV. La mise à la terre du neutre est constituée d’une inductance j40 Ω présentant un facteur de qualité de 6. L’impédance homopolaire d’un tel dispositif est: Zo=20+120 j.

Figure 136: Défaut monophasé sur réseau 20 kV avec inductance triphasé de neutre Le dispositif se comporte comme un générateur de courant homopolaire

10.5.3.3. Les générateurs homopolaires Pour limiter l’ampleur des dommages causés aux groupes de production par les défauts à la masse, les exploitants limitent les courants de défaut à la terre à une dizaine d’Ampères. Ils utilisent souvent un dispositif, raccordé au jeu de barres de la distribution générale, abusivement appelé « générateur homopolaire » (*).. (*) Cette appellation est normalement attribuée à tous les dispositifs chargés de créer un point neutre artificiel. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Le transformateur dispose d’un enroulement couplé en triangle chargé par une résistance. L’ensemble se comporte alors comme une résistance. Le TC placé dans la mise à la terre du neutre alimente la protection masse stator des groupes raccordés au jeu de barres. Figure 137: Le générateur homopolaire Ce dispositif doit comporter un circuit magnétique à flux libre ou être constitué de trois transformateurs monophasés de puissance. On utilise également des transformateurs de tension. Dans ce dernier cas, le « générateur homopolaire » peut assurer l’alimentation des circuits de mesure et de protection. Le dispositif peut comporter un tertiaire couplé en étoile pour alimenter les auxiliaires. (solution toutefois déconseillée).

10.5.3.4. Les impédances de compensation Principe Le principe de la bobine d’extinction a été présenté par le Professeur PETERCEN au début du 20éme siècle. Elle est constituée d’inductances accordées au capacitif du réseau et associées à une résistance de forte valeur.

Figure 138: Impédance de compensation – schéma de principe Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 139: Bobine de compensation type Petercen (Alstom)

A l’accord, l’impédance homopolaire du réseau est fixée par la valeur de la résistance. Le courant de défaut est alors très faible (15 à 40 A). Sous réserve d’être convenablement accordée au capacitif homopolaire du réseau, une bobine d’extinction, par son action sur l’amplitude du courant de défaut, assure les fonctions suivantes : Elle transforme certains défauts fugitifs en défauts auto extincteurs. Elle réduit les montées en potentiel des prises de terre Le comportement du réseau dont le neutre est compensé est très proche de ceux exploités avec un neutre isolé. La mise en oeuvre d’une bobine d’extinction doit être associée à un plan de protection comportant des relais de puissance active homopolaire (PWH), spécifiés pour les réseaux compensés. On complète le dispositif par des relais à maximum de tension homopolaire dont le rôle est de détecter les défauts résistants. Constitution Le point neutre artificiel est créé par une bobine zigzag. L’inductance de réglage est constituée d’une combinaison de quatre gradins commandés par un automate, lui-même piloté par un système d’accord. L’insertion d’une résistance de forte valeur en parallèle sur l’inductance de réglage permet d’injecter une composante active injectée dans le circuit homopolaire qui est détectée par le plan de protection constitué de relais PWH. Sur les réseaux 20 kV Français fonctionnant avec un neutre compensé, la valeur du courant de défaut est limitée à 40 A avec une composante active supérieure à 20 A. Pour atteindre ces objectifs, la valeur de la résistance est environ de 600 Ω, le désaccord est alors limité à 35 A. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 140: Constitution d’une impédance de compensation

10.6. LES PLANS DE PROTECTION Ils doivent respecter les principes généraux suivants: Afin de préserver la sécurité des personnes et l’intégrité des matériels électriques, tout défaut intervenant sur un élément du réseau ou raccordé à celui-ci doit être détecté rapidement et éliminé par le plan de protection. Pour répondre aux obligations de continuité de la fourniture d’énergie électrique, le processus d’élimination du défaut doit respecter les principes de sélectivité. Les usagers et les processus industriels doivent bénéficier à tout moment des services définis d’une manière contractuelle et réglementaire (*). La définition d’un plan de protection doit être étudié en cohérence avec le régime de neutre. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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(*)Les services essentiels concernent la qualité de service, le régime de neutre, le plan de tension, la puissance de court-circuit, la pureté de l’onde électrique, etc. A titre indicatif, les critères de détection des défauts à la terre sont résumés dans le tableau ci après. Régime de neutre Max Ur Isolé

Critères de détection des courts-circuits monophasés * à voir (étude) ** recommandé *** indispensable Max Max Max Max Max Mini Mini Sr ΔI Ir Pr Qr Z X Ir ∠ϕ ∠ϕ

