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ELECTRICITE RESEAUX DE DISTRIBUTION

MANUEL DE FORMATION Cours EXP-MN-SE1000 Révision 0

Formation Exploitation Électricité Réseaux de distribution

ELECTRICITE RESEAUX DE DISTRIBUTION SOMMAIRE 1. OBJECTIFS .....................................................................................................................7 2. INTRODUCTION .............................................................................................................8 2.1. NOTE AUX INSTRUCTEURS ET AUX STAGIAIRES...............................................8 2.2. LES CONSEQUENCES D’UN DEFAUT ELECTRIQUE ...........................................9 2.3. LES BESOINS DE L’EXPLOITANT.........................................................................10 2.4. LA STRUCTURE D’UN RESEAU ELECTRIQUE....................................................11 2.5. LE PLAN DE PROTECTION ...................................................................................11 3. CONSOMMATION D’ENERGIE ....................................................................................13 3.1. PUISSANCE INSTALLEE (kW)...............................................................................13 3.2. PUISSANCE APPARENTE INSTALLEE.................................................................14 3.3. ESTIMATION DE LA DEMANDE REELLE MAXIMUM DE kVA (OU KW) ..............14 3.3.1. Facteur d’utilisation maximum (ku)..................................................................15 3.3.2. Facteur de simultanéité (ks) ou facteur de diversité ........................................15 3.3.2.1. Facteur de simultanéité pour un immeuble d’appartements.......................15 3.3.2.2. Facteur de simultanéité pour les tableaux de distribution ..........................16 3.3.2.3. Facteur de simultanéité selon la fonction du circuit....................................17 3.4. EXEMPLE D’APPLICATION DES FACTEURS ku ET ks........................................17 3.4.1. Détermination de la puissance requise............................................................17 3.4.2. Choix de la source d’alimentation....................................................................19 4. CALCUL DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT ........................................................22 4.1. INTRODUCTION.....................................................................................................22 4.1.1. Abréviations - Symboles..................................................................................22 4.1.2. Le court-circuit et ses occurrences ..................................................................23 4.1.3. Les principaux défauts de court-circuit ............................................................25 4.1.3.1. Caractéristiques de court-circuit.................................................................25 4.1.3.2. Les conséquences des défauts de court-circuit .........................................27 4.1.4. Établissement de l’intensité de court-circuit.....................................................27 4.1.4.1. Défaut éloigné des alternateurs .................................................................28 4.1.4.2. Défaut à proximité des alternateurs ...........................................................31 4.1.5. Normes et calculs des Icc................................................................................34 4.1.5.1. Le guide pratique C 15-105,.......................................................................34 4.1.5.2. Calcul selon la norme CEI 60909...............................................................35 4.1.5.3. Autres méthodes ........................................................................................36 4.1.6. Les méthodes présentées dans ce document .................................................36 4.1.7. Les hypothèses de base..................................................................................36 4.2. DIRECTIVES POUR L’UTILISATION DE LA "METHODE SCHNEIDER" ...............37 4.2.1. Principe de calcul (distribution triphasée) ........................................................37 4.2.2. Méthode de calcul de Zt ..................................................................................38 4.2.3. Sources de courant .........................................................................................38 4.2.4. Informations complémentaires ........................................................................40 4.2.5. Exemple ..........................................................................................................41 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.3. CALCUL DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT .................................................42 4.3.1. Icc selon les différents types de court-circuit ...................................................42 4.3.1.1. Court-circuit triphasé ..................................................................................42 4.3.1.2. Court-circuit biphasé isolé ..........................................................................43 4.3.1.3. Court-circuit monophasé isolé....................................................................43 4.3.1.4. Court-circuit à la terre (monophasé ou biphasé) ........................................44 4.3.2. Détermination des diverses impédances de court-circuit ................................44 4.3.2.1. Impédances du réseau...............................................................................44 4.3.2.2. Impédance des machines tournantes ........................................................51 4.3.2.3. Autres impédances ...................................................................................53 4.3.3. Relations entre les impédances des différents étages de tension d’une installation .................................................................................................................55 4.3.3.1. Impédances fonction de la tension.............................................................55 4.3.3.2. Calcul des impédances relatives................................................................55 4.3.4. Exemple de calcul ...........................................................................................57 4.3.4.1. Problème....................................................................................................57 4.3.4.2. Détail des calculs .......................................................................................60 4.3.4.3. Calcul approché du défaut en D.................................................................64 4.3.5. Calculs par ordinateur et conclusion ...............................................................65 4.3.6. Exercice sur site ..............................................................................................65 5. SELECTIVITE................................................................................................................67 5.1. LA SELECTIVITE – DEFINITION ET PRINCIPES EN HT/BT ET EN BT................67 5.1.1. Définition .........................................................................................................68 5.1.2. Contribution à l’objectif de sécurité et de disponibilité .....................................69 5.1.2.1. Sélectivité totale .........................................................................................70 5.1.2.2. Sélectivité partielle .....................................................................................70 5.1.3. Zones de sélectivité.........................................................................................70 5.1.3.1. Dans la zone des surcharges.....................................................................71 5.1.3.2. Dans la zone des courts-circuits ................................................................72 5.2. TECHNIQUE DE SELECTIVITE EN HT/BT ET EN BT ...........................................72 5.2.1. Sélectivité ampèremétrique partielle ...............................................................73 5.2.2. Sélectivité ampèremétrique totale ...................................................................73 5.2.3. Sélectivité chronométrique ..............................................................................75 5.2.3.1. Emploi de disjoncteurs sélectifs .................................................................77 5.2.3.2. Emploi disjoncteurs limiteurs et sélectivité «pseudo chronométrique».......78 5.2.4. Sélectivité «SELLIM» et sélectivité énergétique pour disjoncteurs..................79 5.2.5. Sélectivité logique ...........................................................................................80 5.2.6. Sélectivité par protection directionnelle ...........................................................82 5.2.7. Sélectivité par protection différentielle .............................................................84 5.2.8. Sélectivité combinées......................................................................................86 5.2.8.1. Sélectivités ampèremétrique + chronométrique .........................................86 5.2.8.2. Sélectivités, logique + secours chronométrique .........................................87 5.2.8.3. Sélectivité mixte, logique + chronométrique...............................................87 5.2.8.4. Sélectivités chronométrique + directionnelle ..............................................88 5.2.8.5. Sélectivités logique + directionnelle ...........................................................89 5.2.8.6. Sélectivités différentielle + chronométrique................................................90 5.2.9. Sélectivité naturelle avec les disjoncteurs .......................................................91 5.3. SELECTIVITE – APPLICATION BT ........................................................................93 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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5.4. SELECTIVITE DES DDR ........................................................................................96 5.4.1. Sélectivité « verticale »....................................................................................96 5.4.2. Sélectivité « horizontale »................................................................................98 5.4.3. Parafoudres.....................................................................................................99 6. DISTRIBUTION ET PROTECTION DES RESEAUX ...................................................100 6.1. LES BOUCLES HT................................................................................................100 6.1.1. Architecture des réseaux électriques.............................................................100 6.1.2. Reprise d’alimentation – Normal / Secours ...................................................104 6.1.2.1. Reprise sans délestage............................................................................104 6.1.2.2. Reprise avec délestage............................................................................105 6.1.3. Verrouillages d’exploitation............................................................................106 6.1.3.1. Verrouillage HT et BT d’un transformateur...............................................106 6.1.3.2. Séquence de verrouillage transformateur ................................................107 6.2. PROTECTION DES RESEAUX ............................................................................111 6.2.1. Présentation générale des protections ..........................................................111 6.2.1.1. Rôle des protections ................................................................................111 6.2.1.2. Technologie..............................................................................................112 6.2.2. Étude des protections d’un réseau ................................................................112 6.2.2.1. Définition du système de protection (plan de protection) .........................113 6.2.2.2. Détermination des réglages des protections (sélectivité) .........................113 6.3. CARACTERISTIQUES DES PROTECTIONS DE RESEAUX...............................117 6.3.1. Relais de protections .....................................................................................117 6.3.2. Réglages .......................................................................................................117 6.3.3. Autres caractéristiques de réglages ..............................................................119 6.4. RESEAU A UNE ARRIVEE...................................................................................120 6.4.1. Défauts entre phases ....................................................................................120 6.4.2. Défauts phase –terre .....................................................................................120 6.4.2.1. Neutre à la terre par résistance au niveau du transformateur ..................120 6.4.2.2. Neutre à la terre par résistance au niveau du jeu de barres.....................122 6.4.2.3. Neutre à la terre par réactance ................................................................123 6.4.2.4. Neutre isolé ..............................................................................................123 6.4.2.5. Neutre direct à la terre .............................................................................124 6.4.2.6. Neutre compensé.....................................................................................124 6.5. RESEAU A DEUX ARRIVEES ..............................................................................125 6.5.1. Défauts entre phases ....................................................................................125 6.5.2. Défauts phase -terre......................................................................................126 6.5.2.1. Neutre à la terre par résistance au niveau transformateurs d’arrivées.....126 6.5.2.2. Neutre à la terre par résistance au niveau du jeu de barres.....................127 6.5.2.3. Neutre isolé ..............................................................................................127 6.5.2.4. Neutre direct à la terre .............................................................................127 6.5.2.5. Neutre compensé.....................................................................................127 6.5.3. Protections complémentaires ........................................................................127 6.5.3.1. Couplage..................................................................................................127 6.5.3.2. Découplage ..............................................................................................128 6.5.3.3. Transfert automatique de sources............................................................129 6.6. RESEAU EN BOUCLE OUVERTE........................................................................130 6.7. RESEAU EN BOUCLE FERMEE ..........................................................................131 6.7.1. Protection différentielle ..................................................................................131 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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6.7.2. Protection à maximum de courant et sélectivité logique directionnelle..........132 7. COMPENSATION D’ENERGIE REACTIVE ................................................................134 7.1. RAPPEL SUR L’ENERGIE REACTIVE.................................................................134 7.1.1. Composantes active et réactive du courant...................................................134 7.1.2. Composantes active et réactive de la puissance...........................................135 7.1.3. Facteur de puissance ....................................................................................136 7.1.4. Circulation de l'énergie réactive.....................................................................137 7.1.5. Équipements consommateurs d’énergie réactive..........................................138 7.2. COMPENSATION D’ENERGIE REACTIVE D’UNE INSTALLATION....................140 7.2.1. Avantages économiques de la compensation ...............................................140 7.2.2. Avantages techniques de la compensation ...................................................141 7.2.2.1. Diminution de la chute de tension ............................................................141 7.2.2.2. Diminution des pertes en ligne à puissance active constante ..................141 7.2.2.3. Augmentation puissance active disponible au secondaire des transformateurs .....................................................................................................142 7.2.2.4. Augmentation puissance active transportée par lignes à pertes égales...142 7.2.3. Évaluation économique de la compensation .................................................143 7.3. METHODE DE DETERMINATION DE LA COMPENSATION ..............................145 7.3.1. Étapes de la méthode....................................................................................145 7.3.1.1. 1re étape : calcul de la puissance réactive...............................................145 7.3.1.2. 2ème étape : choix du mode de compensation........................................149 7.3.1.3. 3ème étape : choix du type de compensation ..........................................151 7.3.1.4. 4ème étape : prise en compte des harmoniques .....................................152 7.3.1.5. Effets des harmoniques sur les condensateurs........................................153 7.3.1.6. Solutions possibles en présence d'harmoniques .....................................154 7.4. COMMANDE DES BATTERIES DE CONDENSATEURS ...................................156 7.4.1. Caractéristiques générales de l'appareillage .................................................156 7.4.1.1. Pouvoir de coupure de batterie de condensateur.....................................156 7.4.1.2. Pouvoir de fermeture de courant d’appel de condensateurs ....................156 7.4.2. Type d'appareillage .......................................................................................156 7.4.3. Enclenchement des batteries de condensateurs...........................................157 7.4.4. Déclenchement des batteries de condensateurs...........................................158 7.5. PROTECTION DES BATTERIES DE CONDENSATEURS ..................................158 7.5.1. Les condensateurs ........................................................................................158 7.5.2. Batteries triangle ...........................................................................................159 7.5.3. Batterie en double étoile................................................................................160 7.6. CAS TYPES DE COMPENSATION ......................................................................161 7.6.1. Compensation des moteurs asynchrones en HTA ........................................161 7.6.2. Compensation des transformateurs HTA/BT.................................................162 7.7. COMPENSATION EN BT......................................................................................164 7.7.1. Détermination du type de batterie .................................................................164 7.7.2. Type standard, type H ou type SAH ..............................................................164 7.7.3. Choix du type d'équipement ..........................................................................165 8. MANAGEMENT DES RESEAUX.................................................................................167 8.1. ARCHITECTURE DE LA DISTRIBUTION SUR SITE ...........................................167 8.1.1. Normal / Secours...........................................................................................167 8.1.2. Secours / Essentiel........................................................................................168 8.1.3. Circuits secourus en permanence .................................................................168 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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8.2. SUPERVISION......................................................................................................170 8.2.1. Produits communicants .................................................................................170 8.2.2. Logiciels ........................................................................................................171 8.2.3. Exemple ........................................................................................................172 8.3. REPARTITION DES CHARGES / LOAD SHARING .............................................173 8.3.1. Générateurs identiques .................................................................................173 8.3.2. Générateurs à puissances différentes ...........................................................173 8.4. DELESTAGE / LOAD SHEDDING ........................................................................175 9. GLOSSAIRE ................................................................................................................177 10. SOMMAIRE DES FIGURES ......................................................................................178 11. SOMMAIRE DES TABLEAUX ...................................................................................181

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1. OBJECTIFS A l’issue de cette présentation, l’électricien (ou le futur électricien) doit être capable de définir la consommation d’énergie pour une distribution électrique donnée, déterminer le type de protections d’une distribution électrique, calculer les différents courts-circuits qui peuvent apparaître à différents niveaux d’une distribution, exposer les principes de sélectivité, différencier les différents types de sélectivité, choisir et déterminer la protection appropriée – fusible, disjoncteur - pour une distribution, en respectant la sélectivité, différencier les différentes boucles d’une distribution HT, exposer les protections nécessaires selon le type de boucle HT, déterminer la capacitance nécessaire pour compenser un facteur de puissance faible dans des distributions HT et BT, différencier les distributions normales / secours / essentielles, exposer les principes de répartition des charges et de délestage, utiliser ce document comme un manuel de référence, s’y reporter chaque fois que nécessaire, y ajouter des notes personnelles et... le corriger, le cas échéant...


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2. INTRODUCTION 2.1. NOTE AUX INSTRUCTEURS ET AUX STAGIAIRES Avant d’entamer ce cours, vous devez avoir suivi le cours EXP-MN-SE110 “Protections électriques”, sans quoi vous pourriez rencontrer quelques “difficultés” de compréhension si vous ne l’avez pas assimilé, notamment les chapitres sur les fusibles et disjoncteurs. Les sujets traités ici peuvent sembler présenter des aspects peu attrayants (voire “indigestes”) … Pourtant, je les ai déjà développés (sélectivité, courant de court-circuit, consommation électrique…) devant un bon nombre d’électriciens confirmés et de stagiaires sans expérience et je peux vous assurer qu’ils ont (presque) tous compris et qu’ils ne feront pas d’erreur quand ils devront choisir un fusible ou un disjoncteur, ou concevoir une nouvelle installation, ou simplement modifier une distribution. Même si ce ne sont pas là des tâches courantes pour un électricien de maintenance, celui-ci aura un jour un doute face au choix d’un disjoncteur et, dans ce cas, il trouvera ici les outils nécessaires pour procéder à une vérification ou à un nouveau calcul. Si, en tant qu’instructeur, vous avez l’intention de présenter ce cours comme une conférence, laissez tomber et passez au suivant… Vous devez posséder et préparer un bon support avant de commencer cette présentation. Il s’agit d’un cours Total ; vous êtes sur un site de Total. Procurez-vous les documents relatifs à “votre” site. Schéma unifilaire montrant les différents niveaux de courants de court-circuit. En cours, faire des applications directes en calculant (vérifiant) les valeurs indiquées. Vous avez uniquement besoin des valeurs d’impédance des différents appareils, elles se trouvent sur les fiches techniques ; si elles ne sont pas (directement) disponibles, faites des extrapolations à partir des valeurs qui se trouvent dans ce cours, vous disposez de suffisamment d’éléments ici. Fiches techniques ou ensemble de schémas indiquant la sélectivité des disjoncteurs. Ils sont quelque part, le projet les a faits. Si vous ne les trouvez pas, retracez les courbes de sélectivité ! Il se peut que vous vous rendiez compte que “votre” installation n’a pas de sélectivité (ou une sélectivité limitée), les disjoncteurs amont n’étant pas équipés d’une temporisation réglable et de déclencheurs magnétiques réglables… Cela existe sur les sites Total, pour des raisons “économiques”… En ce qui concerne la consommation d’énergie, préparez l’exemple des ateliers, ou des bâtiments administratifs, ou autres… Au moins, l’électricien sur site aura la notion de charge sur un circuit et comprendra pourquoi il a des problèmes à redémarrer après un arrêt (toutes les unités CA + l’ensemble de l’éclairage + toutes les pompes qui redémarrent en même temps, par exemple).


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2.2. LES CONSEQUENCES D’UN DEFAUT ELECTRIQUE Les conséquences d’un défaut électrique sont multiples, parfois non évidentes, a priori difficiles à imaginer, voici quelques exemples : En aval du défaut, le réseau mis hors tension entraîne un arrêt partiel et inopiné de l’exploitation ; Le siège du défaut est souvent endommagé, d’où démontage, réparation, remplacement, retour en usine, expertise…. ; Pendant la durée du défaut, le personnel est confronté à un risque d’électrisation, de brûlures (effets thermiques), voire même de traumatismes (projection ou chute). Des conséquences peuvent être ressenties également sur les parties saines du réseau, par exemple lors d’un court-circuit : Chute de tension préjudiciable aux accrochages électriques, aux automates et équipements informatiques Perte de stabilité des machines tournantes qui peut même après élimination du défaut, s’aggraver jusqu’ à entraîner l’effondrement total de la distribution et des sources de secours prévues pour assurer la continuité de l’alimentation. Ainsi donc, dans Presque tous les cas, un défaut provoque une interruption d’alimentation et de production. Interruption qui, du fait des contraintes économiques, est de moins en moins acceptable. L’arrêt d’exploitation peut cependant être circonscrit à une zone du réseau selon : Le lieu du défaut, L’efficacité des protections, La technique de sélectivité mise en œuvre. Cette réduction du risque d’interruption est obtenue par un plan de protection bien établi. Le rôle des protections est de provoquer rapidement la mise hors tension de la partie du réseau affectée par le défaut afin d’en limiter les conséquences. La sélectivité vise à ne mettre hors tension que cette partie du réseau et seulement celle-ci (cf. fig. 1). Il y a sélectivité entre les protections A et B ainsi que B et C lorsque pour tout défaut en aval de A, seul le disjoncteur A s’ouvre, alors que le courant de défaut Id a aussi été détecté par B et C. Figure 1 : Le processus de sélectivité Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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C’est pourquoi nous allons consacrer un chapitre entier à la sélectivité dans la suite de ce document, mais, avant, nous devons définir et voir comment calculer les courants de court-circuit. Nous verrons aussi comment déterminer les caractéristiques des protections dans le chapitre sur la consommation d’énergie.

2.3. LES BESOINS DE L’EXPLOITANT Si ces besoins devaient être exprimés par un seul mot, ce serait SÛRETÉ. Ce mot a plusieurs acceptions, dans ce document les deux sens retenus sont : sécurité disponibilité mais abordées sous l’angle des protections électriques. Ainsi, les dispositifs de protection ont une forte incidence sur la sécurité car ils doivent éliminer au plus vite un défaut pour protéger les personnes et les biens contre ses conséquences (accident corporel, dégât matériel). Ces mêmes dispositifs influent fortement sur la disponibilité, car : leur sélectivité limite la zone affectée par un défaut, ils minimisent le délai de rétablissement de la tension, par leurs auto contrôles, mieux leurs auto diagnostics, ils réduisent le risque de non fonctionnement et de déclenchement intempestif, ils donnent à l’exploitant la possibilité de diagnostiquer à distance (c’est la fonction communication), ils peuvent intégrer des automatismes de reprise de service (relestage, séquences de redémarrage, permutation…). Il convient de remarquer que la sécurité s’oppose à la disponibilité puisque les dispositifs automatiques de protection provoquent souvent des interruptions de service. Ainsi le niveau de sûreté retenu pour une installation est le résultat d’un comprise qui tient compte d’une multitude de choix formalisés par le plan de protection. En conséquence, toute modification, un cours d’étude ou ultérieure, doit être soigneusement analysée quant à ses répercussions sur la sécurité et la disponibilité. Pour cela, les différents niveaux de sûreté recherchés sur un réseau doivent impérativement être fixés : dés l’étude de conception, donc bien avant le choix des constituants, Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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et lors du choix du mode de conduite.

2.4. LA STRUCTURE D’UN RESEAU ELECTRIQUE Elle est souvent représentée par un schéma unifilaire qui précise les principaux constituants du réseau (transformateur, alternateur, machines,…) et comment ils sont liés entre eux (ligne, jeu de barres,… ). Le niveau de continuité de service dépend fortement de sa structure. En effet les types de protections et les techniques de sélectivité sont choisis selon le schéma retenu (en antenne, double dérivation, boucle, simple ou double jeu de barres,….), mais aussi selon la position relative des constituants. Pour satisfaire le besoin de l’exploitant le plus économiquement possible, la méthode suivante peut être conseillée, elle comporte autre phases : Se fixer les objectifs de sûreté par zone d’utilisation de l’énergie, Créer une structure de réseau en partant des utilisations (schéma unifilaire), Élaborer le plan de protection qui précise le choix de la technique de protection et l’étude de sélectivité, Vérifier que les objectifs de sûreté sont tenus. Si ce n’est pas le cas, il faut modifier partiellement phase 2 (structure), puis recommencer les phases 3 et 4.

2.5. LE PLAN DE PROTECTION C’est un ensemble cohérent et efficace de protections choisies dans le but de satisfaire aux objectifs de disponibilité de l’énergie, de sécurité des personnes et des équipements. Le plan de protection précise les conditions d’action et de non action des protections en période de défauts, lors des transitoires normales (dues aux manœuvres d’exploitation, par exemple), mais aussi en présence d’harmoniques, de perturbations induites et/ou rayonnées… Le plan s’appuie sur des données générales et inhérentes à l’installation considérée, telles que : Le règlement : ce sont tous les textes de loi, ou ayant valeur de loi, qui imposent des choix incontournables Les normes : Il faut toujours considérer les normes applicables à l’installation concernée


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Les habitudes : Bien qu’elles concernent les choix de structure, de type de protection comme de mode d’exploitation, les habitudes ne sont pas toujours écrites. Ce pendant leur application rend l’exploitation plus aisée : l’utilisateur n’est ainsi confronté qu’à es principes de fonctionnement qu’il connait bien. Les conditions d’exploitation : Conduite centralisée ou non du réseau, possibilité de conduite locale, constitution des équipes, astreintes sur place ou non, délai d’intervention, etc., sont autant de conditions qui influent sur le plan. Les récepteurs : Tous les récepteurs ont leur propre influence : les moteurs par leurs caractéristiques de démarrage, les alternateurs par leurs réactances, les transformateurs par leur tension de court-circuit, les câbles par leurs capacités et leurs tenues au court-circuit,….. Le régime de neutre : (voir stage EXP-MN-SE070) La coordination des protections : Par coordination il faut comprendre «mettre en harmonie le fonctionnement des dispositifs de protection », et plus précisément «veiller à leur sélectivité ». Les conséquences d’un défaut : Ce sont les accidents corporels, les dégâts voire destructions de matériel, les pertes de production….. La présence de diverses sources d’énergie (ou non) : Lorsqu’un réseau peut, pendant certaines périodes, être alimenté selon des configurations et des sources différentes, il faut pour chaque cas, déterminer les courants de court-circuit phasephase et phase-terre. Ils sont généralement très différents et leur connaissance est indispensable pour assurer la protection et sélectivité dans tous les cas. Les protections nécessitent alors des seuils et temporisations différent selon la configuration. Toutes ces données répertorient les différents risques potentiels qui sont très, souvent interdépendants et difficilement quantifiables. Par exemple : Ceux liés â la structure réseau (en antenne, en boucle fermée, sources en parallèle, délestage, régime de neutre), qui sont reliés au type de régime de neutre retenu, mais aussi â l’environnement (voie d’accès humidité, altitude,…). Ceux inhérents aux récepteurs : un transformateur n’est pas sujet aux mêmes risques qu’un moteur contraint qu’un concasseur… En final, pour tous les constituants du réseau, y compris les générateurs, les conducteurs et les récepteurs, le plan de protection définit au minimum les choix et réglages des dispositifs de protection contre les défauts de court-circuit phase-phase et phase-terre.