*** ***

Impédant R+jX

**

Impédant jX

* (étude)

Compensé

**

* (étude)

**

Direct

***

ΔIr

***

***

***

***

***

***

**

***

***

***

* (étude)

**

***

***

***

* (étude)

**

***

Table 29: Critères de sélection des défauts en fonction du régime de neutre

10.7. EXISTE-T-IL UN BON REGIME DE NEUTRE ? La réponse est complexe. Pour s’en convaincre, il suffit d’assister à une réunion d’experts sur le sujet. « S’il y avait un régime de neutre autorisant un faible investissement, un coût réduit d’exploitation et une excellente qualité de service, on le saurait ». On peut cependant émettre les opinions suivantes: Sur les réseaux présentant un faible capacitif homopolaire, l’utilisation du neutre isolé apporte une bonne qualité de service mais pose le problème de la sélectivité du plan de protection. Le neutre compensé offre une bonne qualité de service, le plan de protection est sélectif mais onéreux à réaliser. Le coût des accessoires pour l’exploitation du réseau est important.


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Sur ces réseaux, le niveau des surtensions dynamiques est maximal. Les équipements doivent absolument être isolés en mode commun pour la tension composée (24 kV sur les réseaux 20 kV). Sur les réseaux dont le neutre est relié directement à la terre, le niveau des surtensions dynamiques est maîtrisé (F ≤ 3). L’isolement en mode commun des équipements peut être réduit. Ces réseaux sont bien adaptés à l’alimentation des charges monophasées lorsque le neutre est distribué. Les plans de protection sont simples et sélectifs. La détection des défauts résistants est par contre difficile à obtenir. La qualité de service est mauvaise, elle nécessite une mise en oeuvre soignée et coûteuse des circuits et des prises de terre. Les régimes de neutre sur les réseaux publics Sur de tels réseaux, le choix du régime de neutre est conditionné par le poids de l’histoire. Son évolution dépend du niveau de développement du pays, de sa géographie et de la répartition de sa population. Il arrive cependant que les influences géopolitiques fassent abstraction des critères techniques et économiques. Les erreurs peuvent alors s’avérer coûteuses. On est souvent amené à examiner, à titre de comparaison, le comportement des réseaux actuellement exploités dans le monde par les différentes compagnies d’électricité. On découvre alors que quelque soit leur régime de neutre, ces réseaux fonctionnent à peu près correctement. Aujourd’hui, la tendance est la suivante: Haute tension (HTB)

Moyenne tension (HTA)

Neutre impédant ou neutre direct à la terre EUROPE

Neutre impédant ou compensé

ETATS UNIS AUSTRALIE ASIE

Neutre direct à la terre

AFRIQUE

Selon influences

Basse tension

Neutre direct à la terre

Table 30: L’emploi des régimes de neutre dans le monde Quelques pays exploitent encore des réseaux HTA à neutre isolé:ITALIE, IRLANDE, RUSSIE, JAPON, ALLEMAGNE… En GRANDE BRETAGNE les réseaux HTA sont exploités avec des neutres directs à la terre ou faiblement impédant. Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Sur les réseaux HTA ALLEMAND, la pratique est la suivante: 10kV

20kV

30kV

Neutre isolé

9,6%

30409 km

655 km

1052 km

Neutre compensé

85,7%

86779 km

184097 km

14110 km

Neutre impédant

4,7%

11480 km

3988 km

11 km

Table 31: Régimes de neutre sur réseau HTA en Allemagne Certaines compagnies d’électricité ALLEMANDE réfléchissent cependant à l’opportunité de passer au neutre faiblement impédant sur des réseaux de câbles vieillissants. Actuellement, les réseaux HTA FRANCAIS sont essentiellement exploités avec un neutre impédant et résistif. Afin de répondre aux exigences de qualité et de sécurité, EDF entreprend la migration des réseaux ruraux vers le neutre compensé. Les démarches initiées par la FRANCE et certaines compagnies ALLEMANDES peuvent paraître contradictoires. Elles s’expliquent cependant par l’histoire et la constitution de leurs réseaux HTA. « En ALLEMAGNE, les réseaux HTA essentiellement souterrains commencent à vieillir. La réduction de l’impédance homopolaire permettrait de réduire les contraintes diélectriques et donc de différer le renouvellement des câbles vétustes. En FRANCE les réseaux HTA, constitués de lignes aériennes et de câbles souterrains, ont été nettement améliorés ces dernières années. La part croissante du câble provoque une augmentation sensible des courants de défaut à la terre et par là même, des montées en potentiel des prises de terre difficilement maîtrisables dans le régime actuel. ». Dans quelques dizaines d’années, l’exploitant Français devra peut-être réfléchir à une migration de son régime de neutre vers un régime faiblement impédant.


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11. GLOSSAIRE


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12. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Le contact direct ...................................................................................................9 Figure 2: Le contact indirect.................................................................................................9 Figure 3: Mise hors tension lorsque Uc apparaît ...............................................................15 Figure 4: Overvoltage due to transformer breakdown and due to lightning........................17 Figure 5: Earth Electrode, foundation Loop type................................................................18 Figure 6: Earth Electrode, “spike” type ..............................................................................18 Figure 7: Earth Electrode in tubes .....................................................................................19 Figure 8: Earth Electrode in vertical plate ..........................................................................19 Figure 9: Connection of all exposed conductive parts to the main equipotential bonding. .20 Figure 10: Horizontal and vertical mesh bonding of the building - a Faraday cage............21 Figure 11: General plant earthing diagram ........................................................................24 Figure 12: Interconnection internal Loops with earth bar ...................................................25 Figure 13: Internal Loops in Structures ..............................................................................27 Figure 14: Cables earthing on site .....................................................................................28 Figure 15: Earth electrode and its visit plate ......................................................................33 Figure 16: Tthe two earthing wires: “electrical” and “mechanical”......................................33 Figure 17: Connections of earth wires on electrical panels side ........................................34 Figure 18: Ground cable connection using bi-metal washer ..............................................39 Figure 19: Examples of good weld joints with aluminothermic method..............................39 Figure 20: The Franklin rod................................................................................................42 Figure 21: The electro-geometrical model (sphere) of a lightning strike ............................43 Figure 22: Installation of striking rods according to protection level...................................45 Figure 23: The ESE extended range of protection.............................................................46 Figure 24: Faraday cage method of protection ..................................................................48 Figure 25: Main frame of a Faraday cage ..........................................................................49 Figure 26: Faraday cage in construction (ammunition depot…) ........................................49 Figure 27: Faraday or mesh cage installed on top of an exhaust pipe (chimney) ..............50 Figure 28: Storage tank protection with taut cables ...........................................................50 Figure 29: The umbrella style lightning protection .............................................................51 Figure 30: Routing of down conductor “permissibility” .......................................................52 Figure 31: Phenomena of side flashing .............................................................................53 Figure 32: The effect of step voltage and touch voltage ....................................................53 Figure 33: Triax construction format ..................................................................................54 Figure 34: Down conductor recommendation ....................................................................55 Figure 35 Bonding on a structure.....................................................................................55 Figure 36: Illustrations of typical clamps used in metalwork bonding.................................56 Figure 37: At bottom of descent: counter and test clamp...................................................57 Figure 38: Deep driven Earth Electrode.............................................................................64 Figure 39: Spacing or Paralleling Earth Rod Electrodes ....................................................64 Figure 40: Crows Foot Earth Configuration........................................................................65 Figure 41: Buried Strip Earth Electrode .............................................................................65 Figure 42: Buried Earth Plate Electrode.............................................................................66 Figure 43: Example of Bi-Metallic Connector.....................................................................67 Figure 44: Site Earthing / Meshing as per paragraph 3.7 of GS EP ELE 031 ....................69 Figure 45: Lightning and other ground networks are separated.........................................70 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 46: Lightning and other ground networks are interconnected .................................71 Figure 47: Mesure de prise de terre sur 3 points ...............................................................73 Figure 48: Mesure d’une terre ‘quelconque’.......................................................................74 Figure 49: Mesure de continuité du conducteur de protection (PE) ...................................74 Figure 50: Contrôle de continuité avec perchette de contact .............................................75 Figure 51: Test d’impédance de boucle exemple 1 ...........................................................76 Figure 52: Test d’impédance de boucle exemple 2 ...........................................................77 Figure 53: Test d’impédance de boucle exemple 3 ...........................................................78 Figure 54: Exemple de diélectromètre ...............................................................................79 Figure 55: Mesures d’isolement sur circuits ouverts ..........................................................82 Figure 56: Relier les conducteurs actifs entre -eux............................................................82 Figure 57: Mesure d’isolement sur machine tournante ......................................................83 Figure 58: Mesure d’isolement phase/terre........................................................................83 Figure 59: Mesure d’isolement sur moteur.........................................................................83 Figure 60: Mesure d’isolement de câbles téléphoniques ...................................................84 Figure 61: Mesure circuit de garde avec mesure de forts isolements................................84 Figure 62: Mesure d’isolement sur appareil électrique ......................................................86 Figure 63: Correction en fonction d la température............................................................87 Figure 64: Courbes des composantes de courant en test d’isolement ..............................88 Figure 65: Variations typiques de résistances d’isolement en fonction du temps de mesure ...................................................................................................................................90 Figure 66: Schéma du Neutre à la terre TT .......................................................................95 Figure 67 : Schéma du Neutre à la terre IT........................................................................96 Figure 68 : Schéma de la Mise au Neutre à la