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3. CONSOMMATION D’ENERGIE De quelle dimension de générateurs, transformateurs, commutateurs, disjoncteurs, etc. allons-nous avoir besoin pour notre site ? Au moment de la conception, c’est le type de question que se posent les ingénieurs. Ils dimensionnent les matériels électriques en fonction que ce qui doit être installé sur le site, en gardant cependant présente à l’esprit la possibilité d’une future extension. Du strict point de vue de la maintenance, vous pourriez vous dire : “Ce n’est pas mon problème, je dois juste remplacer ou entretenir le matériel existant”… C’est une réaction trop simpliste ; un électricien consciencieux doit connaître la limite de capacité de son site et être capable de décider quoi installer dans un projet d’extension, en particulier si l’extension n’a pas été prévue… Disons qu’un nouvel atelier doit être installé et qu’on vous demande de concevoir l’installation électrique. Il vous faut donc établir le “statut énergétique”, calculer la puissance installée, l’énergie “réelle” consommée, la puissance instantanée maximale ; et les caractéristiques des protections (réglage des disjoncteurs, fusibles…).

3.1. PUISSANCE INSTALLEE (kW) La plupart des appareils et équipements électriques portent l’indication de leur puissance nominale (Pn pour P nominale). La puissance installée est la somme des puissances nominales de tous les appareils consommant de l’électricité dans l’installation. Il ne s’agit pas de la puissance à fournir réellement dans la pratique. C’est par exemple le cas des moteurs électriques, dont la puissance se réfère à la puissance de sortie considérée au niveau de l’arbre moteur. On peut avoir aussi un certain nombre de pompes en parallèle, qui ne fonctionnent jamais toutes simultanément, il y en a toujours au moins une en stand-by. Par conséquent, la consommation d’énergie d’entrée (réelle) sera à l’évidence différente. Les lampes fluorescentes et à décharge avec ballasts stabilisateurs sont d’autres cas dans lesquels la puissance nominale indiquée sur la lampe est inférieure à l’énergie consommée par la lampe et son ballast (dans ce cas, j’ai besoin de plus de puissance car toutes les lampes peuvent être allumées en même temps). Des méthodes pour évaluer la consommation réelle d’énergie des moteurs et des appareils d’éclairage sont données ciaprès. La demande énergétique (kW) doit être connue pour choisir la puissance nominale d’un ensemble de générateurs (générateurs en parallèle), celle d’un banc de batteries (avec ou sans chargeur et onduleur) ou lorsqu’il faut prendre en compte les besoins des moteurs primaires. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Finalement, le “dimensionnement” de l’alimentation électrique se fait soit à partir d’un réseau d’alimentation public BT, soit par un transformateur HT / BT, soit à partir d’un ou plusieurs générateurs ; la quantité significative qui est alors considérée est la puissance apparente en kVA.

3.2. PUISSANCE APPARENTE INSTALLEE La puissance apparente installée est généralement supposée être la somme arithmétique des kVA des charges individuelles. Cependant, la kVA maximum estimée à fournir n’est pas égale à la kVA totale installée. La demande de puissance apparente d’une charge (qui peut être un seul appareil) est obtenue à partir de sa puissance nominale (corrigée si nécessaire, comme indiqué cidessus pour les moteurs, etc.) et en appliquant les coefficients suivants : η = le rendement par unité = kW de sortie / kW d’entrée Cos ϕ = facteur de puissance = kW / kVA la demande de puissance apparente kVA de la charge Pa = Pn / η.cos ϕ A partir de cette valeur, le courant de pleine charge Ia (ampères)* utilisé par la charge sera Ia = Pa 103 / V pour une charge connectée entre une phase et le neutre, Ia = Pa 103 / 1.732 x U pour une charge équilibrée triphasée, où : V = tension phase-neutre (volts) ; U = tension entre phases (volts). Remarquer qu’à strictement parler, la kVA totale de puissance apparente n’est pas la somme arithmétique des kVA calculées des charges individuelles (sauf si toutes les charges ont le même facteur de puissance). Mais il est néanmoins courant de faire une simple somme arithmétique, dont le résultat donnera une valeur de kVA supérieure à la valeur réelle d’une "marge de conception" acceptable. (L’exemple aidera à comprendre…). * Pour une plus grande précision, il faut tenir compte du facteur d’utilisation maximum expliqué ci-dessous.

3.3. ESTIMATION DE LA DEMANDE REELLE MAXIMUM DE kVA (OU KW) Toutes les charges ne fonctionnent pas nécessairement à leur pleine puissance nominale ni en même temps. Les facteurs ku et ks permettent de déterminer les véritables demandes de puissance maximum et de puissance apparente nécessaires pour dimensionner l’installation. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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3.3.1. Facteur d’utilisation maximum (ku) En conditions de fonctionnement normales, la consommation d’énergie d’une charge est parfois inférieure à celle indiquée pour sa puissance nominale, fait relativement courant qui justifie l’application d’un facteur d’utilisation (ku) dans l’estimation de valeurs réalistes. Ce facteur doit être appliqué à chaque charge individuelle, en particulier aux moteurs électriques, qui sont très rarement utilisés en pleine charge. Dans une installation industrielle, ce facteur peut être estimé en moyenne à 0,75 pour les moteurs. Pour les charges d’éclairage incandescent, ce facteur est toujours égal à 1. Pour les circuits de sortie de prises, ce facteur dépend entièrement du type d’appareils alimentés par les prises concernées.

3.3.2. Facteur de simultanéité (ks) ou facteur de diversité L’expérience courante prouve que le fonctionnement simultané de toutes les charges installées d’une installation donnée ne se produit jamais dans la pratique, c’est-à-dire qu’il existe toujours une certaine diversité et que ce fait doit être pris en compte dans l’estimation des objectifs par l’utilisation d’un facteur de simultanéité (ks). Le facteur ks est appliqué à chaque groupe de charges (par exemple alimenté à partir d’un tableau de distribution ou de sous-distribution). La détermination de ce facteur incombe au concepteur, car elle requiert une connaissance détaillée de l’installation et des conditions dans lesquelles les différents circuits doivent être exploités. C’est pourquoi il n’est pas possible de donner des valeurs précises pour une application générale.

3.3.2.1. Facteur de simultanéité pour un immeuble d’appartements Il ne s’agit pas d’une application industrielle, mais elle présente la particularité d’avoir des consommateurs identiques répétés et de pouvoir s’appliquer à la distribution de bureaux. Nombre de consommateurs aval Facteur de simultanéité (ks)

2 à 4

5 à 9

10 à 14

15 à 19

20 à 24

25 à 29

30 à 34

35 à 39

40 à 49

50 et plus

1

0,78

0,63

0,53

0,49

0,46

0,44

0,42

0,41

0,40

Tableau 1 : Facteur de simultanéité pour un immeuble d’appartements Quelques valeurs typiques de ce cas sont données dans le tableau ci-dessus et sont applicables aux consommateurs domestiques alimentés à 230/400 V (4 câbles en triphasé). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Dans le cas de consommateurs utilisant des appareils à accumulation thermique pour le chauffage des pièces, un facteur de 0,8 est recommandé, quelque soit le nombre de consommateurs. Exemple : Immeuble d’appartements de 5 niveaux avec 25 consommateurs, nombre de consommateurs par niveau indiqué sur la figure, chaque appartement ayant une charge installée de 6 kVA. Figure 2 : Exemple de facteur de simultanéité dans la distribution d’appartements Charge totale installée pour l’immeuble = 36 + 24 + 30 + 36 + 24 = 150 kVA. Alimentation en puissance apparente nécessaire pour l’immeuble (en utilisant le facteur de simultanéité du tableau) = 150 x 0,46 = 69 kVA. A partir du tableau ci-dessus, on peut déterminer l’amplitude des courants dans différentes sections du conducteur principal alimentant tous les étages. La section transversale de la colonne montante verticale alimentée au niveau du sol peut évidemment être réduite progressivement depuis les étages inférieurs vers les étages supérieurs. Ces modifications de dimension sont généralement espacées d’au moins 3 étages. Dans l’exemple, le courant entrant dans la colonne montante au niveau du sol est de 150 x 0,46 x 103 / 400 x 1,732 = 100 A. Le courant entrant au 3e étage est de (36 + 24) x 0,63 x 103 / 400 x 1,732 = 55 A

3.3.2.2. Facteur de simultanéité pour les tableaux de distribution Les valeurs de ks indiquées dans le tableau ci-dessous (facteur de simultanéité pour tableau de distribution) permettent de choisir des valeurs hypothétiques pour le facteur de simultanéité d’un tableau de distribution donné ayant un nombre ‘x’ de circuits. Et ce, quel que soit le nombre de circuits sous-divisés dans les tableaux de sous-distribution. Si les circuits concernent essentiellement des charges d’éclairage, il est prudent d’adopter des valeurs de ks proches de l’unité. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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2 et 3

4 et 5

6 to 9

10 et plus

Distribution non-connue ou incertaine Quel que soit le nombre de circuits

0.9

0.8

0.7

0.6

Choisir 1 dans tous les cas

Distribution connue et définie Nombre de circuits Facteur de simultanéité (ks)

Tableau 2 : Facteur de simultanéité pour tableaux de distribution

3.3.2.3. Facteur de simultanéité selon la fonction du circuit Le tableau ci-dessous donne des valeurs de facteur ks qui peuvent être utilisées pour les circuits alimentant les charges d’occurrence courante. Fonction du circuit Facteur de simultanéité (ks)

Éclairage

Chauffage et climatisation

Sortie des prises

1

1

0,1 à 0,2**

Ascenseurs et moteurs en général Moteur le plus puissant : 1* 2e moteur : 0,75 Tous les autres moteurs : 0,60

Tableau 3 : Facteur de simultanéité selon la fonction du circuit * Le courant à prendre en considération est égal au courant nominal du moteur plus le tiers de son courant de démarrage. ** Dans certains cas, dans les installations industrielles, ce facteur peut être plus élevé.

3.4. EXEMPLE D’APPLICATION DES FACTEURS ku ET ks 3.4.1. Détermination de la puissance requise Atelier A

Tableau de

Atelier B

sous-distribution

4 tours 5 kW chacun

2 perceuses 10 prises 2 kW chacune 22 kW

Atelier C

5 10 2 ventilateurs prises lampes 2,5 kW 11 kW 1kW chacun 3 20 2 fours 15 kW lampes prises chacun 2kW 6,6kW

Compresseur 15 kW

30 lampes 3kW

Figure 3 : Exemple de distribution dans un atelier Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Exemple pris en estimant la charge maximum prévue d’une installation ; les valeurs sont utilisées à des fins de démonstration et doivent être ajustées/adaptées à votre distribution “réelle”.

Demande de puissance apparente kW

3e niveau Facteur de simultanéité


2e niveau Facteur de simultanéité


Demande de puissance apparente max. kW

Facteur d’utilisation max.

Appareils installés

Puissance apparente kW

Utilisation

Facteur de simultanéité

1er niveau

Niveau de l’installation

Atelier A Tableau de sousdistribution

Tour n° 1

5

0,8

4

Tour n° 2

5

0,8

4

Tour n° 3

5

0,8

4

Tour n° 4

5

0,8

4

Perceuse sur pied 1

2

0,8

1,6

Perceuse sur pied 2

2

0,8

1,6

10 prises 2x1/015A

22

1

22

0,2

4,4

30 lampes 2x40 W fluorescentes

3

1

3

1

3

Total A

49

0,75

44,2

Tableau de distribution atelier A

Tableau de distribution principal

14,4

0,9

21,8 x 0,9 = 19,6

0,9

15,6 x 0,9 = 14,1

0,9

40 x 0,9 = 36

21,8

Atelier B Compresseur

15

0,8

12

1

12

3 prises 2 x 15A

6.6

1

6.6

0.4

2.6

10 lampes 2x40W fluorescentes

1

Total B

22,6

1

1

1

19,6

1 15,6

0,8

69,7 x 0,8 = 55,8

Atelier C Ventilateur n° 1

2,5

1

2,5

Ventilateur n° 2

2,5

1

2,5

Four n°1

15

1

15

Four n° 2

15

1

15

5 prises 2x15A

11

1

20 lampes 2x40W fluorescentes

2

1

Total C

48

Total A + B + C =

119,6 kW

1

5

1

30

11

0,28

3

2

1

2

48

40 69,7 kW

Tableau 4 : Distribution des ateliers – application de ku et ks Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Commentaires Le moteur des tours a une puissance de 5 kW mais n’est jamais (ou rarement) utilisé à pleine puissance ; le facteur d’utilisation est considéré comme égal à 0,8 pour 4 kW de puissance apparente installée. Même chose pour les perceuses sur pied et le compresseur. Une prise de 2x10/15 A est considérée comme ayant une puissance installée de 2,2 kW. Une lampe fluorescente de 40 W et son ballast consomment 50 W et un éclairage avec tubes de 2 x 40 W consomme100 W. Un ventilateur est toujours utilisé à 100%. Même chose pour un four. Si vous avez votre propre application, vous devrez “estimer” vos propres facteurs d’utilisation. La puissance apparente installée totale est 119,6 kW. Au niveau 3 (tableau principal), la demande de puissance apparente devient 55,8 kW, avec un facteur d’utilisation général de 55,8 / 119,6 = 0,46. J’ai remarqué que, sur les sites Total (essentiellement les anciens), le facteur d’utilisation général est plus souvent proche de 1 qu’en dessous… Il y a donc là une (sérieuse) possibilité d’économie à faire en réduisant le niveau des protections sans menacer la sécurité ; le surdimensionnement et la surprotection (déclenchement thermique) ne sont pas de bonnes solutions…

3.4.2. Choix de la source d’alimentation Continuons avec le même exemple, pour choisir une source d’alimentation pour cet atelier. cos ϕ estimé de l’installation = 0,86 (valeur moyenne) Facteur d’extension (future) estimé à 40%, Ka = 1,4 P(requise) = Ka / cos ϕ = 1,4 x 55,8 / 0,86 = 91 kVA Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Si la source est un transformateur, il sera choisi dans la gamme standard immédiatement supérieure à 91 kVA, soit 100 kVA ; il n’y a pas de risque, cette puissance est largement suffisante. Maintenant, vous pouvez toujours choisir la puissance supérieure, 160 kVA. Choix de la puissance nominale du transformateur Lorsqu’une installation doit être alimentée directement par un transformateur HT/BT et que la puissance apparente maximum de l’installation a été déterminée, on peut choisir la puissance appropriée du transformateur, en prenant en compte les éléments suivants : possibilité d’améliorer le facteur de puissance de l’installation, prévisions d’extension de l’installation, contraintes de l’installation (température,…). Puissances standard d’un transformateur HT/BT (avec HT = 5,5, 11, 15 ou 20 kV) In (ampères) Tension – à vide

400 V

420 V

433 V

480 V

50

72

69

67

60

100

144

137

133

120

160

231

220

213

192

250

361

344

333

301

315

455

433

420

379

400

577

550

533

481

500

722

687

667

601

630

909

866

840

758

800

1155

1100

1067

962

1000

1443

1375

1333

1203

1250

1804

1718

1667

1504

1600

2309

2199

2133

1925

2000

2887

2749

2667

2406

2500

3608

3437

3333

3007

Puissance nominale (kVA)

Tableau 5 : Puissances standard d’un transformateur HT/BT


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Rappel : Le courant nominal pleine charge du côté BT d’un transformateur triphasé est donné par In = Pa 103 / 1.732 . U où Pa = kVA nominale du transformateur U = tension entre phases à vide In est en ampères Autre source d’énergie : Tableau BT principal

Tableau atelier

Distribution atelier

Figure 4 : Alimentation de l’atelier par une autre source Le tableau de l’atelier est normalement alimenté par un tableau de distribution principal. En cas de panne de courant, l’atelier entier doit être alimenté. Avec le même calcul que pour le transformateur, la puissance nécessaire est 91 kVA ; le générateur (secours) aura une puissance de 100 kVA. Cas de source de puissance inférieure La puissance nominale du générateur est, par exemple, de 50 kVA ; il ne pourra pas assumer toute la charge requise si l’alimentation principale tombe en panne. Il faudra introduire dans le tableau de contrôle un dispositif de délestage (on traitera du délestage plus loin dans ce cours).


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4. CALCUL DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT Voir Cahier Technique Schneider n°158

4.1. INTRODUCTION 4.1.1. Abréviations - Symboles Abréviations PdC

Pouvoir de coupure

TGBT

Tableau général basse tension

Symboles A α c Cos ϕ e E ϕ i ICA ICC ip I Ib Ik Ik’ Ir Is Icc Zup

Section des conducteurs. Angle d’enclenchement (apparition du défaut par rapport au zéro de tension). Facteur de tension. Facteur de puissance (en l’absence d’harmoniques). Force électromotrice instantanée. Force électromotrice. Angle de déphasage (courant par rapport à la tension). Courant instantané. Composante alternative sinusoïdale du courant instantané. Composante continue du courant instantané. Valeur maximale du courant (première Crête du courant de défaut. Intensité. Courant de court-circuit coupé (CEI 60909). Courant de court-circuit permanent (CEI 60909). Courant de court-circuit symétrique (CEI 60909). Courant assigné de l’alternateur.

Ra

Facteur dépendant de l’inductance de saturation d’un alternateur Constante de correction (tableau et graphes). Résistance équivalente du réseau amont.

RL

Résistance linéique des lignes.

S

Section des conducteurs.

Sn

Puissance apparent du transformateur

Scc

Puissance de court-circuit.

λ k&K

tmin U Ucc U Un x

Temps mort minimal d’établissement du court-circuit, souvent égal au temps de retard d’un disjoncteur. Tension instantanée. Tension de court-circuit d’un transformateur, exprimée en %. Tension composée du réseau hors charge Tension nominale en charge du réseau. Réactance en %, des machines tournantes.

Xa

réactance équivalente du réseau amont.

XL

Réactance linéique des lignes.

Xsubt

Réactance subtransitoire de l’alternateur.

Courant de service. Impédance de liaison. ZL Impédance amont du réseau sur défaut Courant de court-circuit permanent (Icc3 = Zcc triphasé, Icc2 = biphasé, …). triphasé. Équivalent impédance du réseau amont Impédances directe, inverse et homopolaire d’un Z(1), Z(2), Z(0) réseau ou d’un élément.

Tableau 6 : Abréviations et symboles utilisés dans les calculs Icc Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.1.2. Le court-circuit et ses occurrences Toute installation électrique doit être protégée contre les courts-circuits et ceci, sauf exception, chaque fois qu’il y a une discontinuité électrique, ce qui correspond le plus généralement à un changement de section des conducteurs. L’intensité du courant de court-circuit est à calculer aux différents étages de l’installation ; ceci pour pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel qui doit supporter ou couper ce courant de défaut.

Figure 5 : Procédure de calcul d’Icc pour la conception d’une installation électrique. L’organigramme de la figure montre l’approche qui conduit aux différents courants de court-circuit et les paramètres qui en résultent pour les différents dispositifs de protection d’une installation ca. Pour choisir et régler convenablement les protections, on utilise les courbes du courant en fonction du temps (cf. tableau 7). Deux valeurs du courant de court-circuit doivent être connues :


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Caractéristiques I²t d’un conducteur en fonction de la température ambiante 1 et 2 représentent la valeur efficace du courant dans le conducteur à des températures différentes θ1et θ2, avec θ1 > θ2 ; Iz étant la limite du courant admissible en régime permanent

Protection d’un circuit par fusible aM .

Protection d’un circuit par disjoncteur.

Tableau 7 : Les courbes pour choisir les protections 1) Le courant maximal de court-circuit qui détermine : le pouvoir de coupure – PdC - des disjoncteurs, le pouvoir de fermeture des appareils, Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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la tenue électrodynamique des canalisations et de l’appareillage. Elle correspond à un court-circuit à proximité immédiate des bornes aval de l’organe de Protection. Il doit être calculé avec une bonne précision (marge de sécurité). 2) Le courant minimal de court-circuit indispensable au choix de la courbe de déclenchement des disjoncteurs et des fusibles, en particulier quand: la longueur des câbles est importante et/ou que la source est relativement impédance (générateurs-onduleurs), la protection des personnes repose sur le fonctionnement des disjoncteurs ou des fusibles, c’est essentiellement le cas avec les schémas de liaison à la terre du neutre TN ou IT. Pour mémoire, le courant de court-circuit minimal correspond à un défaut de court-circuit à l’extrémité de la liaison protégée lors d’un défaut biphasé et dans les conditions d’exploitation les moins sévères (défaut à l’extrémité d’un départ et non pas juste derrière la protection, un seul transformateur en service alors que deux sont coupables…). Rappelons que dans tous les cas, quel que soit le courant de court-circuit (du minimal au maximal), la protection doit éliminer le court-circuit dans un temps (tc) compatible avec la contrainte thermique que peut supporter le câble protégé : ƒi² . dt ≤ k² . S² (voir tableau) Où S est la section des conducteurs, et k une constante calculée à partir de différents facteurs de correction fonction du mode de pose, de circuits contiguës, nature du sol…

4.1.3. Les principaux défauts de court-circuit Dans les installations électriques différent courts-circuits peuvent se produire.

4.1.3.1. Caractéristiques de court-circuit Ils sont principalement caractérisés par : leurs durées : auto-extincteur, fugitive ou permanent, leurs origines : o mécaniques (rupture de conducteur, liaison électrique accidentelle entre deux conducteurs par corps étranger conducteur tel que outils ou animaux), o surtensions électriques d’origine interne ou atmosphérique,


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o ou à la suite d’une dégradation de l’isolement, consécutive à la chaleur, humidité ou une ambiance corrosive, leurs localisations : interne ou externe à une machine ou à un tableau électrique. Outre ces caractéristiques, les courts-circuits peuvent être : monophasés : 80 % des cas , biphasés : 15 % des cas. Ces défauts dégénèrent souvent en défauts triphasés, triphasés : 5 % seulement dès l’origine. Ces différents courants de court-circuit sont présentés sur le tableau 8.

a) court-circuit triphasé

b) court-circuit biphasé, isolé

c) court-circuit biphasé-terre

d) court-circuit phase-terre courant de court-circuit, Courants de court-circuit partiels dans les conducteurs et la terre.

Dans les calculs, les divers courants (Ik") sont identifiés par un indice. Tableau 8 : Les différents courts-circuits et leurs courants. Le sens des flèches figurant les courants est arbitraire. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.1.3.2. Les conséquences des défauts de court-circuit Elles sont variables selon la nature et la durée des défauts, le point concerné de l’installation et l’intensité du courant : Parmi les conséquences, il y a : au point de défaut, la présence d’arc de défaut, avec : o détérioration des isolants, o fusion des conducteurs, o incendie et danger pour les personnes. pour le circuit défectueux : o les efforts électrodynamiques, avec : o déformation des JdB (jeux de barres), o arrachement des câbles, o suréchauffement par augmentation des pertes joules, avec risqué de détérioration des isolants. Pour les autres électriques du réseau concerné ou de réseaux situés à proximité : o les creux de tension pendant la durée d’élimination du défaut, de quelques millisecondes à quelques centaines de millisecondes, o la mise hors service d’une plus ou moins grande partie du réseau suivant son schéma et la sélectivité de ses protections, o l’instabilité dynamique et/ou la perte de synchronisme des machines, o les perturbations dans les circuits de contrôle commandent, o etc.