terre TN-S .................................................97 Figure 69: Schéma de la Mise au Neutre à la terre TN-C ..................................................98 Figure 70 : Particularités et contraintes du régime TN (C, S et CS)...................................99 Figure 71: Régime de neutre schéma TN-C-S.................................................................100 Figure 72: Sélectivité verticale des DDR..........................................................................114 Figure 73: Sélectivité horizontale des DDR .....................................................................114 Figure 74: Schéma type minimum en régime TT .............................................................115 Figure 75: Mesures particulières pour les DDR en TT .....................................................116 Figure 76: Augmenter la section des câbles ....................................................................117 Figure 77: Utiliser un dispositif différentiel .......................................................................118 Figure 78: Conditions de déclenchement en TN..............................................................119 Figure 79: Conditions de déclenchement en IT ...............................................................120 Figure 80: Conditions de déclenchement circuit proche de la source..............................121 Figure 81: Schéma type minimum en régime TN.............................................................122 Figure 82: Mesures particulières pour les DDR en TN ....................................................123 Figure 83: Schéma type minimum en régime IT ..............................................................124 Figure 84: Mesures particulières en IT ............................................................................125 Figure 85: CPI et 1 seul transfo .......................................................................................126 Figure 86: CPI et plusieurs transfo’s couplables..............................................................126 Figure 87: CPI et plusieurs transfo’s couplables – solution automatique........................127 Figure 88: CPI et plusieurs transfo’s couplables – solution économique ........................128 Figure 89: Configuration d'une A.S.I. et emplacement des transformateurs éventuels nécessaires pour l'adaptation de tension et/ou l'isolement galvanique.....................128 Figure 90 : Dispositifs de protection des personnes dans une installation comportant une A.S.I. sans isolement galvanique..............................................................................130 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 91 : A.S.I. avec isolement galvanique...................................................................131 Figure 92: CPI sur réseau à tension continue fixe ...........................................................134 Figure 93 : CPI sur réseau à tension continue variable ...................................................134 Figure 94: Recherche de défaut sur réseau continu ........................................................135 Figure 95: Principe du réseau sain et du réseau en défaut..............................................138 Figure 96: Principe de la détection ..................................................................................139 Figure 97 : Technologie des DDR....................................................................................139 Figure 98: Fonctionnalité des DDR..................................................................................140 Figure 99 : Sélectivité des DDR.......................................................................................141 Figure 100: Immunisation des DDR.................................................................................142 Figure 101: Protection par fusible et/ou disjoncteur en TN-S...........................................143 Figure 102: Sélectivité des disjoncteurs ..........................................................................144 Figure 103: Protections complémentaires type CEI et avec DDR’s .................................145 Figure 104: Protections complémentaires type NEC et GFP ...........................................146 Figure 105: Les 3 types de disjoncteurs en protection DPCC..........................................147 Figure 106 : Détection 1er défaut CPI en régime IT .........................................................148 Figure 107 : Détection 1er défaut DLD en régime IT ........................................................149 Figure 108: Déclenchement 1er défaut en régime IT.......................................................149 Figure 109 : Déclenchement 2ème défaut en régime IT avec protection type TT............150 Figure 110: Déclenchement 2ème défaut régime IT avec protection type TN-S ................150 Figure 111 : Schéma équivalent d’un réseau sur défaut à la terre...................................152 Figure 112: Courant de défaut capacitif sur réseau isolé.................................................155 Figure 113: Contrôleur permanent d’isolement (CPI) sur réseau isolé ............................156 Figure 114: Détection par maximum de courant terre directionnelle................................157 Figure 115 réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance entre neutre et terre ......................................................................................................................158 Figure 116: Réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance au secondaire d’un transformateur monophasé ............................................................159 Figure 117: Réalisations de mise à la terre pour neutre non accessible..........................160 Figure 118: Solutions de protection terre .........................................................................160 Figure 119: Réalisation de mise à la terre pour neutre accessible ..................................162 Figure 120: Réalisation de mise à la terre pour neutre non accessible ...........................163 Figure 121: Défaut à la terre dans un réseau avec réactance de compensation à la terre .................................................................................................................................164 Figure 122: Diagramme vectoriel des courants lors du défaut terre ................................165 Figure 123: Court-circuit sur réseau HTA ........................................................................173 Figure 124: Court-circuit sur réseau HTA - schéma équivalent ......................................173 Figure 125: Déséquilibre de charge – réseau BT – neutre distribué................................175 Figure 126: Évolution dans le temps du courant sur chacune des phases ......................175 Figure 127: Défaut monophasé sur réseau 20 kV ...........................................................178 Figure 128: Surtensions en fonction de l’impédance de mise a la terre du neutre...........178 Figure 129: Capacitif homopolaire du réseau 3Ico=f(Zon) pour Zd= 10j..........................179 Figure 130: Valeur du courant de défaut à la terre Jdéf= g(F) sur un réseau 20kV .........180 Figure 131: Rapport des valeurs de courant à la terre.....................................................181 Figure 132: Résistance de mise à la terre du neutre .......................................................182 Figure 133: Exemple d’inductance de point neutre monophasée ....................................183 Figure 134: Exemple d’inductance de point neutre triphasée ..........................................183 Figure 135: Raccordement d’une inductance triphasée en zigzag ..................................184 Manuel de Formation EXP-MN-SE070-FR Dernière Révision: 28/05/2008