4.1.4. Établissement de l’intensité de court-circuit Un réseau simplifié se réduit à une source de tensions alternatives constantes, un interrupteur et une impédance Zcc représentant toutes les impédances situées en amont de l’interrupteur, et une impédance de charge Zs


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Dans la réalité, l’impédance de la source est composée de tout ce qui est en amont du court-circuit avec des réseaux de tensions différentes (HT, BT) et des canalisations en série qui ont des sections et des longueurs différentes. Figure 6 : Schéma simplifié d’un réseau Sur le schéma de la figure 6, l’interrupteur étant ferme, l’intensité Is du courant de service circule dans le réseau. Un défaut d’impédance négligeable apparaissant entre les points A et B donne naissance a une intensité de court-circuit très élevée Icc, limitée uniquement par l’impédance Zcc. L’intensité Icc s’établit suivant un régime transitoire en fonction des réactances X et des résistances R composant l’impédance Zcc : Zcc = R ² + X ²

En distribution de puissance, la réactance X = Lω est généralement bien plus élevée que la résistance R, et le rapport R / X se situe entre 0,10 et 0,3. Il est pratiquement égal pour ces faibles valeurs au cos ϕ (en court-circuit) soit : cos ϕ =

R R² + X ²

Cependant, le régime transitoire d’établissement du courant de court-circuit diffère suivant l’éloignement du point de défaut par rapport aux alternateurs. Cet éloignement n’implique pas nécessairement une distance géographique, mais sous-entend que les impédances des alternateurs sont inférieures aux impédances de liaison entre ces derniers et le point de défaut.

4.1.4.1. Défaut éloigné des alternateurs C’est le cas le plus fréquent. Le régime transitoire est alors celui résultant de l’application à un circuit self-résistance d’une tension :

e = E 2 ⋅ sin (ωt + α ) L’intensité i est alors la somme des deux composantes : i = iCA + iCC L’une (iCA) est alternative et sinusoïdale : i CA = I 2 ⋅ sin (ωt + α − ϕ )


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ou I =

E Zcc'

α = angle électrique qui caractérise le décalage entre l’instant initial du défaut et l’origine de l’onde de tension. L’autre (iCC) est une composante continue : icc = − I . 2. sin(α − ϕ ).e

R − .t L

.

Sa valeur initiale dépend de α, et son amortissement est d’autant plus rapide que R / L est élevé. A l’instant initial du court-circuit, i est nulle par définition (l’intensité de service Is étant négligée), d’où : i = iCA + iCC = 0 La figure 7 (présentation graphique et décomposition) montre la construction graphique de i par l’addition algébrique des ordonnées de ses 2 composantes iCA et iCC

Figure 7 : Présentation graphique et décomposition du courant d’un court-circuit s’établissant en un point éloigné d’un alternateur. L’instant de l’apparition du défaut ou de fermeture par rapport à la valeur de la tension réseau étant caractérisé par son angle d’enclenchement à (apparition du défaut), la tension peut s’écrire : u = E 2 ⋅ sin(ωt + α ) . L’évolution du courant est alors de la forme :

i=

E 2 Z

R − t⎤ ⎡ L + − − − sin( ω t α ϕ ) sin( α ϕ ) e ⎢ ⎥ , ⎣ ⎦

Avec ses deux composantes, l’une alternative et déphasée de φ par rapport à la tension, et l’autre continue tendant vers 0 pour t tendant vers l’infini. D’où les deux cas extrêmes, présentés, pour plus de simplicité, avec une tension monophasée alternative, définis par (selon la figure) : Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Asymétrique

Symétrique

Figure 8 : Rappel et présentation graphique des deux cas extrêmes d’un courant de courtcircuit, symétrique et asymétrique. Symétrique : α = ϕ = π / 2 dit “régime symétrique » Le courant de défaut est de la forme :

i=

E 2 sin ωt Z

qui, dès son début, a la même allure qu’en régime établi avec une valeur crête E / Z. Asymétrique : α = 0, dit “régime asymétrique » Le courant de défaut est de la forme : R

− t E 2 i= sin(ωt − ϕ ) + sin ϕ ⋅ e L Z

Ainsi sa première valeur crête ip est fonction de ϕ et donc du rapport R / X ≈ cos ϕ du circuit. R − .t L

Le facteur e est d’autant plus élevée que l’amortissement de la composante continue est faible, comme le rapport R / L ou R / X Il est donc nécessaire de calculer ip pour déterminer le pouvoir de fermeture des disjoncteurs à installer, mais aussi pour définir les contraintes électrodynamiques que devra supporter l’ensemble de l’installation. Sa valeur se déduit de la valeur efficace du courant de court-circuit symétrique Ia par la relation : i p = K . 2 .Ia , Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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le coefficient K étant obtenu par la courbe de la figure en fonction du rapport R / X, ou R / L, calculé par l’expression suivante :

K = 1,02 + 0,98 e

−3

R X

Figure 9 : Variation du facteur K en fonction de R / X (cf. CEI 60909).

4.1.4.2. Défaut à proximité des alternateurs Lorsque le défaut se produit à proximité immédiate de l’alternateur alimentant le circuit concerné, la variation de l’impédance alors prépondérante de l’alternateur provoque un amortissement du courant de court-circuit. En effet, dans ce cas, le régime transitoire d’établissement du courant se trouve compliqué par la variation de la f.é.m. (force électromotrice) résultant du court-circuit. Pour simplifier, on considère la f.e.m. constante, mais la réactance interne de la machine comme variable ; cette réactance évolue suivant les 3 stades : subtransitoire (intervenant pendant les 10 à 20 premières millisecondes du défaut); transitoire (pouvant se prolonger jusqu’à 500 millisecondes) ; steady-state (ou réactance synchrone). Notons que dans l’ordre indiqué, cette réactance prend à chaque stade une valeur plus élevée : la réactance subtransitoire est inférieure à la réactance transitoire elle même inférieure à la réactance permanente. Cette intervention successive des trois réactances entraîne une diminution progressive de l’intensité de court circuit, intensité qui est donc la somme de quatre composantes (cf. figure 10) : le trio « composantes alternatives » (subtransitoire, transitoire et permanente), la composante continue qui résulte de l’établissement du courant dans le circuit (selfique).


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a) la réactance subtransitoire = X’’d b) la réactance transitoire = X’d c) la réactance synchrone = Xd

d) la composante continue e) total de court-circuit Icc

Figure 10 : Forme du courant de court-circuit


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Il y a lieu de noter la décroissance de la réactance de l’alternateur plus rapide que celle de la composante continue. Ce cas rare peut poser des problèmes de coupure et de saturation des circuits magnétiques car le courant ne passe pas au zéro avant plusieurs périodes. En pratique, la connaissance de l’évolution du courant de court-circuit en fonction du temps n’est pas toujours indispensable : en BT, par suite de la rapidité des appareils de coupure, la connaissance du courant de court-circuit subtransitoire, note Ik", et de l’amplitude maximale de crête asymétrique ip suffit pour la détermination de PdC des appareils de protection et de l’effort électrodynamique, en revanche, en distribution BT de puissance et en HT, le courant de court-circuit transitoire est souvent utilisé si la coupure se produit avant d’arriver au courant de court-circuit permanent. Il est alors intéressant d’introduire le courant de courtcircuit coupé, noté Ib, qui détermine le PdC des disjoncteurs retardés. Ib est la valeur du courant de court-circuit à l’instant de la coupure effective, et donc après un temps t suivant l’établissement du court-circuit, avec t = tmin. Le temps tmin [temps mort minimal] est la somme du retard (temporisation) minimal de fonctionnement d’un relais de protection et du temps d’ouverture le plus court du disjoncteur qui lui est associé. Il s’agit du temps le plus court s’écoulant entre l’apparition du courant de court circuit et la première séparation des contacts d’un pôle de l’appareil de manœuvre. La figure présente les différents courants de court-circuit ainsi définis.

Figure 11 : Les courants d’un court-circuit proche d’un alternateur (tracé schématique). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.1.5. Normes et calculs des Icc Plusieurs méthodes sont proposées par les normes.

4.1.5.1. Le guide pratique C 15-105, Ce guide, la NF C 15-100 (Normes Françaises ; installations BT alimentées en courant alternatif), présente les quatre méthodes suivantes : Celle des « impédances» Celle « de composition» Celle dite « conventionnelle» Celle dite « simplifiée » La méthode des «impédances» permet de calculer les courants de défaut en tout point d’une installation avec une bonne précision ; Elle consiste à totaliser séparément les différentes résistances et réactances de la boucle de défaut, depuis et y compris la source, jusqu’au point considéré ; puis à calculer l’impédance correspondante. L’Icc est enfin obtenu par l’application de la loi d’Ohm :

Icc =

Un 3 ∑ (Z )

Toutes les caractéristiques des différents éléments de la boucle de défaut doivent être connues (sources et canalisations). Noter que, dans ce guide d’application, un certain nombre de facteurs ne sont pas pris en compte, notamment : les réactances des disjoncteurs de circuits et des jeux de barres ; les résistances des machines tournantes. La méthode «de composition» est utilisable quand les caractéristiques de l’alimentation ne sont pas connues. L’impédance amont du circuit considéré est calculée à partir de l’estimation du courant de court-circuit à son origine ; Le cos ϕ = R / X est considéré comme identique à l’origine du circuit comme au point du défaut. En d’autres termes, cela consiste à admettre que les impédances élémentaires de deux tronçons successifs de l’installation possèdent des arguments suffisamment voisins pour justifier le remplacement des additions vectorielles par des additions algébriques des Impédances. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Cette approximation permet d’obtenir la valeur du module des courants de court-circuit, avec une précision suffisante pour ajouter un circuit. Cette méthode approchée ne s’applique qu’aux installations de puissance inférieure à 800 kVA ; La méthode «conventionnelle» permet sans connaître les impédances ou les Icc de la partie d’installation en amont du circuit considéré, de calculer les courants de court-circuit minimaux et les courants de défaut à l’extrémité d’une canalisation. Elle est basée sur l’hypothèse que la tension à l’origine du circuit est égale à 80 % de la tension nominale de l’installation pendant la durée du court-circuit ou du défaut. Elle ne prend en compte que la résistance des conducteurs à laquelle, pour les fortes sections, elle applique un coefficient majorateur pour tenir compte de leur inductance (1,15 pour 150 mm², 1,20 pour 185 mm²,…). Cette méthode est essentiellement utilisée pour les circuits terminaux dont l’origine est suffisamment éloignée de la source d’alimentation (réseau ou groupe) ; La méthode «simplifiée» (détaillée dans ce même guide), qui par l’exploitation de tableaux établis avec de nombreuses hypothèses simplificatrices, donne directement pour chaque section de conducteur : Le courant assigné du dispositif assurant sa protection contre les surcharges Les longueurs maximales de canalisations protégées contre les contacts indirects; Les longueurs admissibles du point de vue des chutes de tension. Ces tableaux présentent en fait des résultats de calculs essentiellement effectués par les deux méthodes, de composition et conventionnelle. Elle permet de déterminer les caractéristiques d’un circuit ajouté à une installation existante dont les caractéristiques ne sont pas suffisamment connues. Elle s’applique directement aux installations BT, et avec des coefficients correcteurs si la tension est différente de 230/400 V.

4.1.5.2. Calcul selon la norme CEI 60909 S’applique à tous les réseaux, radiaux et maillés, jusqu’à 230 kV. Basée sur le théorème de Thevenin, elle consiste à calculer une source de tension équivalente au point de courtcircuit pour ensuite déterminer le courant en ce même point. Toutes les alimentations du réseau et les machines synchrones et asynchrones sont remplacées par leurs impédances (directe, inverse et homopolaire). Avec cette méthode, toutes les capacités de ligne et les admittances en parallèle des charges non tournantes, sauf celles du système homopolaire, sont négligées.


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4.1.5.3. Autres méthodes Elles exploitent le principe de superposition et nécessitent un calcul préalable du courant de charge. A noter aussi celle de la norme CEI 865 (VDE 0103) qui conduit au calcul du courant de court-circuit thermiquement équivalent.

4.1.6. Les méthodes présentées dans ce document Dans ce document, deux méthodes sont particulièrement étudiées pour le calcul des courants de court-circuit dans les réseaux radiaux : l’une dont l’usage est surtout réservé aux réseaux BT, il s’agit de la méthode des impédances. Elle a été retenue pour la précision qu’elle permet d’obtenir, et pour son aspect didactique puisqu’elle nécessite la prise en compte de la quasi-totalité des caractéristiques du circuit concerné. l’autre, surtout utilisée en HT, est celle de la CEI 909, retenue pour sa précision et pour son aspect analytique. Plus technique elle exploite le principe des composantes symétriques.

4.1.7. Les hypothèses de base Pour ces calculs de courants de court-circuit, des hypothèses précisant le domaine de validité des formules données sont nécessaires. Souvent simplificatrices et accompagnées d’approximations justifiées, ces hypothèses rendent plus aisée la compréhension des phénomènes physiques et ainsi le calcul des courants de court-circuit, tout en gardant une précision acceptable et par excès. Les hypothèses retenues dans ce document sont : le réseau considéré est radial et sa tension nominale va de la BT à la HT (ne dépassant pas 230 kV, limite donnée par la norme CEI 909), le courant de court-circuit, lors d’un court-circuit triphasé est supposé s’établir simultanément sur les trois phases, pendant la durée du court-circuit, le nombre de phases concernées n’est pas modifié : un défaut triphasé reste triphasé, de même un défaut phase-terre reste phase-terre, pendant toute la durée du court-circuit, les tensions qui ont provoqué la circulation du courant et l’impédance de court-circuit ne changent pas de façon significative, Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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les régleurs ou changeurs de prises des transformateurs sont supposés être en position moyenne (dans le cas d’un court-circuit éloigné des alternateurs, on peut ignorer les positions réelles des changeurs de prises des transformateurs), les résistances d’arc ne sont pas prises en compte, toutes les capacités de ligne sont négligées, les courants de charge sont négligés, toutes les impédances homopolaires sont prises en compte.

4.2. DIRECTIVES POUR L’UTILISATION DE LA "METHODE SCHNEIDER" Ce paragraphe n’existe pas dans le « Cahier Technique » ; c’est un récapitulatif auquel vous pourrez vous référer rapidement si vous êtes “perdu” dans la méthode Schneider “officielle”. Elle suppose que vous connaissiez déjà la méthode car on y fait référence à des points particuliers des étapes de calcul. Par conséquent, vous pouvez sauter ce paragraphe et y revenir une fois que vous aurez suffisamment avancé dans la méthode de calcul. Je l’ai utilisée dans ce cours, en prenant des exemples, et ça marche.

4.2.1. Principe de calcul (distribution triphasée) Le but est de trouver un courant, Icc, dans une distribution triphasée. En fait, une seule formule est nécessaire, la loi d’Ohm : Isc =

U 3.Zt

Icc : courant de court-circuit en n’importe quel point d’une installation U en volts : tension source (en circuit ouvert) Zt en ohms : impédance de l’installation en amont (vers la source) du point considéré pour Icc. * Dans Zt, 't' signifie valeur 'totale' de l’impédance entre la source de courant et le point considéré. Dans le calcul, c’est Zsc ou Z avec une lettre en indice, mais toujours Z. Le seul facteur inconnu (à part Icc, bien sûr) est Zt. Toutes les informations ci-dessous sont des solutions (simplifiées) permettant de déterminer ces valeurs de Zt ; en faisant toutefois référence à la méthode Schneider.


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4.2.2. Méthode de calcul de Zt Chaque composante d’une installation (réseau HT, transformateur, câble, disjoncteur, jeu de barres, etc.) est caractérisée par son impédance Z, qui comprend un élément de résistance (R) et une réactance inductive (X). On peut noter que les réactances capacitives ne sont pas importantes pour les calculs des courants de court-circuit.

R ou Rt

Les paramètres R, X et Z sont exprimés en ohms et sont reliés par le côté d’un triangle rectangle, comme indiqué sur le schéma d’impédance de la figure ci-contre. Figure 12 : L’équation de Pythagore de base

X ou Xt

Z ou Zt

La méthode consiste à diviser le réseau en sections commodes et à calculer les valeurs de R et de X pour chacune de ces sections. Lorsque les sections sont connectées en série dans le réseau, tous les éléments résistifs de la section sont additionnés arithmétiquement ainsi que les réactances, pour Rt et Xt. L’impédance (Zt) des sections concernées combinées est ensuite calculée à partir de “l’équation de Pythagore de base”. Deux sections du réseau connectées en parallèle peuvent, si elles sont toutes les deux résistives (ou inductives) de façon prédominante, être combinées pour donner une résistance équivalente unique (ou réactance), en utilisant la loi de Kirchoff pour les éléments résistifs en parallèle.

4.2.3. Sources de courant Dans les calculs, on doit prendre en compte toutes les unités capables de fournir du courant vers le point de court-circuit. Lorsque plusieurs sources de courant sont en parallèle, il faut calculer R et X combinés. Le tableau suivant est un récapitulatif et un guide des principes de calcul présentés dans l’exemple “officiel” de la méthode Schneider (§ 4.3), avec des références croisées aux endroits où l’on peut trouver une description (sous-paragraphe x.x.x et point y.y). Ne vous inquiétez pas, vous ne pouvez pas comprendre ce tableau si vous ne connaissez pas la méthode traitée dans les paragraphes suivants.


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Source / élément

Référence "Schneider"

Valeur de l’impédance Z (Ω)

Signification des paramètres Za : impédance du réseau amont U : tension entre phases du réseau Ssc : puissance amont disponible MVA

Réseau amont (source) HT

§ 4.3.2.1 pts. 1 & 2

Za = U²/ Ssc

Lignes, câbles ou gaines HT

§ 4.3.2.1 pts. 6, 7, 8 &9

A partir de R & X connus

Générateur HT ou BT

§ 4.3.2.2 pts. 10, 11, 12 & 13

Z=e U²/100Sn

Transformateur

§ 4.3.2.1 pts. 3, 4, 5

+ Za x rapport U²pr/U²sec Disjoncteur circuit

Zt = Usc U²/Sn § 4.3.3.1 pt. 17 § 4.3.2.3 pts. 14 & 15

Zcb = Xcb

Jeux de barres

§ 4.3.2.1 pts. 6 & 9


Câbles

§ 4.3.2.1 pts. 6 & 7


Moteurs

§ 4.3.3.1 pt. 12


Autres

ρ : résistivité en Ωmm²/m L : longueur en mètres S : section en mm² e : impédance de G en % (données vendeur) Sn : puissance nominale en VA Usc : tension primaire en S/C en % (données vendeur) U : tension secondaire entre phases Sn : puissance nominale en VA

Valeur résistance R (Ω) Ra = 0,2 Xa (20KV) Ra = 0,3 Xa (6 kV)

Valeur réactance X (Ω)

Xa = 0,98 Za à 20 kV

R = ρ.L/S

Données vendeur en mΩ/mètre

Rg = 0,1 Xg

Xg = Zg

Rt = 0,2 Xt

Xt = Zt

Données vendeur Valeur souvent négligée

Xcb = 0,15mΩ

ρ : résistivité en Ωmm²/m L : longueur en mètres S : section en mm² ρ : résistivité en Ωmm²/m L : longueur en mètres S : section en mm² e : réactance de M en % (données vendeur) U : tension normale du moteur Sn : puissance nominale en VA

R = ρ,L/S

Données vendeur en mΩ/mètre: 0,15mΩ/m

R = ρ,L/S

Données vendeur en mΩ/mètre

Rm = 0,2 Xm

Xm = eU²/Sn

Négligée

Tableau 9 : Récapitulatif des composants des calculs - guide pour la méthode "Schneider" Méthode de calcul Déterminer le point pour lequel on cherche l’Icc : point A. Calculer (individuellement) toutes les valeurs de X et les cumuler pour obtenir Xa. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Calculer (individuellement) toutes les valeurs de R et les cumuler pour obtenir Ra. Déterminer Za à partir de Xa et Ra. Confirmer la tension nominale maximum entre phases en A (U). Obtenir Icc(a) = U / 1,732 Za.

4.2.4. Informations complémentaires Sur les transformateurs et générateurs, des plaques d’identification indiquent toutes les données nécessaires aux calculs, même l’Icc à la sortie de l’unité. Attention ! L’Icc concerne une seule unité sur la ligne ; dans le cas de plusieurs sources en parallèle, il faut recalculer l’Icc. Ci-après sont données quelques valeurs ‘'moyennes’’ (valeurs minimales donnant l’Icc le plus sûr et le plus élevé – d’après le Guide d’installation Schneider). Le matériel étant similaire d’un fabricant à l’autre, il ne devrait pas y avoir d’écart significatif si l’on prend les mêmes valeurs (par défaut) dans le calcul. Psc ou Ssc

U : BT Ph / Ph

R : (mΩ)

X : (mΩ)

250 MVA

420

0,106

0,71

500 MVA

420

0,053

0,363

Tableau 10 : Impédance du réseau HT (après le transformateur HT/BT) Puissance nominale transformateur

Transformateur immergé dans l’huile

Transformateur résine

kVA

50

100

160

250

315

400

500

630

800

1000

1250

1600

2000

2500

Usc

%

4

4

4

4

4

4

4

4

6

6

6

6

6

6

Rt

mΩ

95,3

37,9

16,2

9,2

6,9

5,1

3,9

2,9

2,9

2,3

1,8

1,4

1,1

0,9

Xt

mΩ

104,1

58,5

41,0

26,7

21,3

16,9

13,6

10,8

12,9

10,3

8,3

9,5

5,2

5,1

Zt

mΩ

141,1

70,5

44,1

28,2

22,4

17,7

14,1

11,2

13,2

10,6

8,5

6,5

5,3

4,2

Usc

%

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

Rt

mΩ

33,5

18,6

10,7

8,2

6,1

4,6

3,5

2,6

1,9

1,5

1,1

0,8

0,6

Xt

mΩ

100,4

63,5

41,0

32,6

25,8

20,7

16,4

13,0

10,4

8,3

6,5

5,2

4,2

Zt

mΩ

105,8

66,2

42,4

33,6

26,5

21,2

16,8

13,3

10,6

8,4

6,6

5,3

4,2

Tableau 11 : Transformateurs, données moyennes d’une plaque d’identification Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.2.5. Exemple Exemple (à partir des tableaux) d’Icc pour une installation BT alimentée à 400 V par un transformateur HT/BT de 1000 kVA. Calcul simplifié d’après le guide Schneider, à l’aide des valeurs prédéterminées des tableaux 10 et 11. Les valeurs de R et X pour un réseau et un transformateur amont sont extraites des tableaux 10 et 11. Les longueurs et les sections des câbles ont été décidées arbitrairement. Les valeurs de R et X pour les jeux de barres, disjoncteurs de circuit et câbles sont extraites de la méthode Schneider principale, valeurs typiques ci-après. Une fois encore, il vous faut avoir lu les paragraphes suivants pour pouvoir comprendre. Comme exemple complémentaire, prenez le schéma unifilaire de votre installation et faites un exercice similaire, au moins sur une partie de l’installation, vous verrez que les valeurs d’Icc indiquées s’approchent de “vos calculs”. R (mΩ)

X (mΩ)

XT (mΩ) Xtotal

Icc

2,523

11,1

Icc1 = 21,3 KA

RT (mΩ) Rtotal

Réseau HT Psc= 500 MVA

0,053 (tableau 10)

0,353 (tableau 10)

Transformateur

2,35 (tableau 10)

10,34 (tableau 10)

5m. Cu câble 4x240mm²/ph

Rc= 22,5/4 x 5/240 = 0,12

Xc = O,08 x 5= 0,40

Disjoncteur circuit principal

Rcb = 0

Xcb = 0,15

Jeux de barres 10 m

Rbb = 0

Xbb = 1,5

2,523

12,75

Icc2 = 18,6 KA

Câble 3 âmes 100 m 3x95² Cu

Rc = 22; 5 x 100 / 95 = 23,68

Xc = 100 x O,08 =8

26,2

20,75

Icc3 = 7,24 KA

Disjoncteur jeu de barres

Négligeable

Négligeable 71,2

22,35

Icc4 = 3,24 kA

Câble 3 âmes 20m 3x10² Cu

Circuits finaux

Rc= 22,5 x 20 / 10 Xc = 20 x 0,08 = = 45 1,6

Les valeurs d’Icc sont uniquement des valeurs ‘rms’ : Ia (pas des valeurs crêtes : Ip)

Tableau 12 : Exemple de méthode de calcul simplifié d’Icc Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.3. CALCUL DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT Méthode Schneider “officielle” par détermination des impédances.

4.3.1. Icc selon les différents types de court-circuit 4.3.1.1. Court-circuit triphasé

Figure 13 : Les différents courants de court-circuit C’est le défaut qui correspond à la réunion des trois phases. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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L’intensité de court-circuit Icc3 est : Icc3 =

U/ 3 Zcc

avec U (tension composée entre phases) correspondant à la tension à vide du transformateur, laquelle est supérieure de 3 à 5 % à la tension aux bornes en charge. Par exemple, dans les réseaux 390 V, la tension composée adoptée est U = 410 V, avec comme tension simple U / √3 = 237 V. Le calcul de l’intensité de court-circuit se résume alors au calcul de l’impédance Zcc, impédance équivalente à toutes les impédances parcourues par l’Icc du générateur jusqu’au point de défaut - de la source et des lignes - (cf. figure). C’est en fait l’impédance “directe” par phase :

ΣR = somme des résistances en série, ΣX = somme des réactances en série. Le défaut triphasé est généralement considéré comme celui provoquant les courants de défaut les plus élevés. En effet, le courant de défaut dans le schéma équivalent d’un système polyphasé, n’est limité que par l’impédance d’une phase sous la tension simple du réseau. Le calcul d’Icc3 est donc indispensable pour choisir les matériels (intensités et contraintes électrodynamiques maximales à supporter).

4.3.1.2. Court-circuit biphasé isolé Il correspond à un défaut entre deux phases, alimenté sous une tension composée U. L’intensité Icc2 débitée est alors inférieure à celle du défaut triphasé :

4.3.1.3. Court-circuit monophasé isolé Il correspond à un défaut entre une phase et le neutre, alimenté sous une tension simple V = U / √3. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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L’intensité Icc1 débitée est alors :

Dans certains cas particuliers de défaut monophasé l’impédance homopolaire de la source est plus faible que Zcc (par exemple aux bornes d’un transformateur à couplage étoile-zig zag ou d’un alternateur en régime subtransitoire). L’intensité monophasée peut être alors plus élevée que celle du défaut triphasé.

4.3.1.4. Court-circuit à la terre (monophasé ou biphasé) Ce type de défaut fait intervenir l’impédance homopolaire ZO. Sauf en présence de machines tournantes où l’impédance homopolaire se trouve réduite, l’intensité IccO débitée est alors inférieure à celle du défaut triphasé. Son calcul peut être nécessaire, selon le régime du neutre (schéma de liaison à la terre), pour le choix des seuils de réglage des dispositifs de protection homopolaire (HT) ou différentielle (BT).

4.3.2. Détermination des diverses impédances de court-circuit Le principe de cette méthode consiste à déterminer les courants de court-circuit à partir de l’impédance que représente le «circuit» parcouru par le courant de court-circuit. Cette impédance se calcule après avoir totalisé séparément les différentes résistances et réactances de la boucle de défaut, depuis et y compris la source d’alimentation du circuit, jusqu’au point considéré. permettent, à partir de l’exemple placé en fin de chapitre, de retrouver Les numéros les explications données dans le texte.

4.3.2.1. Impédances du réseau 1 - Impédance du réseau amont Dans la plupart des calculs, on ne remonte pas au-delà du point de livraison de l’énergie. La connaissance du réseau amont se limite alors généralement aux indications fournies par le distributeur, à savoir uniquement la puissance de court-circuit Scc (en MVA). L’impédance équivalente du réseau amont est : Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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U est la tension compose du réseau non chargé. La résistance et la réactance amont se déduisent à partir de Ra / Za en HT par : Ra / Za ≈ 0,3 à 6 kV ; Ra / Za ≈ 0,2 à 20 kV ; Ra / Za ≈ 0,1 à 150 kV.

Xa ⎛ Ra ⎞ Or, Xa = Za ² − Ra ² , d’où = 1− ⎜ ⎟ Za ⎝ Za ⎠ Pour 20 kV, on a donc

2

Xa = 1 − (0,2)² = 0,980 Za

Xa = 0,980 Za d’où l’approximation Xa ≈ Za. 2 - Impédance interne du transformateur L’impédance se calcule à partir de la tension de court-circuit ucc exprimée en % :

avec : U = tension compose à vide du transformateur; Sn = puissance apparente du transformateur; = tension qu’il faut appliquer au primaire du transformateur pour que le secondaire soit parcouru par l’intensité nominale In, les bornes secondaires BT étant court-circuitées. Pour les transformateurs HTA / BT de distribution publique des valeurs de ucc sont fixées (voir tableau) par EDF (HN52 S20) et publiées au niveau européen (HD 428.1S1). Puissance du transformateur HTA/BT en (kVA) Tension de court-circuit ucc (en %)

≤ 630

800

1000

1250

1600

2000

4

4,5

5

5,5

6

7

Tableau 13 : Tension de court-circuit ucc normalisée pour les transformateurs HTA/BT de distribution publique. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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A ce sujet il faut noter que la précision de ces valeurs influe immédiatement sur le calcul de l’Icc puisque une erreur de x % sur ucc induit une erreur du même ordre (x %) sur ZT. En général, RT << XT, de l’ordre de 0,2 XT et l’impédance interne des transformateurs peut être assimilée à la réactance XT. Cependant pour les petites puissances le calcul de ZT est nécessaire car le rapport RT/ XT est plus élevé. Cette résistance se calcule alors à partir des pertes joules (W) dans les enroulements :

Note :

lorsque n transformateurs sont en parallèle et de puissances identiques, leurs valeurs d’impédance interne ainsi que de résistance ou de réactance sont à diviser par n. il convient de porter une attention particulière aux transformateurs spéciaux : par exemple les transformateurs de groupes redresseurs ont des valeurs d’ucc qui atteignent 10 à 12 % pour limiter le courant de court-circuit. Avec la prise en compte de l’impédance amont au transformateur et de l’impédance interne du transformateur, le courant de court-circuit s’exprime par :

En première approximation, Za et ZT sont assimilées à leurs réactances respectives. L’impédance de court-circuit Zcc est alors égale à leur somme algébrique. L’impédance du réseau amont peut être négligée, dans ce cas, la nouvelle valeur du courant est :

L’erreur relative est :

soit :


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La figure suivante indique le niveau d’erreur par excès dans le calcul de l’Icc, qu’apporte le fait de négliger l’impédance amont. Cette figure montre bien qu’il est possible de négliger cette impédance du réseau amont pour les réseaux dont la puissance de court-circuit Scc est importante par rapport à la puissance Sn du transformateur :

Figure 14 : Erreur induite dans le calcul du courant de court-circuit lorsque l’impédance Za du réseau amont est négligée. Ainsi, avec Scc / Sn = 300, l’erreur est d’environ 5 %. 3 - Impédance des liaisons Impédance des liaisons ZL dépend de leur résistance et réactance linéiques, et de leur longueur. la résistance linéique RL des lignes aériennes, des câbles et des jeux de barres se calcule avec l’équation :

S = section du conducteur ; ρ = sa résistivité, mais dont la valeur à adopter n’est pas la même selon le courant de court-circuit calculé, maximum ou minimum. Le tableau suivant donne ces valeurs pour chacun des cas. Dans la réalité, en BT et pour les conducteurs de section inférieure à 150 mm², seule la résistance est prise en compte (RL < 0,15 mΩ / m avec S > 150 mm²). la réactance linéique des lignes aériennes, des câbles et des jeux de barres se calcule par :


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exprimée en mΩ / km pour un système de câbles monophasé ou triphasé en triangle, avec en mm : r = rayon des âmes conductrices, d = distance moyenne entre les conducteurs N.B. ici, Log = logarithme décimal. Courant

Résistivité (*)

Valeurs de résistivité (Ω mm² / m)

Conducteurs concernés

Cuivre

Aluminium

ρ0

0,01851

0,02941

PH-N

Avec fusible

ρ2 = 1,5 ρ0

0,028

0,044

PH-N

Avec disjoncteur

ρ1 = 1,25 ρ0

0,023

0,037

PH-N (**)

Courant de défaut dans les systèmes TN et IT

ρ1 = 1,25 ρ0

0,023

0,037

PH-N PE-PEN

Chute de tension

ρ1 = 1,25 ρ0

0,023

0,037

PH-N

Courant court-circuit maximal Courant court-circuit minimal

Courant de surintensité pour PH vérification des contraintes 0,023 0,037 PE ρ1 = 1,25 ρ20 thermiques des conducteurs PEN de protection (*) ρ0 est la résistivité des conducteurs à 20 °C. 0,01851 Ωmm² / m pour le cuivre et 0,02941 Ωmm² / m pour l’aluminium. (**) N, la section du conducteur neutre, est inférieur à celle du conducteur de phase.

Tableau 14 : Valeurs de résistivité ρ des conducteurs à prendre en compte en fonction du courant de court-circuit calculé Pour les lignes aériennes, la réactance croît légèrement avec l’espacement des conducteurs. ⎛d ⎞ Selon Log ⎜ ⎟ , donc avec la tension d’utilisation. ⎝t⎠ Les valeurs moyennes suivantes sont à retenir : X = 0,3 Ω / km (lignes BT ou HTA) ; X = 0,4 Ω / km (lignes HTA ou HTB). Pour les câbles, selon leur mode de pose, le tableau suivant récapitule différentes valeurs de réactance en BT. Les valeurs moyennes à retenir sont : - 0,08 mΩ / m pour un câble triphasé Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Cette moyenne un peu plus élevée en HT est comprise entre 0,1 et 0,15 mΩ / m. - 0,09 mΩ / m pour les câbles unipolaires serrés en nappe

ou en

triangle - 0,15 mΩ / m par défaut pour les jeux de barres (

) et les câbles unipolaires

espacés ( ) ; pour les JdB à phases « sandwichées » (genre Canalis – Telemecanique), cette réactance est notablement plus faible. Réactance linéique valeurs moyenne (en mΩ/m)

Réactances linéique valeurs extrêmes (en mΩ/m)

Jeux de barres

0,15

0,12 – 0,18

Câble triphasé

0,08

0,06 – 0,1

Câbles unipolaires espacés

0,15

0,1 – 0,2

Câbles unipolaires serrés en triangle

0,085

0,08 – 0,09

3 câbles en nappe serrés

0,095

0,09 – 0,1

3 câbles en nappe espacés de «d» d = 2r

0,145

0,140 – 0,15

3 câbles en nappe espacés de «d» d = 4r

0,19

0,18 – 0,20

Mode de pose

Schéma

Tableau 15 : Valeurs de la réactance des câbles selon le mode de pose. Note : l’impédance des liaisons courtes entre le point de distribution et le transformateur HT/BT peut être négligée en admettant une erreur par excès sur le courant de court-circuit ; erreur d’autant plus forte que la puissance du transformateur est élevée ; Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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la capacité des câbles par rapport à la terre (mode commun), 10 à 20 fois plus élevée que celle des lignes, doit être prise en considération pour les défauts à la terre. A titre indicatif, la capacité d’un câble triphasé HT de 120 mm² de section est de l’ordre de 1 μF / km ; mais le courant capacitif reste faible de l’ordre de 5 A / km sous 20 kV ; 4 - La résistance ou la réactance des liaisons peuvent être négligées. Si l’une des grandeurs RL ou XL est faible devant l’autre elle peut être négligée, l’erreur sur l’impédance ZL étant alors très faible ; exemple, avec un rapport 3 entre RL et XL, l’erreur sur ZL est de 5,1%. Les courbes de RL et XL (figure “impédance ZL d’un câble triphasé, à 20 °C, dont les conducteurs sont en cuivre) permet de déduire les sections des câbles pour lesquelles l’impédance peut être assimilée ou là résistance ou à la réactance. Exemple : 1er cas. Câble triphasé, à 20 °C, dont les conducteurs sont en cuivre. Leur réactance est égale à 0,08 mΩ / m. Les courbes de RL et de XL (figure) montrent que l’impédance ZL admet deux asymptotes : la droite RL pour les faibles sections, et la droite XL = 0,08 mΩ / m pour les grandes sections. Pour de telles sections il est donc possible de considérer que la courbe de l’impédance ZL se confond avec ses asymptotes. Figure 15 : Impédance ZL d’un câble triphasé, à 20 °C, donc les conducteurs sont en cuivre. L’impédance du câble en question est alors assimilée, avec une erreur inférieure à 5,1 %, à: une résistance pour les sections inférieures à 74 mm² , une réactance pour les sections supérieures à 660 mm². Exemple : 2e cas. Câble triphasé, à 20 °C, mais dont les conducteurs sont en aluminium. Comme précédemment, la courbe de l’impédance ZL se confond avec ses asymptotes mais pour des sections respectivement inférieures à 120 mm² et supérieures à 1000 mm² (courbes non représentées). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.3.2.2. Impédance des machines tournantes 1 - Alternateurs synchrones Les impédances des machines sont généralement exprimées sous la forme d’un pourcentage telle que : x In = 100 Icc x est l’équivalent du transformateur ucc. Soit: , U = tension compose à vide de l’alternateur, Sn = puissance apparent (VA) de l’alternateur. De plus, le R / X étant faible, de l’ordre de 0,05 à 0,1 en HTA et 0,1 à 0,2 en BT, impédance Z est confondue avec réactance X. Des valeurs de x sont données dans le tableau suivant pour les turbo-alternateurs à rotor lisse et pour les alternateurs « hydrauliques » à pôles saillants (faible vitesse). Réactance subtransitoire

Réactance transitoire

Réactance synchrone

Turbo-alternateur

10 - 20

15 - 25

160 - 230

Alternateurs à pôles saillants

15 - 25

25 - 35

70 - 120

Tableau 16 : Valeurs de réactances d’alternateurs, en %. A la lecture de ce tableau, on peut être surpris que les réactances permanentes de courtcircuit dépassent 100 % (à ce moment là Icc < In). Mais l’intensité de court-circuit est essentiellement selfique, et fait appel à toute l’énergie réactive que peut fournir l’inducteur même surexcité, alors que l’intensité nominale véhicule surtout la puissance active fournie par la turbine (cos ϕ de 0,8 à 1). 2 - Moteurs et compensateurs synchrones Le comportement de ces machines en court-circuit est semblable à celui des alternateurs ; Ils débitent dans le réseau une intensité fonction de leur réactance en % (voir tableau suivant). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Réactance subtransitoire

Réactance transitoire

Réactance synchrone

Moteurs grandes vitesses

15

25

80

Moteurs petites vitesses

35

50

100

Compensateurs

25

40

160

Tableau 17 : Réactances en % des moteurs et compensateurs synchrones. 3 - Moteurs asynchrones Un moteur asynchrone séparé brusquement du réseau maintient à ses bornes une tension qui s’amortit en quelques centièmes de seconde. Lorsqu’un court-circuit se produit à ces bornes, le moteur délivre alors une intensité qui s’annule encore plus rapidement avec une constante de temps d’environ : 20 ms pour les moteurs à simple cage jusqu’à 100 kW, 30 ms pour les moteurs à double cage, et ceux de plus de 100 kW, 30 à 100 ms pour les très gros moteurs HT (1000 kW) à rotor bobiné. Le moteur asynchrone est donc, en cas de court-circuit, un générateur auquel on attribue une impédance (seulement subtransitoire) de 20 à 25 %. Aussi, le grand nombre de moteurs BT de faible puissance unitaire présents dans les installations industrielles est un sujet de réflexion, car il est difficile de prévoir le nombre moyen de moteurs en service qui vont débiter dans le défaut au moment d’un court-circuit. Il est donc fastidieux et inutile de calculer individuellement le courant de retour de chaque moteur tenant compte de son impédance de liaison. C’est pourquoi il est d’usage (notamment aux USA) de considérer globalement la contribution au courant de défaut de l’ensemble des moteurs asynchrones BT d’une installation. Ils sont alors compares à une source unique, débitant sur le jeu de barres une intensité égale à Idem /Ir fois la somme des intensités assignées de tous les moteurs installés.


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4.3.2.3. Autres impédances 1 - Condensateurs Une batterie de condensateurs shunt située à proximité du point de défaut se décharge en augmentant ainsi l’intensité de court-circuit. Cette décharge oscillante amortie est caractérisée par une première crête de valeur élevée se superposant à la première crête de l’intensité de court-circuit, et cela bien que sa fréquence soit très supérieure à celle du réseau. Mais selon la coïncidence de l’instant initial du défaut avec l’onde de tension deux cas extrêmes peuvent être envisagés : si cet instant coïncide avec un zéro de tension, le courant de décharge de courtcircuit est asymétrique, avec une première crête d’amplitude maximale, inversement, si cet instant coïncide avec un maximum de tension, la batterie débite une intensité se superposant à une première crête du courant de défaut de faible valeur, puisque symétrique. Il est donc peu probable que, sauf pour des batteries très puissantes, cette superposition provoque une première crête plus importante que le courant de crête d’un défaut asymétrique. Ainsi pour le calcul du courant maximum de court-circuit, il n’est pas nécessaire de prendre en compte les batteries de condensateurs. Mais il faut cependant s’en préoccuper, lors du choix de la technologie des disjoncteurs. En effet, lors de l’ouverture elles réduisent considérablement la fréquence propre du circuit et ont ainsi une incidence sur la coupure. 2 - Appareillage Certains appareils (disjoncteurs, contacteurs à bobine de soufflage, relais thermiques directs…) ont une impédance qui peut être prise en compte. Cette impédance n’est à retenir, lors du calcul de l’Icc, que pour les appareils situés en amont de celui qui doit ouvrir sur le court-circuit envisagé et qui restent fermés (disjoncteurs sélectifs). Par exemple, pour les disjoncteurs BT, une valeur de 0,15 mΩ pour la réactance est correcte, la résistance étant négligée. Pour les appareils de coupure, une distinction doit être faite selon la rapidité de leur ouverture : Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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certains appareils ouvrent très vite et ainsi réduisent fortement les courants de court-circuit, c’est le cas des disjoncteurs appelés «rapides limiteurs», avec pour corollaire des efforts électrodynamiques et des contraintes thermiques pour la partie concernée de l’installation, très inférieurs aux maxima théoriques, d’autres, tels les disjoncteurs à déclenchement retardé, n’offrent pas cet avantage. 3 - Arc de défaut Le courant de court-circuit traverse souvent un arc, au niveau du défaut, dont la résistance est appréciable et très fluctuante : la chute de tension d’un arc de défaut varie entre 100 et 300 volts. En HT, cette valeur est négligeable par rapport à la tension du réseau, et l’arc n’a pas d’influence réductrice sur l’intensité de court-circuit. En BT, par contre, le courant réel d’un défaut avec arc est d’autant plus limité par rapport au courant calculé (défaut franc, boulonné) que la tension est plus basse. Par exemple, l’arc créé lors d’un court-circuit entre conducteurs ou dans un jeu de barres peut réduire l’intensité du courant de court-circuit présumé de 20 à 50 % et parfois de plus de 50 % pour les tensions nominales inférieures à 440V. Ce phénomène, doit être pris en compte dans le calcul du courant de court-circuit minimum. 4 - Impédances diverses D’autres éléments peuvent ajouter des impédances non négligeables. C’est le cas des filtres anti-harmoniques et des selfs destinées à limiter le courant de court-circuit. Dont il faut bien entendu tenir compte dans le calcul, mais aussi des transformateurs de courant à primaire bobiné dont l’impédance varie selon le calibre et la construction.


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4.3.3. Relations entre les impédances des différents étages de tension d’une installation 4.3.3.1. Impédances fonction de la tension La puissance de court-circuit Scc en un point déterminé du réseau est définie par :

Cette expression de la puissance de court-circuit implique par définition que Scc est invariable en un point donné du réseau, quelle que soit la tension. Et l’expression

implique que toutes les impédances doivent être calculées en les rapportant à la tension du point de défaut, d’où une certaine complication, source d’erreurs dans les calculs concernant des réseaux à deux ou plusieurs niveaux de tension. Ainsi, l’impédance d’une ligne HT doit être multipliée par le carré de l’inverse du rapport de transformation, pour le calcul d’un défaut côte BT du transformateur :

Une méthode simple permet d’éviter ces difficultés : celle dite des impédances relatives proposée par H. Rich.

4.3.3.2. Calcul des impédances relatives Il s’agit d’une méthode de calcul permettant d’établir une relation entre les impédances des différents étages de tension d’une installation électrique. Cette méthode repose sur la convention suivante : les impédances (en ohms) sont divisées par le carré de la tension composée (en volts) à laquelle est porté le réseau au point où elles sont en service ; elles deviennent des impédances relatives. Pour les lignes et les câbles, les résistances et les réactances relatives sont : R X RCR = X CR = U ² et U ² , avec R en ohms et U en volts. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Pour les transformateurs, l’impédance s’exprime à partir de leurs tensions de courtcircuit ucc et de leurs puissances nominales Sn :

Pour les machines tournantes, la formule est identique, X représente l’impédance exprimée en %.

Pour l’ensemble, après avoir composé toutes les impédances relatives, la puissance de court-circuit s’établit d’après :

d’où l’on déduit l’intensité de défaut Icc au point de tension U :

ΣZ

représente la composition (et non pas la somme) de toutes les impédances relatives amont. R

Donc

ΣZ

R

est l'impédance relative du réseau amont vue du point de tension U.

Ainsi, Scc est la puissance de court-circuit en VA au point de tension U. Par exemple, si l'on considère le schéma simple de la figure au point A :

D’où

Figure 16 : Calcul de Scc au point A.


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4.3.4. Exemple de calcul Pour un réseau avec les impédances des sources, réseau amont et transformateur d’alimentation, et des liaisons électriques.

4.3.4.1. Problème Soit un réseau 20 kV qui alimente par une ligne aérienne de 2 km un poste HT / BT, et un alternateur de 1 MVA qui alimente en parallèle le jeu de barres de ce poste. Deux transformateurs de 1000 kVA en parallèle débitent sur un jeu de barres BT sur lequel sont connectés 20 départs, tel celui du moteur M. Ces 20 moteurs de 50 kW sont tous raccordés par des câbles identiques, et sont tous en service au moment du défaut. L’Icc3 et iρ doit être calculé aux différents points de défaut précisés sur le schéma du réseau (voir figure) soient : En A sur le JdB HT, d’impédance négligeable, En B sur le JdB BT à 10m des transformateurs , En C sur le JdB d’un tableau secondaire BT, En D sur les bornes d’un moteur M. Puis le courant de retour des moteurs est calculé en C et B, puis en D et A.


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Réseau amont U1 = 20 kV Scc = 500 MVA Liaison aérienne 3 câbles, 50 mm², cuivre, longueur = 2 km Alternateur 1 MVA Xsubt = 15 % 2 transformateurs 1,000 kVA secondaire 237 / 410 V ucc = 5 % TGca Jeu de barres 3 barres, 400 mm² / ph, cuivre, longueur = 10 m Liaison 1 3 câbles unipolaires, 400 mm², aluminium, espacés en nappe, longueur = 80 m Tableau BT divisionnaire Longueur du jeu de barres négligée Liaison 2 3 câbles unipolaires 35 mm², cuivre, triphasé longueur = 30 m Moteur 50 kW (rendement = 0.9, cos ϕ = 0.8) x = 25 %

Figure 16 : Le problème : calculer Icc3 et ip aux points A, B, C et D Dans cet exemple, les réactances X et les résistances R sont calculées sous leur tension d’installation (voir tableau suivant) ; la méthode des impédances relatives n’est pas utilisée. Les numéros

renvoient à l’explication dans le texte qui précède)


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Figure 17 : Calcul des impédances Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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4.3.4.2. Détail des calculs I - Défaut en A (JdB HT) Éléments concernés : 1, 2, 3. L’impédance «réseau + ligne» est en parallèle avec celle de l’alternateur ; mais cette dernière, beaucoup plus grande, peut être négligée : XA = 0,78 + 0,8 ≈ 1,58 Ω RA = 0,15 + 0,72 ≈ 0,87 Ω

Z A = R A2 + X A2 ≈ 1,80Ω d’ou IA =

20 × 10 3 3 × 1,80

≈ 6415 A

IA est l’«Icc permanent», et pour calculer l’IpA R (maximum asymétrique) : A = 0,55 qui donne XA K = 1,2 sur la courbe de la figure et donc ipA : 1,2 x √2 x 6415 = 10,887 A. Figure 18 : Variation du facteur K en fonction de R/X (cf. CEI 60909)

II - Défaut en B (JdB TGca) Éléments concernés: (1, 2, 3) + (4, 5, 6). Les réactances X et les résistances R calculées en HT doivent être «ramenées» sur le réseau BT par multiplication avec le carré du rapport des tensions

soit :

(410 / 20,000)² = 0, 42 x 10−3 d’où: XB = [(XA . 0,42) + 4,2 + 0,15 + 1,5] 10-3 = 6,51 mΩ et RB = [(RA . 0,42) + 0,84 + 0,57] 10-3 = 1,2 mΩ


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Ce calcul permet d’observer, d’une part l’importance réduite de la réactance amont HT, par rapport à celle des deux transformateurs en parallèle, et d’autre part que l’impédance des dix mètres de JdB en BT n'est pas négligeable.