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Figure 136: Défaut monophasé sur réseau 20 kV avec inductance triphasé de neutre...184 Figure 137: Le générateur homopolaire...........................................................................185 Figure 138: Impédance de compensation – schéma de principe.....................................185 Figure 139: Bobine de compensation type Petercen (Alstom) .........................................186 Figure 140: Constitution d’une impédance de compensation ..........................................187


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13. SOMMAIRE DES TABLES Table 1: Résumé des conséquences du passage du courant dans l'organisme ...............11 Table 2: Temps de coupure maximal autorisé suivant la tension de contact .....................16 Table 3: Examples of earth and exposed conductive part symbols as in NF C 03-202. ....22 Table 4: Minimum cross section (Cu) of earthing conductor ..............................................35 Table 5: Cross section of the PE conductor incorporated in the supply cable ...................36 Table 6: Parameters giving the capture devices choices inducing a protection level.........44 Table 7: Comparison of Rp between one ESE and Franklin rod........................................46 Table 8: Examples of ESE systems on the market ............................................................47 Table 9: Factors affecting soil resistivity ............................................................................59 Table 10: Different principles / methods of earthing in lightning protection ........................63 Table 11: Valeurs d’impédance de boucle en function des réseaux de distribution...........75 Table 12: Tensions d’essais des câbles HT à la première mise en service .......................80 Table 13: Tensions d’essais des câbles HT- fréquence de tests de maintenance.............81 Table 14: Tensions d’essais et isolement minimal en BT ..................................................85 Table 15: Sélection du régime de Neutre – Tableau A ....................................................102 Table 16: Sélection du régime de Neutre – Tableau B ....................................................103 Table 17: Sélection du régime de Neutre – Tableau C ....................................................104 Table 18: Sélection du régime de Neutre – Tableau D ....................................................106 Table 19: Sélection du régime de Neutre – Tableau D bis - commentaires ....................109 Table 20: Protections et nombre de pôles suivant régime de neutre ...............................111 Table 21: Résistance maximale des prises de terre fonction de la protection DDR.........113 Table 22: Conditions de protections avec fusibles ou disjoncteurs..................................144 Table 23: Résumé comparatif des différents SLT (Schéma de Liaison à la Terre)..........151 Table 24: Synthèse des caractéristiques des régimes de neutre.....................................154 Table 25: Conséquence de la mise en place du neutre compensé sur les postes HTA ..169 Table 26 Courts-circuits sur un réseau 20 kV .................................................................176 Table 27 Action du régime de neutre sur les déséquilibres .............................................177 Table 28: Utilisation des différents transformateurs en mise à la terre du neutre ...........181 Table 29: Critères de sélection des défauts en fonction du régime de neutre .................188 Table 30: L’emploi des régimes de neutre dans le monde ..............................................189 Table 31: Régimes de neutre sur réseau HTA en Allemagne..........................................190


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