RB / XB = 0,27 qui donne K = 1,46 sur la courbe de la figure 18 et donc IpB : 1,46 x √2 x 35 070 = 72 400 A De plus, si l’arc de défaut et 17 500 A au minimum.

est pris en compte, IB se trouve ramené au plus à 28 000 A

III – Défaut en C (JdB tableau secondaire BT) Éléments concernés : (1, 2, 3) + (4, 5, 6) + (7, 8). Les réactances et les résistances du disjoncteur et des câbles sont ajouter à XB et RB. XC = (XB + 0,15 + 12) 10-3 = 18,67 mΩ et RC = (RB + 7,2) 10-3 = 9,0 mΩ Ces valeurs permettent de comprendre l’importance de la limitation des Icc due aux câbles.

RC / XC = 0,48 qui donne K = 1,25 sur la courbe de la figure 18 et donc ipC : 1.55 x √2 x 11 400 ≈ 20 200 A IV - Défaut en D (moteur BT) Éléments concernée: (1, 2, 3) + (4, 5, 6) + (7, 8) + (9, 10). Les réactances et les résistances du disjoncteur et des câbles sont à ajouter à XC et RC. XD = (XC + 0,15 + 2,7) 10-3 = 21,52 mΩ et Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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RD = (RC + 19,2) 10-3 = 28,2 mΩ

RD / XD = 1,31 qui donne K ≈ 1,04 sur la courbe de la figure 18 et donc ipD: 1,04 x √2 x 6 700 ≈ 9 900 A A chaque niveau de calcul, il apparaît que l’incidence des disjoncteurs est négligeable par rapport aux autres éléments du réseau. V – Les courants de retour des moteurs Il est souvent plus rapide de considérer les moteurs comme des générateurs indépendants, débitant dans le défaut un «courant de retour» se superposant au courant de défaut du réseau. Défaut en C L’intensité débitée par un moteur se calcule d’après l’impédance «moteur + câble» : XM = (605 + 2,7) 10-3 ≈ 608 mΩ RM = (121 + 19,3) 10-3 ≈ 140 mΩ d’ou

ZM = 624 mΩ

Pour les 20 moteurs : ΙMC = 7 580 A. Au lieu de procéder à ce calcul, il était possible d’ estimer l’intensité débitée par tous les moteurs à Idem/In fois leur intensité nominale (98 A), soit ici: (4,8 x 98) x 20 = 9 400 A ce qui permet d’assurer une protection par excès par rapport à IMC : 7 580 A Du rapport R / X = 0,23 ⇒ K = 1,51 et ipMC = 1,51 x √2 x 7 580 ≈ 16 200 A Ainsi l’intensité de court-circuit (subtransitoire) sur le JdB BT passe de 11 400 A à 19 000 A et IpC de 20 200 A à 36 400 A.


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Défaut en D L’impédance à considérer est 1/19 (19 moteurs en parallèle) de ZM augmentée de celle du câble.

ZMD = 43,8 mΩ

d’où

Soit un total en D de : 6 700 + 5 400 = 12 100 A eff , et un ipD ≈ 18 450 A Défaut en B Comme pour «défaut en C», l'intensité débitée par un moteur se calcule d’après l’impédance «moteur + câble» : XM = (605 + 2.7 + 12) 10-3 = 620 mΩ RM = (121 + 19,3 + 7,2) 10-3 ≈ 147,5 mΩ d’où

ZM = 637 mΩ

D’où pour les 20 moteurs IMB = 7 440 A Là aussi il est possible d’user de l’approximation citée précédemment (4,8 fois l’intensité nominale d’un moteur -98 A-), soit 9 400 A, chiffre qui couvre par excès celui trouvé pour IMB. Le rapport R / X est encore de 0,24, d’où K = 1,5 et ipMB = 1,4 x √2 x 7 440 = 15 800 A Ainsi l’intensité de court-circuit IB sur le TGBT passe de 35 070 A à 42 510 A et IpB de 72 400 A à 88 200 A. Mais là encore si l’arc de défaut est pris en compte, l’IB est réduit entre 21,3 et 34 kA. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Défaut en A (coté HT) Plutôt que de calculer les impédances équivalentes, il est plus simple d’estimer (par excès) le courant de retour des moteurs en A, en multipliant la valeur trouvée en B par le rapport de transformation BT/HT

soit :

Ce chiffre comparé au chiffre 6 415 A calculé précédemment est négligeable.

4.3.4.3. Calcul approché du défaut en D Ce calcul exploite toutes les approximations envisagées dans les textes précédents telles celles des repères

et

.

D’où l’ ip’D : √2 x 7 430 ≈ 10 500 A A cette valeur, pour trouver l’IpDtotal il faut ajouter la contribution des moteurs sous tension au moment du défaut, soit 4,8 fois leur intensité nominale (98 A)

soit :

10 500 + (4,8 x 98 x √2 x 20) = 23 800 A. Comparé au résultat obtenu par le calcul complet (18 450 A), le calcul approché permet donc une évaluation rapide avec un écart favorable à la sécurité.


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4.3.5. Calculs par ordinateur et conclusion Pour les autres calculs “manuels”, se reporter au “Cahier Technique” 158 de Schneider ou à toute autre source. Plusieurs méthodes normalisées ont été conçues de telle sorte que le courant de courtcircuit puisse être calculé à la main ou à l’aide d’une calculatrice de poche (comme dans cette méthode). Mais dès que la possibilité de calcul scientifique sur ordinateur est apparue, dans les années 1970, les concepteurs d’installations électriques ont développé des logiciels pour leurs propres besoins, d’abord sur des gros systèmes informatiques, puis sur des « mini ». Leur exploitation était réservée aux initiés car délicate. Ces développements ont ensuite été portés sur des ordinateurs personnels (ou Personal computers – PC), d’un emploi plus aisé. Ainsi, de nos jours, pour le calcul des Icc en BT, de nombreux logiciels existent. Tous ces logiciels de calcul des courants de court-circuit servent essentiellement à déterminer des pouvoirs de coupure (Icc) et de fermeture (Icc de crête) des appareils ainsi que la tenue électromécanique des équipements. Enfin, d’autres logiciels de calcul sont utilisés par les spécialistes concepteurs de réseaux, par exemple pour les études de comportement dynamique des réseaux électriques. De tels logiciels permettent des simulations précises des phénomènes électriques dans le temps et leur utilisation s’étend au comportement électromécanique complet des réseaux et des installations. Il n’en demeure pas moins vrai que tous les logiciels, bien que très performants, ne sont que des outils. Leur exploitation, pour être efficace, nécessite donc une compétence professionnelle acquise par des études, un savoir-faire et une expérience.

4.3.6. Exercice sur site Vous avez sur votre site des schémas unifilaires indiquant les valeurs des courants de court-circuit à différents niveaux. De quelle sorte d’indication s’agit-il ? Simple valeur rms ? Valeur crête ? Le courant de retour des moteurs est-il intégré ou pas ? Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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…/…? La meilleure façon de le savoir est d’effectuer une vérification manuelle à l’aide de la méthode ci-dessus. Je propose ci-après un échantillon d’exercices, uniquement le calcul d’Icc simples (rms), libre à vous (les instructeurs) de les adapter pour un calcul complet. J’ai déjà fait ce cours, tous les participants ont bien compris la méthode mais ont eu surtout des difficultés lorsqu’il fallait “jouer” avec Ω, mΩ ; kΩ, kVA, MVA, kW, MW…autrement dit avec les exposants 103, 106, 10-3, 10-6,….. Données

Formules

3 générateurs en parallèle. U=6KV 2,5MVA (chacun) e = 15% Lignes HT 3x50² Cu 10 m (chacune) Disjoncteurs circuits HT Jeux de barres HT 10 m

R/Rt

X/Xt

Z/Zt

Icc

0 Icc1

Disjoncteurs de circuits HT Ligne HT : négligeable 2 transformateurs 2500 kVA 6KV / 410V e = 5% Ligne BT (un transfo) 4x300² Cu /ph 10 m Disjoncteurs circuits BT Jeux de barres BT 15 mètres 3 barres 400 mm Ligne 2 câbles gén. BT 3x240² Cu 10 m Générateur BT 400 kVA 41OV e= 30% Icc2 Câble ligne BT 3x95² Cu 80 mètres (moteur) 80 mètres (moteur) Moteur 100 kW e = 25% Icc3

Tableau 18 : Calculer Icc1, Icc2, Icc3


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5. SELECTIVITE La sélectivité des protections est un élément essentiel qui doit être pris en compte dès la conception d’une installation basse tension, afin de garantir aux utilisateurs la meilleure disponibilité de l’énergie. La sélectivité est importante dans toutes les installations pour le confort des utilisateurs, mais elle est fondamentale dans les installations qui alimentent des processus industriels de fabrication. Une installation non sélective est exposée à des risques de diverses gravités : impératifs de production non respectés rupture de fabrication avec : o perte de production ou de produits finis o risque d’endommager l’outil de production dans les processus continus obligations de reprise de procédures de démarrage machine-outil par machine-outil, à l’issue d’une perte d’alimentation générale arrêt de moteur de sécurité, tel qu’une pompe de lubrification, …etc.…

5.1. LA SELECTIVITE – DEFINITION ET PRINCIPES EN HT/BT ET EN BT Dessin bleu : en HT/BT avec relais – Dessin orange ou noir pour disjoncteurs BT

Figure 19 : Sélectivité dans une distribution électrique Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Figure 20 : Plusieurs disjoncteurs sont concernés par le défaut Id

5.1.1. Définition C’est la coordination des dispositifs de coupure automatique de telle sorte qu’un défaut, survenant en un point quelconque du réseau, soit éliminé par le disjoncteur placé immédiatement en amont du défaut, et par lui seul. Dans une installation électrique les récepteurs sont reliés aux générateurs à travers une succession de dispositifs de protection, sectionnement et commande. Nous traitons ici, essentiellement la fonction protection par disjoncteur. Dans le cadre de la distribution radiale (figure « plusieurs disjoncteurs sont concernés par le défaut Id ») le but de la sélectivité est de déconnecter du réseau le récepteur ou le départ en défaut, et seulement celui-ci, dans un but de continuité de service maximale. Si une étude de sélectivité n’est pas ou est mal réalisée, un défaut électrique peut solliciter plusieurs dispositifs de protection. Ainsi un seul défaut peut provoquer la mise hors tension d’une partie plus ou moins grande de l’installation. Il en résulte une perte anormale de disponibilité de l’énergie électrique sur les départs sains. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Les surintensités rencontrées dans une installation sont de différents types : surcharge, court-circuit, pointe de courant d’enclenchement, Mais aussi : fuite de courant à la terre, courant transitoire dû à un creux ou à une absence momentanée de tension. Pour garantir une continuité de service maximale il est nécessaire d’employer des dispositifs de protection coordonnés entre eux. A noter que les creux de tensions peuvent provoquer l’ouverture intempestive de disjoncteurs par les déclencheurs à manque de tension.

5.1.2. Contribution à l’objectif de sécurité et de disponibilité A chaque type de défaut correspond un dispositif de protection spécifique, (protection contre les courants de surcharge, de court-circuit, de défaut à la terre, ou les manques de tension...), mais un défaut peut solliciter simultanément plusieurs types de dispositifs de protection, ceci normalement ou par effet secondaire. Exemples Un courant de court-circuit élevé crée un creux de tension et peut solliciter le dispositif de protection contre les baisses de tension. Un défaut d’isolement peut être à la fois perçu comme un défaut homopolaire par un dispositif de protection différentielle et un défaut de surintensité par le dispositif de protection contre les courts-circuits, (ceci concerne les schémas des liaisons à la terre TN et IT). Un courant de court-circuit élevé peut entraîner le fonctionnement du dispositif de protection contre les défauts à la terre (dans le cas de schémas de liaisons à la terre TT) suite à des saturations locales du tore sommateur créant ainsi un faux courant homopolaire. Pour un réseau donné l’étude de la sélectivité, ou plus généralement le plan de protection d’une installation, utilise les caractéristiques des dispositifs de protection publiées par les constructeurs.


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Cette étude commence par l’analyse des besoins en dispositifs de protection spécifiques à chaque type de défaut, suivie de l’analyse de la coordination des différentes protections pouvant être sollicitées. Elle permet d’obtenir la meilleure continuité de service tout en garantissant la protection des biens et des personnes. Dans ce cadre la sélectivité entre disjoncteurs se matérialise très simplement par l’ouverture ou non de plusieurs disjoncteurs

5.1.2.1. Sélectivité totale La distribution est dite totalement sélective si, et seulement si, quelle que soit la valeur du courant de défaut, seul le dispositif de protection situé le plus en aval, parmi ceux sollicités par le défaut, s’ouvre et reste ouvert. Pour toutes les valeurs du défaut, depuis la surcharge jusqu’au court-circuit franc, la distribution est totalement sélective si D2 s’ouvre et si D1 reste fermé. Figure 21 : Sélectivité totale

⇒ Sélectivité totale : continuité de service pour les départs sains.

5.1.2.2. Sélectivité partielle La sélectivité est partielle si la condition ci-dessus n’est pas respectée jusqu’au plein courant de court-circuit, mais seulement jusqu’à une valeur inférieure. Cette valeur est appelée limite de sélectivité. Dans l’éventualité d’un défaut dépassant cette valeur les disjoncteurs D1et D2 s’ouvrent. Figure 22 : Sélectivité partielle

⇒ Non sélectivité ou sélectivité partielle : énergie non disponible pour les départs sains.

5.1.3. Zones de sélectivité Deux types de défauts de surintensité peuvent être rencontrés dans une installation de distribution électrique : les surcharges, Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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les courts-circuits. On considère généralement que les surcharges sont des surintensités comprises entre 1,1 et 10 fois l’intensité de service. Au delà, il s’agit de courts-circuits à éliminer dans un temps aussi réduit que possible, par intervention des déclencheurs instantanés (INS), ou courts retards (CR) du disjoncteur. L’étude de sélectivité diffère suivant le type de défaut.

5.1.3.1. Dans la zone des surcharges Cette zone se situe à partir du seuil de fonctionnement ILR du dispositif long retard (LR). La courbe de déclenchement tc = f (Ip) est généralement à temps inverse afin de mieux s’adapter à la courbe de contrainte thermique admissible par les câbles. La méthode connue et largement diffusée consiste à tracer, dans un système de coordonnées log-log, les courbes des déclencheurs LR concernés par le défaut (voir figure). Figure 23 : Sélectivité aux surcharges. Pour une valeur quelconque de la surintensité, la sélectivité est assurée en surcharge si le temps de non déclenchement du disjoncteur amont D1 est supérieur au temps maximal de coupure du disjoncteur D2 (y compris le temps d’arc). Cette condition est réalisée en pratique si le rapport ILR1 / ILR2 est > 1,6.


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5.1.3.2. Dans la zone des courts-circuits La sélectivité se traite par comparaison des courbes du disjoncteur amont et du disjoncteur aval. Figure 24 : Sélectivité aux courts-circuits Les techniques qui permettent d’aboutir à la sélectivité sur courts-circuits entre deux disjoncteurs sont basées sur l’utilisation de disjoncteurs et/ou de déclencheurs de type ou de réglage différents, afin d’éviter que les courbes ne se chevauchent. Ces techniques sont nombreuses, elles sont présentées dans le chapitre qui suit.

5.2. TECHNIQUE DE SELECTIVITE EN HT/BT ET EN BT Différents moyens peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la protection d’un réseau électrique sélectivité ampèremétrique par les courants sélectivité chronométrique par le temps sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique sélectivité par utilisation de protections directionnelles sélectivité par utilisation de protections différentielles sélectivités combinées pour une meilleure performance globale (technique et économique), ou un niveau de secours. Les protections constituent entre elles un ensemble cohérent dépendant de la structure du réseau et de son régime de neutre. Elles doivent donc être envisagées sous l’angle d’un système reposant sur le principe de sélectivité : il consiste à isoler le plus rapidement possible la partie du réseau affectée par un défaut et uniquement cette partie, en laissant sous tension toutes les parties saines du réseau.


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5.2.1. Sélectivité ampèremétrique partielle Elle résulte de l’écart entre les seuils des déclencheurs instantanés (pour défaut de courtcircuit) ou court retard des disjoncteurs successifs. Surtout utilisée en distribution terminale, elle fait appel à des disjoncteurs rapides, dépourvus de dispositif de retard intentionnel au déclenchement. Elle s’applique dans le cas de défauts de court-circuit et conduit généralement à une sélectivité partielle. Elle est d’autant plus efficace que les courants de défaut sont différents selon qu’ils apparaissent en un point ou un autre du réseau, ceci du fait de la résistance non négligeable des conducteurs de faible section (voir figure de ce paragraphe). Figure 25 : Sélectivité ampèremétrique partielle La zone de sélectivité est d’autant plus importante que l’écart entre les seuils des déclencheurs instantanés de D1 et de D2 est important, et que le point de défaut est éloigné de D2 (Icc faible < Iins de D1). Le rapport minimal entre Iins1 et Iins2 est de 1,5 pour tenir compte de la précision des seuils.

5.2.2. Sélectivité ampèremétrique totale Les déclencheurs instantanés ‘magnétiques) ne se chevauchent pas. Principe Il est basé sur le fait que, dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné de la source.

Figure 26 : Fonctionnement d’une sélectivité ampèremétrique totale


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Mode de fonctionnement Une protection ampèremétrique est disposée au départ de chaque tronçon : son seuil est réglé à une valeur inférieure à la valeur de court-circuit minimal provoqué par un défaut sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué par un défaut situé en aval (au-delà de la zone surveillée). Avantages Ainsi réglée, chaque protection ne fonctionne que pour les défauts situés immédiatement en aval de sa position, à l’intérieur de la zone surveillée ; elle est insensible aux défauts apparaissant au-delà. Pour des tronçons de lignes séparés par un transformateur, ce système est avantageux car simple, de coût réduit et rapide (déclenchement sans retard). Figure 27 : Courbes pour une sélectivité ampèremétrique Exemple (figures de ce paragraphe) : IccBmax < IsA < IccAmin IsA = intensité de réglage IccB image au primaire, du courant de courtcircuit maximum au secondaire. Les temporisations TA et TB sont indépendantes, et TA peut être plus courte que TB. (en introduisant ici la notion de sélectivité chronométrique et/ou le déclencheur sélectif – voir paragraphe suivant) Inconvénients La protection située en amont (A) n’assure pas le secours de la protection située en aval (B) puisque son seuil est réglé au-delà du défaut maximal en B. De plus, en pratique, il est difficile de définir les réglages de deux protections en cascade, tout en assurant une bonne sélectivité, lorsque le courant ne décroît pas de façon notable entre deux zones voisines ; ceci est le cas en moyenne tension, sauf pour des tronçons avec transformateur.


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5.2.3. Sélectivité chronométrique Principe Il consiste à donner des temporisations différentes aux protections à maximum de courant échelonnées le long du réseau. Ces temporisations sont d’autant plus longues que le relais est plus proche de la source. Mode de fonctionnement Ainsi, sur le schéma «Principe de la sélectivité chronométrique », le défaut représenté est vu par toutes les protections (en A, B, C, et D). La protection temporisée D ferme ses contacts plus rapidement que celle installée en C, elle-même plus rapide que celle installée en B… Après l’ouverture du disjoncteur D et la disparition du courant de défaut, les protections A, B, C ne sont plus sollicitées et reviennent à leur position de veille. Figure 28 : Principe de la sélectivité chronométrique La différence des temps de fonctionnement ΔT entre deux protections successives est l’intervalle de sélectivité. Il doit tenir compte (voir figure ‘décomposition d’un intervalle de sécurité ») : du temps de coupure TC du disjoncteur en aval, qui inclut le temps de réponse de l’appareil à l’ouverture et le temps d’arc des tolérances de temporisation dT du temps de dépassement de la protection en amont : tr d’une marge de sécurité m. ΔT doit donc satisfaire à la relation : ΔT u Tc + tr + 2dT + m

Figure 29 : Décomposition d’un intervalle de sécurité Compte tenu des performances actuelles de l’appareillage et des relais, on adopte pour ΔT une valeur de 0,3 s. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Exemple : Tc = 95 ms, dT = 25 ms, tr = 55 ms ; pour l’intervalle de sélectivité 300 ms, la marge de sécurité est alors de 100 ms. Avantages Ce système de sélectivité a deux avantages : il assure son propre secours ; par exemple si la protection D est défaillante, la protection C est activée ΔT plus tard il est simple. Inconvénients Par contre, lorsque le nombre de relais en cascade est grand, du fait que la protection située le plus en amont a la temporisation la plus longue, on aboutit à un temps d’élimination de défaut élevé incompatible avec la tenue des matériels au courant de court-circuit, ou avec les impératifs extérieurs d’exploitation (raccordement au réseau électrique d’un distributeur par exemple). Applications Ce principe est utilisé dans les réseaux en antenne. Les temporisations déterminées pour obtenir la sélectivité chronométrique sont activées lorsque le courant dépasse les seuils des relais. Il faut donc que les réglages des seuils soient cohérents. Figure 30 : Réseau en antenne avec sélectivité chronométrique On distingue deux cas selon le type de temporisation : Relais à temps indépendant Relais à temps dépendant


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Relais à temps indépendant

Figure 31 : Sélectivité chronométrique avec relais à temps indépendant et à temps dépendant Les conditions à respecter sont : IsA > IsB > IsC et TA > TB > TC. L’intervalle de sélectivité ΔT est classiquement de l’ordre de 0,3 seconde. Relais à temps dépendant Si les seuils Is sont réglés au courant assigné In, la protection de surcharge est assurée en même temps que la protection de court-circuit et la cohérence des seuils assurée. InA > InB > InC IsA = InA, lsB = InB, et IsC = InC La temporisation sont choisies pour obtenir l’intervalle de sélectivité ΔT pour le courant maximum vu par la protection aval ; on utilise pour cela la même famille de courbes, afin d’éviter leur croisement dans une partie du domaine.

5.2.3.1. Emploi de disjoncteurs sélectifs Le terme sélectif a deux significations : le déclencheur du disjoncteur est équipé d’un système de temporisation fixe ou réglable l’installation et le disjoncteur sont capables de supporter le courant de défaut pendant la durée du retard intentionnel (tenue thermique et tenue électrodynamique). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Un disjoncteur sélectif est normalement précédé (en amont) d’un autre disjoncteur sélectif dont le retard intentionnel est plus important. L’emploi de ce type de disjoncteurs qui correspond à la sélectivité chronométrique conduit, en cas de défaut, à des temps totaux de coupure supérieurs à 20 ms (une période), pouvant aller jusqu’à quelques centaines de ms (figure « sélectivité chronométrique et disjoncteurs sélectifs »). Figure 32 : Sélectivité chronométrique et disjoncteurs sélectifs Lorsque l’installation (et éventuellement le disjoncteur) n’est pas capable de supporter pendant la temporisation un fort Icc, il est nécessaire que le disjoncteur D1 soit équipé d’un déclencheur instantané à haut seuil (DIN). Dans ce cas, la zone de sélectivité est limitée au seuil du DIN du disjoncteur amont

5.2.3.2. Emploi disjoncteurs limiteurs et sélectivité «pseudo chronométrique» Ces disjoncteurs sont caractérisés par : le fait qu’ils limitent fortement le courant de court-circuit grâce à leur rapidité d’ouverture et leur tension d’arc élevée. le fait que plus le courant de courtcircuit présumé est élevé, plus ils sont rapides. Figure 33: Sélectivité pseudo chronométrique Ainsi le choix d’un disjoncteur aval limiteur permet d’obtenir une sélectivité «pseudo chronométrique» entre deux étages de protection. Cette solution, par son effet de limitation et de rapidité d’élimination du défaut, permet en outre de limiter les contraintes thermiques et électrodynamiques dans l’installation Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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5.2.4. Sélectivité «SELLIM» et sélectivité énergétique pour disjoncteurs Le système «SELLIM» présente plusieurs intérêts : la sélectivité, la filiation, la réduction des contraintes dans l’installation. Il consiste à installer en amont d’un disjoncteur D2 rapide, un disjoncteur D1 ultra limiteur équipé d’un déclencheur spécifique dont la particularité est de ne pas déclencher lors de la première demi onde de courant de défaut (voir figure).

Figure 34 : Système de sélectivité ‘sellim” pour disjoncteurs Un défaut conséquent en B sera perçu par les deux disjoncteurs. D2 équipé d’un déclencheur instantané s’ouvre dès que le courant de défaut est supérieur à son seuil de déclenchement et élimine le défaut en moins d’une demi-période. Pour détail quant à la sélectivité énergétique, voir le Cahier Technique 167 de Schneider


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5.2.5. Sélectivité logique Principe Ce système a été développé pour remédier aux inconvénients de la sélectivité chronométrique. Il est utilisé lorsque l’on souhaite obtenir un temps court d’élimination de défaut (voir figure « principe de la sélectivité logique »). Figure 35 : Principe de la sélectivité logique Mode de fonctionnement L’échange d’informations logiques entre protections successives permet la suppression des intervalles de sélectivité, et réduit donc considérablement le retard de déclenchement des disjoncteurs situés les plus près de la source. En effet, dans un réseau en antenne, les protections situées en amont du point de défaut sont sollicitées, celles en aval ne le sont pas ; cela permet de localiser sans ambiguïté le point de défaut et le disjoncteur à commander. Chaque protection sollicitée par un défaut envoie : un ordre d’attente logique à l’étage amont (ordre d’augmentation de la temporisation propre du relais amont) un ordre de déclenchement au disjoncteur associé sauf s’il a lui-même reçu un ordre d’attente logique de l’étage aval. Un déclenchement temporisé est prévu en secours. Avantages Le temps de déclenchement est indépendant de la position du défaut dans la cascade de sélectivité, et du nombre de protections en cascade. Ainsi est-il possible d’obtenir la sélectivité entre une protection amont de temporisation faible et une protection aval de temporisation élevée ; on peut par exemple prévoir une temporisation plus réduite à la source que près des récepteurs. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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De plus, ce système intègre par conception un secours. Figure 36 : Distribution en antenne avec utilisation de la sélectivité logique Inconvénients Ce dispositif nécessite la transmission des signaux logiques entre les différents étages de protection, donc l’installation de filerie (ou bus) supplémentaire ; cette contrainte est forte lorsque les protections sont éloignées, par exemple dans le cas de liaisons longues (plusieurs centaines de mètres). Aussi peut-on tourner la difficulté en faisant de la combinaison de fonctions : sélectivité logique au niveau de tableaux proches, et sélectivité chronométrique entre zone éloignées (voir sélectivités combinées logique + chronométrique). Application Ce principe est souvent utilisé pour protéger des réseaux HTA comportant des antennes avec de nombreux étages de sélectivité ; mais s’applique aussi à une distribution BT Fonctionnement lorsqu’un défaut apparaît au point A de la figure Les protections N°1, N°2, N°3….N°n sont sollicitées La protection N01 émet un ordre d’attente logique vers l’amont et un ordre de déclenchement au disjoncteur D1 Les protections N°2, N°3,….N°n émettent un ordre d’attente logique de l’aval vers l’amont, et reçoivent un ordre d’attente logique qui les empêchent de donner l’ordre de déclenchement aux disjoncteurs D2, D3, ….Dn associés. Le raisonnement s’interrompt lorsque la protection N°n a un réglage tel que le courant de défaut n’atteint pas son seuil de fonctionnement Ir. Le disjoncteur D1 élimine le défaut A au bout du temps TD1 = T’1 + tcD1 avec T’1 : temporisation (retard) de la protection N°1 tcD1 : temps de coupure du disjoncteur D1 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Fonctionnement lorsqu’un défaut apparaît au point B de la figure Le disjoncteur D1 n’est pas sollicité Les protections N°2, N°3,…N°n sont sollicitées et émettent un ordre d’attente logique vers l’amont Seule la protection N°2 ne reçoit pas d’attente logique et émet un ordre de déclenchement Le disjoncteur D2 élimine le défaut B au bout du temps : TD2 = T’2 + tcD2 avec T’2 : temporisation de la protection N°2 tcD2 : temps de coupure du disjoncteur D2 Le même fonctionnement peut être appliqué à l’un quelconque des disjoncteurs constituant le réseau de distribution Les temporisations T’1, T’2,….T’n des protections N°1, N°2, …N°n n’interviennent pas dans la sélectivité et ne sont prévues que pour la fonction de protection : les réglages peuvent être aussi courts que le permettent la protection et les transitoires de mise sous tension (moteurs, transformateurs). Avec le système de sélectivité logique le temps d’élimination des défauts peut être très réduit et est indépendant du nombre d’étages. Ainsi, il est possible d’obtenir la sélectivité entre une protection instantanée et une protection temporisée aval ; par exemple de prévoir une temporisation plus réduite à la source que près des récepteurs. Remarque : La fonction « attente logique » correspond à une augmentation de la temporisation propre à la protection amont. Par souci de sécurité, la durée de l’attente logique est limitée, ce qui permet à la protection amont de fonctionner en secours de la protection défaillante.

5.2.6. Sélectivité par protection directionnelle Système vu dans le cours SE110 avec les relais de protection (ANSI code 67) et revu ici en temps que propre à la sélectivité Principe Dans un réseau bouclé, où un défaut est alimenté par les deux extrémités, il faut utiliser une protection sensible au sens d’écoulement du courant de défaut pour pouvoir le localiser et l’éliminer de façon sélective : c’est le rôle des protections directionnelles à maximum de courant.


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Mode de fonctionnement Les actions de la protection seront différentes selon le sens du courant (figures (1) et (2) de « principe de la protection directionnelle »), c’est-à-dire suivant le déphasage du courant par rapport à une référence donnée par le vecteur de tension ; le relais doit donc disposer à la fois des informations de courant et de tension. Figure 37 : Principe de la protection directionnelle Les conditions de fonctionnement, à savoir le positionnement des zones de déclenchement et de non déclenchement sont à adapter au réseau à protéger. Exemple d’utilisation de protections directionnelles : D1 et D2 sont équipés de protections directionnelles activées si le courant s’écoule du jeu de barres vers le câble amont. Figure 38 : Protection directionnelle : exemple de deux arrivées en parallèle. En cas de défaut au point 1, seule la protection de D1 voit le défaut. La protection sur D2 ne le voit pas, en raison de son sens de détection. Le disjoncteur D1 s’ouvre. En cas de défaut au point 2, ces protections ne voient rien, et les disjoncteurs D1 et D2 restent fermés. D’autres protections sont à prévoir pour protéger le jeu de barres. Avantage La solution employée est simple et utilisable dans de nombreux cas. Inconvénient Le dispositif nécessite l’utilisation de transformateurs de tension qui serviront de référence de phase pour la détermination du sens du courant. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Application Ce principe est utilisé pour protéger des arrivées en parallèle, des réseaux en boucle fermée, ou certains cas de protection contre les défauts à la terre

5.2.7. Sélectivité par protection différentielle Il ne s’agit pas ici de protection RCD, vue au chapitre suivant Principe Ces protections comparent les courants aux deux extrémités d’un tronçon de réseau surveillé (figure « principe… »). Figure 39 : Principe de la protection différentielle. Mode de fonctionnement Toute différence d’amplitude et de phase entre ces courants signale la présence d’un défaut : la protection ne réagit qu’aux défauts internes à la zone couverte et est insensible à tout défaut externe. Elle est donc sélective par nature. Le déclenchement instantané est provoqué lorsque IA - IB ≠ 0 Le fonctionnement nécessite d’utiliser des transformateurs de courant spécifiquement dimensionnés, rendant insensible la protection aux autres phénomènes. La stabilité de la protection différentielle est sa capacité à rester insensible s’il n’y a pas de défaut interne à la zone protégée, même si un courant différentiel est détecté : courant magnétisant de transformateur courant capacitif de ligne courant d’erreur dû à la saturation des capteurs de courant. Il existe 2 grands principes selon le mode de stabilisation : Protection différentielle à haute impédance (à seuil constant) Protection différentielle à pourcentage


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Protection différentielle à haute impédance (à seuil constant)

Le relais est connecté en série avec une résistance de stabilisation Rs dans le circuit différentiel Protection différentielle à pourcentage

Le relais est connecté indépendamment aux circuits des courants IA et IB. La différence des courants IA - IB est déterminée dans la protection, et la stabilité de la protection est obtenue par une retenue relative à la valeur du courant traversant Tableau 19 : Les 2 principes de sélectivité par protection différentielle Avantages Protection sensible à des valeurs de courants de défaut inférieures au courant nominal de l’élément protégé Protection de zone qui peut déclencher instantanément. Inconvénients Le coût de l’installation est important et sa mise en œuvre délicate Il faut prévoir une fonction de secours à maximum de courant. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Application Tous les composants prioritaires de forte puissance peuvent être concernés : moteur, générateur, transformateur, jeu de barres, câble, ligne.

5.2.8. Sélectivité combinées Une sélectivité mixte est une combinaison de fonctions élémentaires de sélectivité procurant des avantages complémentaires aux sélectivités simples : sélectivité totale redondance ou secours. Plusieurs types d’application par association de sélectivités sont possibles : ampèremétrique + chronométrique logique + chronométrique chronométrique + directionnelle logique + directionnelle différentielle + chronométrique.

5.2.8.1. Sélectivités ampèremétrique + chronométrique

Figure 40 : Sélectivités ampèremétrique + chronométrique Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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L’exemple (la figure) montre que l’on définit à la fois : une sélectivité ampèremétrique entre A1 et B une sélectivité chronométrique entre A2 et B. On obtient alors une sélectivité totale, et la protection en A assure le secours de la protection B.

5.2.8.2. Sélectivités, logique + secours chronométrique

Figure 41 : Sélectivités, logique + secours chronométrique L’exemple (la figure) montre que l’on définit à la fois : une sélectivité logique entre A1 et B une sélectivité chronométrique entre A2 et B. La protection A2 assure alors un secours de la protection A1, si celle-ci est défaillante du fait d’un défaut d’attente logique (ordre d’attente permanent).

5.2.8.3. Sélectivité mixte, logique + chronométrique L’exemple (la figure) montre que l’on définit à la fois : une sélectivité logique à l’intérieur d’un tableau (A et B d’une part, C et D d’autre part)


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une sélectivité chronométrique entre les deux tableaux B et D, avec TB = TD + ΔT. Il n’est pas nécessaire d’installer une liaison de transmission de signaux logiques entre deux tableaux éloignés. Les temporisations des déclenchements sont réduites par comparaison à une simple sélectivité chronométrique.

Figure 42 : Comparaison des temps de déclenchement entre sélectivité mixte et sélectivité chronométrique de plus, il faut prévoir un secours chronométrique en A et C. (se reporter au paragraphe ci-dessus).

5.2.8.4. Sélectivités chronométrique + directionnelle D1 et D2 sont équipés de protections directionnelles faiblement temporisées, H1 et H2 sont équipés de protections à maximum de courant temporisées. En cas de défaut au point 1, seules les protections de D1 (directionnelle), H1 et H2 voient le défaut. La protection sur D2 ne le voit pas, en raison de son sens de détection. D1 s’ouvre. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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La protection de H2 se désexcite, H1 s’ouvre et ainsi le tronçon en défaut H1-D1 est isolé. TH1 = TH2 TD1 = TD2 TH = TD + ΔT

Figure 43 : Sélectivités chronométrique + directionnelle

5.2.8.5. Sélectivités logique + directionnelle Ce principe est utilisé pour le couplage de deux jeux de barres et pour les boucles fermées. L’exemple (la figure) montre que l’orientation des ordres d’attente logique est dépendante du sens d’écoulement du courant. Défaut côté D2 : ouverture en D2 et B, D1 est bloqué par B (AL : attente logique). Défaut côté D1 : ouverture en D1 et B, D2 est bloqué par B (AL : attente logique).


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Figure 44 : Sélectivités logique + directionnelle

5.2.8.6. Sélectivités différentielle + chronométrique L’exemple (la figure) montre que l’on définit à la fois : une protection différentielle instantanée une protection de courant de phase ou de terre en A en secours de la protection différentielle une protection de courant en B pour protéger la zone située en aval une sélectivité chronométrique entre les protections en A et B, avec TA = TB + ΔT. Figure 45 : Sélectivités différentielle + chronométrique De la sorte, on assure un secours de la protection différentielle, mais des transformateurs de courant à deux enroulements sont parfois nécessaires. Remarque : la sélectivité chronométrique peut être remplacée par la sélectivité logique. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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5.2.9. Sélectivité naturelle avec les disjoncteurs Le schéma de ce paragraphe représente une association en cascade de 2 disjoncteurs (source MG). La combinaison des protections de concilier les sélectivités suivantes : sélectivité ampère métrique sélectivité chronométrique sélectivité énergétique. Et en associant type de protection et type de sélectivité Protection contre les surcharges : sélectivité ampèremétrique La protection est sélective si le rapport entre les seuils de réglage est supérieur à 1,6 (dans le cas de deux disjoncteurs de distribution). Protection contre les faibles courts-circuits : sélectivité chronométrique Le déclenchement de l’appareil amont est légèrement temporisé ; celui de l’appareil aval est plus rapide. La protection est sélective si le rapport entre les seuils de protection contre les courts-circuits est supérieur ou égal à 1,5. Protection contre les courts-circuits élevés : sélectivité énergétique Ce principe associe le pouvoir de limitation (pouvoir de coupure) des disjoncteurs Compact (pour Merlin Gérin) et le déclenchement réflexe, sollicité par l’énergie d’arc dissipée par le court-circuit dans l’appareil. Lorsqu’un court-circuit est élevé, s’il est vu par deux appareils, l’appareil en aval le limite très fortement. L’énergie dissipée dans l’appareil amont est insuffisante pour provoquer son déclenchement, il y a sélectivité quelle que soit la valeur du court-circuit. La protection est sélective si le rapport entre les calibres des disjoncteurs est supérieur à 2,5.


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Figure 46 : Association des courbes de déclenchement de 2 disjoncteurs pour vérification de la sélectivité


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5.3. SELECTIVITE – APPLICATION BT Procurez-vous les courbes de déclenchement des disjoncteurs depuis les manuels fabricants et les études de sélectivité faites par le projet (ça existe quelque part, le projet ne peut pas faire autrement), et ce pour les distributions BT depuis le ou les transformateurs de distribution. Et vous devrez obtenir quelque chose comme les dessins ci-après

x

t Ith4

Q1

Ith1 Ith3 Ith2

x Q2

x

Q3

x

Q4

td4

td2 td3 In4

td1 td0

Im4 Im3 Im2 Im1 In3 In2

i

In1

Figure 47 : Exemple de sélectivité à 4 niveaux avec disjoncteurs BT In1 à In4 = intensités nominales des circuits à protéger Ith1 à Ith4 = Intensité de réglage des thermiques à chaque niveau Im1 à Im4 = intensités de réglage des déclencheurs magnétiques à chaque niveau (je préfère dire « magnétique » que « protection pour court-circuit ») td0 à td4 = temps de réglage pour attente de déclenchement des protections magnétiques Note : td0 = temps « naturel » de déclenchement du disjoncteur sans aucun délai = temps de réponse du disjoncteur = temps pour lequel il doit tenir le courant de court-circuit à son niveau. Ici td4 = td0 = 0, pas de délai au niveau 4 = déclenchement « instantané » Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Les courbes des constructeurs montrent une plage de déclenchement, principalement pour la protection thermique, et suivant les constructeurs (quoique maintenant, ce soit pratiquement identique entre fabricants) et il faut tenir compte d’une sélectivité « effective » qui évite le chevauchement des courbes entre les différents niveaux et les entre les limites mini et maxi des déclenchements. Il peut arriver que votre site soit équipé d’une manière « économique », avec un seul déclencheur fixe et sans délai de réglage à chaque niveau comme dans le dessin « non sélectivité ». Ce type de configuration existe sur (certains) sites Total, tout défaut type court-circuit au niveau 4 entraîne des déclenchements « intempestifs ». Et en principe, c’est le niveau 1 qui déclenche car c’est là qu’est le déclencheur magnétique le plus sensible et le plus rapide, bonjour les arrêts d’unité !…. Une seule solution, faire modifier les déclencheurs en les équipant avec du matériel « approprié ».

x

t Ith4

Q1

Ith1 Ith3 Ith2 Exemple de

x

non sélectivité….

Q2

x

Q3

x

Q4

td4

td0

td3 td2 td1 Im4 Im3 Im2 Im1 In4

In3 In2

i

In1

Figure 48 : Exemple de non sélectivité à 4 niveaux avec disjoncteurs BT Mais il existe également des distributions électriques bien protégées avec des possibilités de réglage à chaque niveau procurant ainsi une bonne sélectivité avec des déclenchements « intelligents » en cas de défaut.


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Une bonne étude de sélectivité, doit avoir des possibilités de réglage des déclencheurs magnétiques en temps et en seuil (plusieurs seuils de réglage d’intensité) pour les disjoncteurs au dessus du premier niveau. Dans notre exemple pour les niveaux 1, 2 et 3 Le dessin montrant une « bonne sélectivité » propose 3 seuils de réglage du magnétique au niveau1 (il peut y en avoir jusque 6 pour les « masterpacts » Siemens). Dans cet exemple, ls déclencheurs Im1-3 et Im1-4 viennent en support des déclencheurs Im-3 et Im-4 en palliant à un non fonctionnement de ceux-ci

x

t Ith4

Q1

Ith1 Ith3 Ith2 Exemple de sélectivité avec « support » amont

x Q2

Im1-4 Im1-3

Td1-4

Td1-3

x

Q3

x

Q4

td4

td2 td3 In4

td1 Im4 Im3 Im2 Im1

td0

In3 In2 In1

Figure 49 : Exemple de bonne sélectivité à 4 niveaux avec disjoncteurs BT Note : les dessins ci-dessus sont pour une explication théorique et présentent des courbes « utopiques » avec des décalages élargis pour la compréhension. Si vous faites une application directe, procurez-vous du papier à échelle logarithmique et représenter les courbes « complètes » de chaque déclencheur, avec les valeurs mini et maxi en coloriant chaque « espace » de déclenchement ; les couleurs ne doivent pas se chevaucher. Les fabricants proposent également des « tableaux de sélectivité » montrant les filiations à respecter suivant les calibres et modèles de disjoncteurs Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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i


5.4. SELECTIVITE DES DDR DDR pour Dispositifs Différentiel Résiduel (RCD en anglais : Residual Courant Detector) A ne pas confondre avec la protection différentielle vue précédemment Nous ne revenons pas ici sur la technologie, les principes d’installation (DDR séparé, ou associé avec l’organe de coupure) des systèmes de protection DDR, vu dans le cours SE110, mais seulement sur l’installation « en cascade) de ces systèmes. Tout comme pour les protections de courant, en cas d’apparition de défaut, le DDR aval concerné doit faire fonctionner « son » système de déclenchement ; l’action de déclenchement par une protection amont pour le même défaut démontrerait une « non sélectivité ». Le but de la sélectivité et de la coordination des protections DDR est de faire en sorte que seul le départ concerné par un défaut soit mis hors tension par le fonctionnement de sa protection.

5.4.1. Sélectivité « verticale » Ce type de sélectivité est celui qui concerne le fonctionnement de deux protections placées en série sur un circuit (figure sélectivité verticale). Figure 50 : Sélectivité verticale des DDR Compte tenu des tolérances sur les seuils et les temps de déclenchement des DDR, la sélectivité doit être ampèremétrique et chronométrique : Ampèremétrique, car selon les normes, un DDR doit fonctionner pour un courant de défaut compris entre IΔn / 2 et IΔn. En pratique, un rapport 3 est requis entre les seuils de deux DDR pour éviter un déclenchement simultané des 2 appareils : IΔn (amont) > 3 IΔn (aval), Chronométrique, dans le cas où le courant de défaut franchit brusquement les deux seuils de déclenchement. En effet, il faut tenir compte du temps de réaction, même minime, de tout mécanisme, auquel il faut parfois ajouter une temporisation ou un retard volontaire. La double condition de non déclenchement de Da pour un défaut en aval de Db est donc : IΔn (Da) > 3 IΔn (Db) et tr (Da) > tr (Db) + tc (Db) ou tr (Da) > tf (Db) Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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tr = retard au déclenchement = temps de non fonctionnement, tc = temps séparant l’instant où l’ordre de coupure a été donné par le relais de mesure de celui de la coupure (temps d’arc compris), tf = temps de fonctionnement, de la détection du défaut à l’interruption totale du courant de défaut ; tf = tr + tc.

Figure 51 : La temporisation d’un DDR (a) amont doit tenir compte du temps de retard et du temps de coupure du DDR (b) aval. Les relais électroniques peuvent présenter un phénomène de « mémorisation » du défaut par leur circuit détecteur de seuil. Il faut alors tenir compte d’un « temps de mémoire », assimilable à un allongement virtuel du temps de passage du courant, pour qu’ils ne déclenchent pas, même après l’ouverture de l’appareil aval. Nota Une attention particulière doit être apportée dans la mise en œuvre de la sélectivité lorsqu’il faut panacher des disjoncteurs différentiels et des relais différentiels (voir figure « deux exemples… »). En effet : le disjoncteur différentiel est défini en temps de retard -tr-, le relais différentiel est défini en temps de fonctionnement propre ou temporisé (correspondant au temps qui s’écoule entre l’apparition du défaut et la transmission de l’ordre d’ouverture à l’organe de coupure), auquel il faut ajouter le temps de réaction de l’organe de coupure. Il faut alors calculer les temps tf et tr successifs (à 2 IΔn, niveau de courant conventionnel pour le test de nonfonctionnement des DDR temporisés), pour chaque DDR, en remontant de la distribution terminale vers l’origine de l’installation.


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Figure 52 : Deux exemples de sélectivité chronométrique, associant un disjoncteur différentiel de type Vigicompact et un relais Vigirex (Merlin Gerin).

5.4.2. Sélectivité « horizontale » Parfois appelée « sélection des circuits », prévue par la norme NF C 15-100 § 535.4.2, elle permet l’économie en tête d’installation d’un dispositif différentiel placé dans une armoire lorsque tous les départs de cette armoire sont protégés par des disjoncteurs différentiels (principe utilisé dans la distribution des TGBT sur sites Total). Seul le départ en défaut est mis hors tension, les dispositifs différentiels placés sur les autres départs (parallèles au départ défectueux) ne voient pas le courant de défaut (voir figure). Figure 53 : Exemple d’une sélectivité horizontale. Les dispositifs différentiels peuvent être alors à tr identiques.


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Figure 54 : En présence d’un défaut en schéma IT, Da peut ouvrir à la place de Db. Dans la pratique, la sélectivité horizontale peut être prise en défaut. Ainsi il a été observé des déclenchements indésirables appelés « déclenchements par sympathie » notamment en schéma IT, sur des réseaux comportant des départs de grande longueur (capacités parasites des câbles) ou des filtres capacitifs (ordinateur, dispositifs électroniques…). Le déclenchement peut survenir sur un départ sain, comme illustré sur la figure « en présence d’un défaut en schéma IT… ».

5.4.3. Parafoudres Selon les obligations locales des Distributeurs d’énergie, les DDR sont raccordés en amont ou en aval des parafoudres. Si le DDR est placé en amont du parafoudre, il se trouve sur le chemin d’écoulement du courant généré par la foudre et il y a risque de déclenchement. Figure 55 : DDR et parafoudre Un DDR à immunité renforcée ou temporisé (du type ‘S’) est recommandé s’il est installé en amont (en A). Si le DDR est placé en aval du parafoudre (en B), l’utilisation d’un DDR standard est possible


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6. DISTRIBUTION ET PROTECTION DES RESEAUX 6.1. LES BOUCLES HT 6.1.1. Architecture des réseaux électriques L’ensemble des constituants d’un réseau électrique peut être agencé selon différentes structures, dont la complexité détermine la disponibilité de l’énergie électrique et le coût d’investissement. Le choix de l’architecture sera donc fait pour chaque application sur le critère de l’optimum technico-économique. On distingue essentiellement les types suivants : les réseaux à architecture radiale en simple antenne en double antenne en double dérivation en double alimentation avec double jeu de barres les réseaux bouclés en boucle ouverte en boucle fermée les réseaux incluant une production interne d’énergie avec groupes de production locale avec groupes de remplacement. Le tableau ci-dessous résume les caractéristiques principales de ces structures et leur comparaison. Différents exemples de ces architectures sont illustrés dans la suite. Sur les sites Total, l’on trouvera (pratiquement) tous ces types de réseaux ; il y a (pratiquement) toujours une génération interne. La distribution interne peut être soit complètement autonome et indépendante, soit interconnecté avec le réseau public. Dans certaines petites unités, l’on pourra trouver d’ailleurs le réseau public uniquement en temps que source principale mais toujours avec un groupe de secours. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Architecture

Utilisation

Avantages

Inconvénients

Radiale Faible disponibilité d’alimentation

Simple antenne

Procès non exigeant en continuité d’alimentation

Structure la plus simple, facile à protéger

Ex : cimenterie

Cout minimal

Bonne continuité d’alimentation Double antenne

Procès continu : sidérurgie, pétrole

Réseaux étendus Double dérivation

Extensions futures limitées

Maintenance possible du jeu de barres du tableau principal Bonne continuité d’alimentation Simplicité des protections

Temps de coupure sur défaut éventuellement long Un seul défaut entraîne la coupure de l’alimentation d’antenne en aval du défaut

Solution coûteuse Fonctionnement partiel du jeu de barres en cas de maintenance

Nécessité de fonctions d’automatisme

Bonne continuité d’alimentation Procès à grande continuité de service Double jeu de barres

Procès avec fortes variations des charges

Souplesse d’utilisation : transferts sans coupure

Solution coûteuse Nécessité de fonctions d’automatisme

Souplesse de maintenance


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Architecture

Utilisation

Avantages

Inconvénients

En boucle Réseaux très étendus

Boucle ouverte

Extensions futures importantes Charges : concentrées sur différentes zones d’un site

Moins coûteux que la boucle fermée Simplicité des protections

Coupure d’alimentation d’un tronçon sur défaut pendant reconfiguration de boucle Nécessité de fonctions d’automatisme

Réseaux à grande continuité de service

Boucle fermée

Réseaux très étendus Charges : concentrées sur différentes zones d’un site

Bonne continuité d’alimentation Pas de nécessité de fonctions d’automatisme

Solution coûteuse Complexité du système de protection

Avec production interne d’énergie

Production locale

Remplacement (normal / secours)

Sites industriels à procès auto producteur d’énergie

Sites industriels et tertiaires (hôpitaux)

Bonne continuité d’alimentation Coût de l’énergie : suivant les cas Bonne continuité d’alimentation des départs prioritaires

Solution coûteuse : coût des générateurs

Nécessité de fonctions d’automatisme

Tableau 20 : Avantages, inconvénients des différents types de réseaux de distribution HT


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Figure 56 : Boucles HT avec production interne d’énergie

Figure 57 : Boucles HT en architecture radiale


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Figure 58 : Boucles HT architecture en boucle

6.1.2. Reprise d’alimentation – Normal / Secours Les schémas qui suivent illustrent deux cas de reprises d’alimentation en HTA. Tous ces schémas sont réalisables avec les cellules HT équipées des relayages appropriés La signification des matrices booléennes de fonctionnement est : U1, U2 : présence de tension sur les arrivées (1 = tension, 0 = absence de tension) I1, I2 : état de l’interrupteur (1 = fermé, 0 = ouvert)

6.1.2.1. Reprise sans délestage Caractéristiques : Ce schéma est le plus dépouillé. Il présente l’inconvénient de priver d’alimentation l’ensemble des récepteurs en cas d’incident ou d’entretien sur le jeu de barres.


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Figure 59 : Reprise de circuit sans délestage

6.1.2.2. Reprise avec délestage

Figure 60 : Reprise de circuit avec délestage Ce schéma permet de palier les inconvénients du schéma précédent, en maintenant une alimentation sur une partie du jeu de barres. C’est le type de schéma Normal / Secours que l’on trouve sur les sites Total pour la distribution BT. Bien que le schéma soit une application HT, le principe est identique en BT


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6.1.3. Verrouillages d’exploitation L’opérateur, l’électricien doit pouvoir faire certaines interventions sur le matériel sans risque pour le personnel. Il peut être amené à manœuvrer de l’extérieur, venir changer les fusibles ou intervenir sur le transformateur. Plusieurs types de verrouillage normalisés sont proposés par les fabricants de cellules HT (et transformateurs HT/HT ou HT/BT), libre à l’utilisateur de faire son choix ou de créer son propre système de verrouillage avec serrure, cadenas, et surtout une procédure de manœuvre.

6.1.3.1. Verrouillage HT et BT d’un transformateur But du verrouillage Interdire la fermeture du sectionneur de mise à la terre et l’accès aux fusibles éventuels de l’unité de protection en cellule HT tant que le disjoncteur général BT n’est pas verrouillé "ouvert" ou "débroché" (voir schéma 1). Interdire l’accès au transformateur, tant que le sectionneur de mise à la terre n’est pas verrouillé "fermé" (voir schéma 2). Interdire la fermeture du sectionneur de mise à la terre et l’accès aux fusibles éventuels de l’unité de protection tant que le disjoncteur général BT n’est pas verrouillé "ouvert" ou "débroché" (voir schéma 3). Interdire l’accès au transformateur si le sectionneur de mise à la terre n’a pas été au préalable "fermé" Principaux exemples de schémas de verrouillage Commentez ces 3 différents schémas en expliquant le principe des clés absentes, clés libres et clés prisonnières


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Figure 61 : Les différents systèmes de verrouillage pour transformateur HT/BT

6.1.3.2. Séquence de verrouillage transformateur Le transformateur est équipé de prises embrocha blés qui ne peuvent être enlevées qu’après récupération d’une clé ‘S’ qui se trouve à l’intérieur de la cellule de protection HT qui elle ne pourra être ouverte qu’après la procédure de mise hors service et mise à la terre côté HT du transformateur.


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Conditions initiales Le transformateur est en service Les disjoncteurs HT et BT sont fermés Le sectionneur de mise à la terre HT est ouvert et verrouillé dans cette position par la serrure ‘o’, la clé ‘o’ n’étant pas disponible au niveau de ce disjoncteur HT La clé ‘o’ est prisonnière sur le disjoncteur BT et ne peut être enlevée tant que ce disjoncteur BT est enclenché (fermé). Figure 62 : Conditions initiales disjoncteurs HT et BT fermés Étape 1 Ouverture du disjoncteur BT Verrouillage de ce disjoncteur BT avec la serrure ‘o’ La clé ‘o’ devient disponible et peut être enlevée Étape 2 Ouverture du disjoncteur HT Vérification de non présence tension en aval, les voyants (obligatoires) étant éteints Étape 3 Déverrouillage du sectionneur de mise à la terre avec la clé ‘o’ Fermeture du sectionneur de mise à la terre La clé ‘o’ devient prisonnière dans la serrure ‘o’ de la cellule HT


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Étape 4 La porte de la cellule HT peut dorénavant être ouverte (accès aux fusibles HT) La serrure et la clé ‘S’ sont situées à l’intérieur de la cellule HT (impossible d’y accéder tant que le sectionneur de mise à la terre est ouvert Figure 63 : Fin étape 4- la clé ‘S’ peut être enlevée On tourne la clé ‘S’ pour verrouiller le disjoncteur HT en position fermée La clé ‘S’ peut être enlevée Étape 5 Les têtes de câbles du transformateur sont bloquées par un dispositif mécanique et verrouillé par une serrure ‘S’ La clé ‘S’autorise le déverrouillage de ces têtes de câbles Le dispositif mécanique de blocage peut être enlevé La clé ‘S’ reste prisonnière dans la serrure ‘S’ tant que le système mécanique est enlevé Figure 64 : Fin de mise hors service, le transformateur est accessible Résultat de cette procédure Le disjoncteur (interrupteur) HT est verrouillé ouvert par la serrure ‘S’, la clé ‘S’est bloquée dans la serrure ‘S’ sur le dispositif de blocage des têtes de câbles du transfo et ce tant que les bornes Ht sont exposées Le sectionneur de mise à la terre est en position fermée mais peut être manœuvré. Généralement, pour les travaux de maintenance, l’électricien rajoutera un cadenas consignant cet interrupteur de mise à la terre en position fermée (procédure de consigne pour travaux électriques) Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Le disjoncteur BT est verrouillé ouvert par la serrure ‘o’. La clé ‘o’ est prisonnière dans la serrure du sectionneur de mise à la terre en position fermée Etape 6 Remise en service Les étapes sont reprises « à l’envers » Attention : ce style de procédure doit être écrit de manière simple mais détaillée (dans les 2 sens, mise en service et mise hors service) et être disponible en permanence dans le local HT/BT concerné. Il doit même être gravé ou écrit de façon indélébile sur feuille plastique ou métallique fixée sur le panneau avant de la cellule HT. Si le transformateur est éloigné, une autre feuille (de consignes) doit être placée sur ou à proximité immédiate du transfo. Si votre site est équipé de boucles HT, il existe obligatoirement des procédures de mise en et hors service soit de parties de boucle, soit d’un poste intermédiaire, avec descriptif des séquences de verrouillage/déverrouillage. Obtenez ces procédures et commentezles… Et attention, s’il existe plusieurs procédures avec plusieurs postes, aucune clé ne doit être commune entre les différentes procédures, elles doivent toutes être différentes. Vous comprendrez aisément qu’il s’agit d’une question de sécurité J’ai connu sur un site, un superviseur électricien qui voulait faire une clé passe-partout allant sur toutes les serrures des verrouillages HT/BT en changeant le type de serrure si nécessaire……. C’est le même électricien qui avait commandé un jeu d’une centaine de cadenas, tous identiques (avec la même clé) pour ne plus être embêté avec les procédures d’isolation, il n’admettait pas que chaque permis de travail électrique (associé au permis de travail général) nécessitait un cadenas spécifique avec une clé spécifique…


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6.2. PROTECTION DES RESEAUX Les dispositifs de protection surveillent en permanence l’état électrique des éléments d’un réseau et provoquent leur mise hors tension (par exemple l’ouverture d’un disjoncteur), lorsque ces éléments sont le siège d’une perturbation indésirable : court-circuit, défaut d’isolement… L’association de ces dispositifs constitue le système de protection ; il dépend de la structure du réseau, de son régime de neutre et des matériels installés.

6.2.1. Présentation générale des protections 6.2.1.1. Rôle des protections Les buts visés par les dispositifs de protection sont multiples : participer à la protection des personnes contre les dangers électriques éviter les détériorations des matériels (un court-circuit triphasé sur un jeu de barres HTA peut faire fondre jusqu’à 50 kg de cuivre en 1 seconde ; la température de l’arc peut dépasser en son centre 10 000 °C) imiter les contraintes thermiques, diélectriques et mécaniques auxquelles sont soumis ces matériels préserver la stabilité et la disponibilité de l’énergie du réseau protéger les installations voisines (par exemple, réduire les tensions induites par un défaut dans les circuits proches). Pour atteindre ces objectifs le système de protection d’un réseau associant ces dispositifs doit avoir des qualités de rapidité, de fiabilité et permettre la sélectivité (voir chapitre « sélectivité)) Cependant, il faut être conscient des limites des protections : elles ne peuvent pas empêcher les perturbations, mais seulement limiter leurs effets et leur durée. De plus, leur choix est souvent un compromis technico-économique qui dépend, au-delà des impositions réglementaires, du niveau de sécurité et de disponibilité de l’alimentation en énergie électrique souhaité.


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6.2.1.2. Technologie Après les premières protections qui étaient électromécaniques, deux technologies sont actuellement disponibles : protections analogiques, qui sont limitées à des utilisations pour lesquelles : o le nombre de fonctions à réaliser en un point est réduit (environ 3 max.) o les mesures effectuées ne sont utilisées que par les protections protections numériques exemple des relais multifonctions (exemple : Sepam de Merlin Gérin) qui offrent, dans un volume plus réduit des possibilités plus larges, notamment de communication via les réseaux numériques leur permettant de s’intégrer dans des systèmes de supervision des installations. (Voir cours EXP-MESE110)

6.2.2. Étude des protections d’un réseau Une protection se compose d’une chaîne constituée des éléments suivants : capteur de mesure - courant et/ou tension - fournissant les informations de mesure nécessaires à la détection des défauts, relais de protection, chargé de la surveillance permanente de l’état électrique du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuses, et leur commande par le circuit de déclenchement, organe de coupure dans sa fonction d’élimination de défaut : disjoncteur, interrupteur -fusible, contacteur -fusible Figure 65 : Étude des protections d’un réseau


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6.2.2.1. Définition du système de protection (plan de protection) (Voir également chapitre 2) La première étape de l’étude du système de protection d’un réseau consiste à définir les fonctions de protection nécessaires et la structure globale de l’ensemble, de façon cohérente et adaptée au réseau. Cette étape, appelée plan de protection définit les dispositifs de protection contre les principaux défauts pouvant affecter les réseaux et les machines : courts-circuits, entre phases et phase -terre surcharges défauts propres aux machines tournantes. Le choix est fait dans la liste codifiée des fonctions disponibles (tableau récapitulatif des fonctions et codifications ANSI, dans la suite de ce paragraphe et vu également dans le cours SE110). Le plan de protection doit prendre en compte les éléments suivants : architecture, taille et différents modes d’exploitation du réseau schémas de liaison à la terre (régime de neutre). Cours EXP-MN-SE070 caractéristiques des sources de courant et contributions en cas de défaut types de charges besoin de disponibilité d’énergie électrique des diverses zones d’installation.

6.2.2.2. Détermination des réglages des protections (sélectivité) Ensuite, il faut définir le réglage de chaque fonction de protection pour permettre les performances optimales dans l’exploitation du réseau et pour tous les modes de fonctionnement. Les valeurs de réglages adaptées sont issues de calculs complets basés sur les caractéristiques détaillées des éléments de l’installation. Ce type d’étude s’effectue maintenant couramment à l’aide d’outils logiciels spécialisés ; ils permettent d’expliquer le comportement du réseau sur anomalie et donnent les valeurs de réglage pour chaque fonction de protection. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Les divers modes de sélectivité sont présentés au chapitre 5 de ce cours. Les principales fonctions de protection sont indiquées dans le tableau « récapitulatif des codes ANSI », en précisant leur code selon la norme ANSI C37.2 ainsi qu’une brève définition ; le classement est fait selon l’ordre numérique. Code ANSI

Libellé de la fonction

Définition

12

Survitesse

Détection de survitesse des machines tournantes

14

Sous -vitesse

Détection de sous -vitesse des machines tournantes

21

Protection de distance

Détection de mesure d’impédance

21B

Minimum d’impédance

Protection de secours des générateurs contre les courtscircuits entre phases

24

Contrôle de flux

Contrôle de surfluxage

25

Contrôle de synchronisme

Contrôle d’autorisation de couplage de deux parties de réseau

26

Thermostat

Protection contre les surcharges

27

Minimum de tension

Protection pour contrôle d’une baisse de tension

Minimum de tension résiduelle harmonique 3 Maximum de puissance active directionnelle Maximum de puissance réactive directionnelle

Protection des moteurs contre un fonctionnement à tension insuffisante Contrôle de disparition de la tension entretenue par les machines tournantes après déconnexion de l’alimentation Détection de défaut d’isolement à la terre d’enroulements statoriques (neutre impédant) Protection de contrôle de transfert maximal de puissance active Protection de contrôle de transfert maximal de puissance réactive

Minimum de courant phase

Protection triphasée contre les minima de courant

Minimum de puissance active directionnelle Minimum de puissance réactive directionnelle Surveillance de température de paliers

Protection de contrôle de transfert minimal de puissance active Protection de contrôle de transfert minimal de puissance réactive Protection contre les échauffements anormaux des paliers des machines tournantes Protection des machines synchrones contre défaut ou perte d’excitation Protection contre les déséquilibres des courants des phases

27D

Minimum de tension directe

27R

Minimum de tension rémanente

27TN 32P 32Q 37 37P 37Q 38 40

Perte d’excitation

46

Maximum de composante inverse


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Code ANSI 47 48 51LR 49 49T 50

Libellé de la fonction Maximum de tension inverse Démarrage trop long et blocage rotor Image thermique Sonde de température Maximum de courant phase instantanée

50BF

Défaillance disjoncteur

50N ou 50G

Maximum de courant terre instantanée

50V 50/27 51

Maximum de courant phase à retenue de tension instantanée Mise sous tension accidentelle générateur Maximum de courant phase temporisée

51N ou 51G

Maximum de courant terre temporisée

51V

Maximum de courant phase à retenue de tension temporisée

59

Maximum de tension

59N

Maximum de tension résiduelle

63 64REF 64G 66 67 67N/67 NC

Pression Différentielle de terre restreinte 100 % stator générateur Limitation du nombre de démarrages Maximum de courant phase directionnelle Maximum de courant terre directionnelle


Définition Protection de tension inverse et détection du sens de rotation inverse de machine tournante Protection des moteurs contre le démarrage en surcharge ou sous tension réduite, et pour charge pouvant se bloquer Protection contre les surcharges Protection contre les échauffements anormaux des enroulements des machines Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases Protection de contrôle de la non -ouverture du disjoncteur après ordre de déclenchement Protection contre les défauts à la terre : 50N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3 TC 50G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore) Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases, à seuil dépendant de la tension Détection de mise sous tension accidentelle de générateur Protection triphasée contre les surcharges et les courtscircuits entre phases Protection contre les défauts à la terre : 51N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3 TC 51G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore) Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases, à seuil dépendant de la tension Protection de contrôle d’une tension trop élevée ou suffisante Protection de détection de défaut d’isolement Détection de défaut interne transformateur (gaz, pression) Protection contre les défauts à la terre d’enroulements triphasés couplés en étoile avec neutre relié à la terre Détection de défauts d’isolement à la terre des enroulements statoriques (réseau à neutre impédant) Protection contrôlant le nombre de démarrages des moteurs Protection triphasée contre les courts-circuits selon le sens d’écoulement du courant Protection contre les défauts à la terre selon le sens d’écoulement du courant (NC : Neutre Compensé)

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Code ANSI 78 78PS 79

Libellé de la fonction

Définition

Saut de vecteur

Protection de découplage à saut de vecteur

Perte de synchronisme (pole slip)

Détection de perte de synchronisme des machines synchrones en réseau Automatisme de refermeture de disjoncteur après déclenchement sur défaut fugitif de ligne

Réenclencher

81H

Maximum de fréquence

Protection contre une fréquence anormalement élevée

81L

Minimum de fréquence

Protection contre une fréquence anormalement basse

81R

Dérivée de fréquence (rocof)

87B

Différentielle jeu de barres

87G

Différentielle générateur

87L

Différentielle ligne

87M

Différentielle moteur

87T

Différentielle transformateur

Protection de découplage rapide entre deux parties de réseau Protection triphasée contre les défauts internes de jeu de barres Protection triphasée contre les défauts internes d’alternateurs Protection triphasée contre les défauts internes de ligne Protection triphasée contre les défauts internes de moteur Protection triphasée contre les défauts internes de transformateur

Tableau 21 : Récapitulatif des codes ANSI


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6.3. CARACTERISTIQUES DES PROTECTIONS DE RESEAUX Les relais de protection qui surveillent en permanence les grandeurs électriques du réseau, comportent des associations de fonctions élémentaires, dont la combinaison est adaptée aux éléments de réseau surveillés.

6.3.1. Relais de protections Le relais de protection est l’élément central de la chaîne de protection. Figure 66: Principe de fonctionnement d’un relais (exemple relais à maximum de courant ANSI 51) Un relais de protection comprend (voir figure) : l’entrée analogique de mesure de la grandeur surveillée, issue du capteur le résultat logique du traitement de la mesure (noté S) la sortie logique instantanée de la fonction de protection, à usage de signalisation par exemple (noté Si) la sortie logique temporisée de la fonction de protection, à usage d’action de commande de déclenchement par exemple du disjoncteur (noté St). Le mode de travail d’une fonction de protection par relais fait intervenir des temps caractéristiques définis par la norme CEI 60255-3.

6.3.2. Réglages Certaines caractéristiques des fonctions de protection sont réglables par l’utilisateur. Principalement les suivantes : Seuil de déclenchement Il fixe la limite de la grandeur surveillée déterminant l’action de la protection. Temps de déclenchement Il fixe le type et la durée de la temporisation du relais avant déclenchement. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Temporisation à temps indépendant, ou temps constant (DT : Definite Time) Dans l’exemple (figure) d’un relais de courant, le temps de déclenchement de la protection est constant (réglage de la temporisation T) au delà du seuil de courant Is.

Figure 67 : Principe du déclenchement à temps indépendant ou constant (DT) Temporisation à temps dépendant (IDMT: Inverse Definite Minimum Time) Dans l’exemple (figure) d’un relais de courant le temps de déclenchement de la protection est d’autant plus court que le courant est élevé, au-delà du seuil de courant Is.

Figure 68 : Principe du déclenchement à temps dépendant (IDMT)


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Plusieurs types de courbes existent, déterminées par des équations et définies selon les différents organismes de normalisation : exemple la CEI définit (voir figure) :

Figure 69 : Courbes CEI de déclenchement à temps indépendant temps inverse (SIT, Standard Inverse Time) temps très inverse (VIT, Very Inverse Time) temps extrêmement inverse (EIT, Extremely Inverse Time).

6.3.3. Autres caractéristiques de réglages Temps de maintien : Temps de retour réglable. Retenue : Blocage du déclenchement en fonction du taux d’harmonique 2. Constantes de temps : Exemple image thermique ANSI 49RMS. Angle caractéristique : Exemple : directionnelle de courant ANSI 67.


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6.4. RESEAU A UNE ARRIVEE 6.4.1. Défauts entre phases L’arrivée et les départs (voir figure) sont équipés de protections à maximum de courant phase (ANSI 51). Figure 70 : Protection sur défaut entre phases La sélectivité entre la protection de l’arrivée A et les protections des départs D est de type chronométrique.

⇒ Voir liste des fonctions de protection ANSI (tableau récapitulatif au paragraphe précédent) et types de sélectivité (chapitre 5) La protection au niveau D détecte le défaut 1 sur le départ, et déclenche le disjoncteur D avec un retard TD. La protection au niveau A, détecte les défauts 2 sur le jeu de barres, et déclenche avec un retard TA. Elle agit également en secours, en cas de défaillance de la protection D. On choisit : IsA ≥ IsD et TA ≥ TD + ΔT ΔT : intervalle de sélectivité (en général 0,3 s). La protection en D doit être sélective avec les protections situées en aval : si la temporisation demandée à la protection A est trop importante, il faut alors utiliser une sélectivité logique ou mixte (logique + chronométrique).

6.4.2. Défauts phase –terre 6.4.2.1. Neutre à la terre par résistance au niveau du transformateur Les départs, l’arrivée, ainsi que la connexion de mise à la terre du neutre, sont chacun équipés d’une protection à maximum de courant terre (ANSI 51G). La sélectivité entre les différentes protections est de type chronométrique. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Ces protections sont nécessairement différentes des protections contre les défauts phases car les ordres de grandeur des courants de défauts sont différents. Les protections des départs sont réglées sélectivement par rapport à la protection de l’arrivée, elle-même réglée sélectivement par rapport à la protection équipant la connexion de mise à la terre (respect des intervalles de sélectivité). Le courant de défaut se referme par les capacités des départs sains et la résistance de mise à la terre. Les capteurs des départs sains détectent tous un courant capacitif.

Figure 71 : Protection sur défaut phase-terre (neutre résistif transformateur) Pour éviter les déclenchements intempestifs, la protection de chaque départ est réglée à un seuil supérieur au courant capacitif propre du départ : défaut en 3 : le disjoncteur D1 s’ouvre sur action de la protection qui lui est associée défaut en 4 : le disjoncteur A s’ouvre sur action de la protection de l’arrivée Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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défaut en 5 : la protection située sur la connexion de mise à la terre du neutre provoque l’ouverture du disjoncteur H au primaire du transformateur. La protection en D doit être sélective avec les protections situées en aval : si la temporisation demandée à la protection A est trop importante, il faut alors utiliser la sélectivité logique. La protection en H de la mise à la terre du neutre agit en secours sur défaillance de la protection en A de l’arrivée. La protection en A de l’arrivée agit en secours sur défaillance d’une protection d’un départ en D.

6.4.2.2. Neutre à la terre par résistance au niveau du jeu de barres La mise à la terre par résistance est réalisée par un générateur homopolaire. Les départs, l’arrivée, et le générateur homopolaire, sont chacun équipés d’une protection à maximum de courant terre (ANSI 51G). La sélectivité entre les différentes protections est de type chronométrique. Figure 72 : Protection sur défaut phase -terre (neutre résistif sur jeu de barres) Les protections des départs et celle de l’arrivée sont réglées sélectivement par rapport à la protection équipant l’impédance de mise à la terre. De même que dans le cas précédent, la protection de chaque départ est réglée à un seuil supérieur au courant capacitif propre au départ. En cas de défaut sur un départ 1, seul le disjoncteur du départ D1 s’ouvre. En cas de défaut sur le jeu de barres 2, seule la protection équipant la connexion de mise à la terre détecte le défaut. Elle ouvre le disjoncteur A. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Enfin, en cas de défaut au secondaire du transformateur 3, la protection de l’arrivée détecte le défaut. Elle ouvre le disjoncteur H. Nota : lorsque le disjoncteur A est ouvert, le secondaire du transformateur est à neutre isolé. Il peut être nécessaire de le protéger par une mesure du déplacement point neutre (ANSI 59N). La protection sur le générateur homopolaire agit en secours sur défaillance de la protection en A de l’arrivée, ou d’une protection d’un départ en D. Si la condition IsD > 1,3 Ic ne peut être vérifiée pour un départ, une protection à maximum de courant terre directionnelle permettra de discriminer un courant de défaut d’un courant capacitif.

6.4.2.3. Neutre à la terre par réactance On procède comme pour les systèmes de mise à la terre par résistance au niveau du transformateur ou au niveau du jeu de barres.

6.4.2.4. Neutre isolé Un défaut, quelle que soit sa localisation, provoque un courant qui se referme par les capacités des départs sains. Dans le cas général des réseaux industriels, ce courant est faible (quelques ampères) ; il permet de continuer l’exploitation, tout en cherchant à localiser le défaut. Figure 73 : Protection sur défaut phase-terre (neutre isolé) La sélectivité entre les différentes protections est de type chronométrique. Le défaut est détecté par un contrôleur permanent d’isolement ou une protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Dans le cas où le courant capacitif total du réseau est important (une dizaine d’ampères), il y a lieu de prendre des dispositions supplémentaires pour éliminer rapidement le défaut. Pour déclencher sélectivement le départ en défaut, on peut utiliser une protection directionnelle de terre.

6.4.2.5. Neutre direct à la terre On retrouve le cas d’une mise à la terre par résistance au niveau du transformateur, mais avec des courants capacitifs négligeables relativement au courant dans le défaut, donc une protection plus simple à mettre en œuvre.

6.4.2.6. Neutre compensé La mise à la terre est assurée au niveau du transformateur. Le défaut est détecté par une protection à maximum de courant terre directionnelle spécifique (ANSI 67NC), qui surveille le courant résiduel actif et reconnaît le défaut pendant sa phase transitoire d’apparition.


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6.5. RESEAU A DEUX ARRIVEES 6.5.1. Défauts entre phases Réseau à deux arrivées transformateurs ou à deux arrivées lignes Les départs sont équipés de protections à maximum de courants phases dont la temporisation est réglée à la valeur TD. Figure 74 : Protection sur défaut entre phases Les deux arrivées A1 et A2 sont équipées de protections à maximum de courants phases (ANSI 51) réglées sélectivement avec les départs, soit à une valeur TA ≥ TD + ΔT. De plus, elles sont équipées de protections directionnelles (ANSI 67) dont la temporisation est réglée à une valeur TR i TA. La sélectivité entre les protections des arrivées A et les protections des départs D est de type chronométrique. La sélectivité entre les protections des alimentations H et les protections des arrivées A est de type chronométrique. Ainsi, un défaut en 1 est éliminé par l’ouverture de D2 avec un retard TD. Un défaut en 2 est éliminé par l’ouverture de A1 et A2 avec un retard TA (les protections directionnelles ne voyant pas le défaut). Enfin, un défaut en 3 est vu par la protection directionnelle de A1 qui s’ouvre à l’instant TR, permettant de continuer l’exploitation de la partie saine du réseau. Cependant le défaut 3 est toujours alimenté par T1. A l’instant TH u TA + ΔT, H1 s’ouvre sous l’action de la protection à maximum de courants phases qui l’équipe. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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6.5.2. Défauts phase -terre 6.5.2.1. Neutre à la terre par résistance au niveau transformateurs d’arrivées Les départs sont équipés de protections à maximum de courant terre (ANSI 51G) réglées à un seuil supérieur au courant capacitif correspondant et dont la temporisation est TD.

Figure 75 : Protection sur défaut phase-terre (neutre résistif transformateur) Les arrivées A1 et A2 sont équipées de protections directionnelles de terre (ANSI 67N) dont la temporisation est TR. Les connexions de mise à la terre du neutre sont équipées de protections à maximum de courant terre (ANSI 51G) dont le seuil est supérieur aux réglages des protections des arrivées et des départs et dont la temporisation est TN u TD + ΔT. La sélectivité entre les différentes protections est de type chronométrique. Ainsi, un défaut en 4 est éliminé par l’ouverture de D1. Un défaut en 5 est éliminé par les ouvertures de A1, A2, H1 et H2 provoquées par les protections situées sur les connexions de mise à la terre du neutre des 2 transformateurs. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Un défaut en 6 est vu par la protection directionnelle terre de A1 qui s’ouvre à l’instant TR permettant de continuer l’exploitation de la partie saine du réseau. Cependant, le défaut 6 est encore alimenté jusqu’à l’instant TN où la protection située sur la connexion de mise à la terre du transformateur correspondant provoque l’ouverture du disjoncteur H1.

6.5.2.2. Neutre à la terre par résistance au niveau du jeu de barres La mise à la terre par résistance est réalisée par un générateur homopolaire. Les départs, les arrivées, et le générateur homopolaire, sont chacun équipés d’une protection à maximum de courant terre. La sélectivité entre les différentes protections est de type chronométrique. Le fonctionnement du système est identique au cas à une arrivée.

6.5.2.3. Neutre isolé Le fonctionnement du système est identique au cas à une arrivée.

6.5.2.4. Neutre direct à la terre On retrouve les cas du neutre à la terre par résistance, mais le courant phase -terre est augmenté et atteint le niveau du courant entre phases.

6.5.2.5. Neutre compensé Une seule bobine de mise à la terre est en service à un instant donné afin d’assurer l’accord à la capacité du réseau ; on se ramène au cas de réseau à une arrivée.

6.5.3. Protections complémentaires 6.5.3.1. Couplage La fonction de contrôle de synchronisme, synchro-check (ANSI 25), permet de vérifier que les circuits à coupler ont entre eux des écarts de tension en amplitude, phase et Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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fréquence, acceptables dans les limites prévues pour autoriser la fermeture du disjoncteur de couplage.

Figure 76 : Protection de couplage entre deux réseaux

6.5.3.2. Découplage Dans le cas d’installations électriques alimentées par le réseau public de distribution et une source d’énergie autonome, on doit éviter la perturbation de ces sources entre elles suite à des événements tels que perte du réseau public ou défaut à la terre ; les conséquences portent sur les variations de tension et de fréquence, les échanges de courant et de puissance entre les différents circuits. Des protections sont souvent préconisées ou imposées par les guides techniques du distributeur. Le découplage des deux sources entre elles peut être assuré de plusieurs façons : suivi du sens d’écoulement de la puissance active, et protection par un relais à retour de puissance (ANSI 32P)


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suivi des tensions en amplitude et protection par minimum ou maximum de tension (ANSI 27 ou 59) suivi des fréquences et protection contre des valeurs anormales de baisse (ANSI 81L) ou de hausse (ANSI 81H) de fréquence protection de saut de phase créé par un défaut (ANSI 78) suivi de la variation de fréquence et protection par dérivée de fréquence en référence à un seuil (ANSI 81R, ROCOF rate of change of frequency) ; cette protection est plus rapide que les protections de fréquence et plus stable que la protection de saut de phase.

6.5.3.3. Transfert automatique de sources Le système de la figure décrit une installation à deux jeux de barres normalement alimentés par deux sources avec couplage ouvert (configuration en 2 sur 3). Figure 77 : Transfert automatique de sources Le cas de la perte de la source 1 entraîne la reconfiguration du système par ouverture de la source 1 et fermeture du couplage ; ce transfert automatique de source se fait selon une procédure : initialisation du transfert par détection d’un minimum de tension (ANSI 27) de la source 1 et son élimination : Us = 70 % Un blocage du transfert sur détection d’un défaut en aval de la source 1 par maximum de courant (ANSI 50 et 50N) autorisation du transfert suite au contrôle de disparition de la tension entretenue par les machines tournantes par minimum de tension rémanente (ANSI 27R) : Us = 25 % Un autorisation du transfert après vérification d’une présence de tension suffisante (ANSI 59) sur la source 2 et fermeture du couplage : Us = 85 % Un.


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6.6. RESEAU EN BOUCLE OUVERTE Le réseau est exploité en boucle ouverte et la protection est assurée aux extrémités de la boucle, équipées de disjoncteurs (VOIR FIGURE). Les appareils de coupure des sous-stations sont des interrupteurs. Les défauts provoquent des coupures d’alimentation. Une protection à maximum de courant phase et terre (ANSI 51 et 51N) équipe le disjoncteur de chaque tête de boucle. Un défaut sur un câble reliant 2 sous-stations provoque l’ouverture de l’un ou l’autre des disjoncteurs de tête selon le lieu d’ouverture de la boucle. Figure 78 : Principe de la protection d’une boucle ouverte Souvent, la protection est complétée par un automatisme : qui élimine le défaut (hors tension) en ouvrant les appareils situés aux extrémités du câble concerné, après localisation du câble en défaut par détecteur de défaut qui referme le disjoncteur de tête qui a déclenché qui ferme l’appareil qui assurait l’ouverture normale de la boucle, dans le but de réalimenter la partie avale saine de la demi -boucle en défaut. Après réparation de la liaison en défaut, on peut revenir dans l’état initial d’exploitation. Les temps de coupure d’alimentation durent de quelques secondes à plusieurs minutes selon que le mode de reconfiguration de boucle est automatique ou manuel.


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6.7. RESEAU EN BOUCLE FERMEE Le réseau peut être exploité en boucle fermée et la protection est assurée pour tous les tronçons, chacun étant équipé de disjoncteurs à ses extrémités. La plupart des défauts ne provoque pas de coupure d’alimentation. Plusieurs solutions de protection sont envisageables.

6.7.1. Protection différentielle Chaque câble est équipé d’une protection différentielle de ligne (ANSI 87L) et chaque sous-station est équipée d’une protection différentielle de jeu de barres (ANSI 87B). La protection est très rapide. Si le neutre est mis à la terre par résistance, il faut s’assurer que la sensibilité des protections différentielles couvre les défauts phase -terre.

Figure 79 : Protection différentielle d’une boucle fermée


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6.7.2. Protection à maximum de courant et sélectivité logique directionnelle Les disjoncteurs de la boucle sont équipés de protections à maximum de courant et de protections directionnelles ; de plus, le principe de la sélectivité logique est utilisé pour obtenir le temps le plus court pour l’élimination d’un défaut. Un défaut sur la boucle sollicite : toutes les protections si la boucle est fermée toutes les protections en amont du défaut lorsque la boucle est ouverte. Chaque protection adresse un ordre d’attente logique vers l’une ou l’autre des protections adjacentes sur la boucle, en fonction de l’information délivrée par la protection directionnelle.

Figure 80 : Protection de boucle à maximum de courant et sélectivité logique directionnelle Les protections qui ne reçoivent pas d’ordre d’attente logique déclenchent avec un retard minimum indépendant de la position du défaut sur la boucle : le défaut est éliminé par deux disjoncteurs de part et d’autre du défaut si la boucle est fermée, et tous les tableaux restent alimentés le défaut est éliminé par le disjoncteur amont si la boucle est ouverte. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Cette solution est complète car elle protège les câbles et les jeux de barres. Elle est rapide, sélective et elle inclut la protection en secours. Quant aux systèmes de mise à la terre du neutre (en HT en BT) ; les protections des circuits suivant le régime de neutre, voir le cours EXP-ME-SE070


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7. COMPENSATION D’ENERGIE REACTIVE De nombreux sites Total ont leurs propres sources de génération électrique et ne sont pas concernés par l’aspect financier de l’énergie réactive « superflue ». (Les fournisseurs publics d’énergie électrique facturent au tarif fort l’excédent de consommation d’énergie réactive). Ce n’est pas une raison suffisante pour négliger la connaissance de ce sujet. Les générateurs « n’aiment pas trop » tourner en débitant sur un circuit avec un facteur de puissance (cos ϕ) faible ; vous pourriez être amenés à devoir installer une batterie de condensateurs Exemple : que vous pouvez contrôler sur votre site Les tubes d’éclairage luminescent (ils ne sont ni « au néon » ni « fluorescent » - le néon donne la couleur rouge, le fluor, la couleur verte) sont munis de self d’amorçage et en conséquence ont un cos ϕ très faible (de 0.5 à 0.3). En conséquence les appareils avec tubes d’éclairage sont fournis avec des condensateurs de compensation (normalement) systématiquement intégré. Vérifier que vos luminaires « luminescents » sont bien équipés de ces condensateurs car suivant la source (et le circuit) d’achat vous pourriez disposer de matériel dit « économique »….

7.1. RAPPEL SUR L’ENERGIE REACTIVE Même si nous avons déjà vu et revu ce sujet, étant donné qu’il est à la base de la compréhension, il n’est jamais inutile de faire des « rappels ».

7.1.1. Composantes active et réactive du courant (Egalement à la base du chapitre « courants de court-circuit ») A chacune des énergies active et réactive correspond un courant. o I = courant apparent circulant dans le réseau o Ia = courant actif = I cos ϕ o Ir = courant réactif = I sin ϕ

I = Ia ² + Ir ² Le cos ϕ est appelé facteur de puissance du réseau. Figure 81 : Composantes active et réactive du courant Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Le courant actif (Ia) est en phase avec la tension du réseau. Il est transformé en énergie mécanique ou en chaleur. Le courant réactif (Ir) (ou magnétisant) est déphasé de 90° par rapport au courant actif soit en avant (récepteur inductif) soit en arrière (récepteur capacitif). Il est nécessaire à l’excitation magnétique des récepteurs. Le courant apparent (I) est le courant résultant qui parcourt la ligne électrique depuis la source jusqu’au récepteur. Ce courant est déphasé d'un angle par rapport au courant actif (et à la tension). Pour un réseau ne transitant qu'un courant à fréquence industrielle (50 Hz), c'est-à-dire ne comportant pas d'harmoniques, ces courant se composent vectoriellement en valeurs efficaces comme indiqué sur la figure.

7.1.2. Composantes active et réactive de la puissance Le diagramme précédent, établi pour les courants, est aussi valable pour les puissances (il suffit de multiplier chaque courant par la tension - commune – du réseau). On définit ainsi : o S = puissance apparente o P = puissance active = S cos ϕ = UI cos ϕ = U Ia o Q = puissance réactive = S sin ϕ = UI sin ϕ = U Ir S = P ² + Q ² S = UI

cos ϕ = P / S Figure 82 : Composantes active et réactive de la puissance La puissance active P = UI cos ϕ (en W ou kW), réellement utilisable par les récepteurs. La puissance réactive Q = UI sin ϕ (en VAR ou kVAR), fournie pour l'excitation magnétique des récepteurs. La puissance apparente S = UI (en VA ou kVA) fournie par le réseau aux récepteurs, qui est la résultante vectorielle des deux puissances précédentes.


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7.1.3. Facteur de puissance Définition générale Le facteur de puissance est défini d'une façon générale par le rapport

F=

Puissance active (k var) Puissance apparente (kW )

Facteur de puissance et cos ϕ Dans le cas le plus fréquent où le réseau ne transite qu'un courant à fréquence industrielle (50 Hz) sans harmonique, ce rapport est égal au cos ϕ (déphasage entre le courant et la tension) de l'installation.

En présence d'harmoniques ceci n'est vrai que pour le fondamental, et on utilise la définition générale qui prend en compte globalement l'effet des harmoniques. Facteur de puissance et tg ϕ On utilise souvent la tg ϕ au lieu du cos ϕ, ce qui revient à calculer le rapport :

Sur une période de temps donnée ce rapport est aussi celui des consommations Wr = énergie réactive consommée (kVARh) Wa = énergie active consommée (kWh). Mesure pratique du facteur de puissance Le facteur de puissance se mesure : soit au cos phimètre qui donne une mesure instantanée soit à l'enregistreur varmétrique qui permet d'obtenir sur une période déterminée (jour, semaine...), les valeurs d'intensité, de tension et de facteur de puissance moyen pour la durée concernée. L'intérêt du distributeur comme de l'utilisateur est d’avoir des installations fonctionnant avec un facteur de puissance le plus élevé possible c'est à dire voisin de la valeur 1. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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7.1.4. Circulation de l'énergie réactive La circulation de l’énergie réactive a des incidences techniques importantes sur le choix des matériels, le fonctionnement des réseaux et, par conséquent, des incidences économiques.

Figure 83 : Circulation de l’énergie réactive – pour ‘S’ et ‘I’ En effet, pour une même puissance active P, les figures ci-contre montrent : qu'il faut fournir d'autant plus de puissance apparente S2 > S1 que le cos ϕ est faible, c'est-à-dire que l'angle ϕ est élevé (figure diagramme ‘S’) ou encore (figure diagramme ‘I’), que pour un même courant actif utilisé Ia (à la tension constante U du réseau), il faut fournir d'autant plus de courant apparent I2 > I1 que le cos ϕ est faible (l'angle ϕ élevé). Ainsi, la circulation de l’énergie réactive sur les réseaux de distribution entraîne, du fait d'un courant appelé trop important : des surcharges au niveau des transformateurs des chutes de tension en bout de ligne l’échauffement des câbles d’alimentation, donc des pertes d’énergie active le surdimensionnement des protections, lié aussi à la présence d’harmoniques. Pour ces quatre raisons fondamentales, il est nécessaire de produire l'énergie réactive le plus près possible des moteurs et des transformateurs, pour éviter qu'elle ne soit appelée sur le réseau. C’est pourquoi, on utilise des condensateurs qui fournissent l'énergie réactive aux récepteurs inductifs. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Pour inciter à cela et éviter de sur- calibrer son réseau ou de risquer des phénomènes d'écroulement de sa tension, le distributeur d'énergie pénalise financièrement dans les contrats les consommateurs d'énergie réactive au-delà de certains seuils.

7.1.5. Équipements consommateurs d’énergie réactive Machines asynchrones Ces machines, par leur fonctionnement, empruntent au réseau toute l’énergie réactive dont elles ont besoin et qui est très importante : 25 à 35 % de l’énergie active à pleine charge, beaucoup plus à charge partielle. Le moteur asynchrone en est la principale application. Il est universellement répandu et représente 90 % des moteurs utilisés. C’est le principal consommateur d’énergie réactive des réseaux industriels. Dans certains cas, la machine ne fournit aucune énergie active, c’est le compensateur synchrone. Cette utilisation est peu fréquente. Machines synchrones Par définition, ces machines sont des générateurs (d’énergie active) lorsqu’ils transforment l’énergie mécanique en énergie électrique ; ce sont des moteurs dans le cas inverse. En agissant sur leur excitation, ces machines peuvent fournir de l’énergie réactive. Lignes et câbles Les lignes aériennes et les câbles sont des consommateurs d’énergie réactive. Transformateurs Le transformateur absorbe de l’énergie réactive correspondant à environ 5 à 10 % de l’énergie apparente qu’il transite. Inductances Toute inductance consomme principalement de l’énergie réactive : inductances de limitation de courant en HTA, inductances de stabilisation (fours à arc, lampes fluo), etc.


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La compensation Les condensateurs sont utilisés pour produire localement l'énergie réactive nécessaire et éviter qu'elle ne soit appelée sur le réseau. Cette utilisation permet d'améliorer le facteur de puissance des installations, dont le tableau donne quelques ordres de grandeur pour des appareils courants. Appareil

cos ϕ

tg ϕ

0%

0,17

5,80

25 %

0,55

1,52

50 %

0,73

0,94

75 %

0,80

0,75

100 %

0,81

0,62

1

0

Lampes à fluorescence non compensées

0,5

1,73

Lampes à fluorescence compensées (0,93)

0,93

0,39

0,4 à 0,6

2,29 à 1,33

1

0

Fours à induction avec compensation intégrée

0,85

0,62

Fours à chauffage diélectrique

0,85

0,62

0,8 à 0,9

0,75 à 0,48

0,5

1,73

Groupes rotatifs de soudage à l'arc

0,7 à 0,9

1,02 à 0,48

Transformateurs - redresseurs de soudage à l'arc

0,7 à 0,8

1,02 à 0,75

0,8

0,75

Moteur asynchrone ordinaire chargé à

Lampes à incandescence

Lampes à décharge Fours à résistance

Machines à souder à résistance Postes statiques monophasés de soudage à l'arc

Fours à arc

Tableau 22 : Facteurs de puissance des appareils les plus courants (ordres de grandeur) Cette technique s'appelle la compensation. Sa mise en œuvre fait l'objet de la suite de ce chapitre.


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7.2. COMPENSATION D’ENERGIE REACTIVE D’UNE INSTALLATION 7.2.1. Avantages économiques de la compensation Ils matérialisent l’impact de la compensation sur une installation et permettent d’évaluer le temps de retour de l’investissement consenti pour compenser. Ces avantages sont les suivants : suppression de la facturation des consommations excessives d’énergie réactive suivant le contrat (éventuel) établi avec le fournisseur d’énergie. réduction de la puissance souscrite en kVA diminution de l’énergie active consommée en kWh. L'exemple du tableau « bon facteur de puissance = économie » au paragraphe suivant, illustre l'intérêt économique de la compensation. Exemple de facturation (EDF) de l’énergie réactive La facturation fait appel à :

Wr = énergie réactive consommée (kvarh) Wa = énergie active consommée (kWh) Au point de livraison, le distributeur fournit gratuitement l’énergie réactive : jusqu’à concurrence de 40 % de l’énergie active consommée (tg ϕ = 0,4) pendant au maximum 16 heures par jour (6 heures à 22 heures en général) c’est-à-dire les heures de pointe fixes, de pointe mobiles et les heures pleines d’hiver, du 1er novembre au 31 mars sans limitation pendant les heures creuses d’hiver et pendant la totalité des heures d’avril à octobre. Pendant les périodes soumises à limitation, l’énergie réactive consommée au-delà de tg ϕ = 0,4 est facturée mensuellement au tarif en vigueur. La quantité d’énergie réactive facturée Wf sera égale à : Wf = Wr – Wgr = Wa (tg ϕ – 0,4) Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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⇒ Wgr = 0,4 Wa est la quantité d’énergie réactive livrée gratuitement ⇒ Wr (kVARh) : énergie réactive consommée mensuellement sur la période avec limitation ⇒ Wa (kWh) : énergie active consommée mensuellement sur la période avec limitation. Si la valeur de la tg ϕ est supérieure à 0,4 il est possible de l’abaisser à cette valeur en améliorant le facteur de puissance du site par installation de condensateurs.

7.2.2. Avantages techniques de la compensation Ils résultent de la réduction du courant réactif appelé (voir paragraphe précédent "circulation de l'énergie réactive")

7.2.2.1. Diminution de la chute de tension Des charges à faible facteur de puissance, alimentées par les lignes de distribution HTA surchargées sont souvent à l’origine de chutes de tension. Celles-ci sont préjudiciables au bon fonctionnement des récepteurs même si la tension en tête de ligne est correcte. La présence d’une batterie de condensateurs en bout de ligne en permettra la diminution. Le maintien relatif de la tension en bout de ligne est défini par la formule

XL = réactance de la ligne en Ω Q = puissance réactive de la batterie de condensateurs en kVAR U = tension assignée des condensateurs en kV.

7.2.2.2. Diminution des pertes en ligne à puissance active constante Les pertes dues à la résistance des conducteurs sont intégrées dans la consommation enregistrée par les compteurs d’énergie active (kWh). Elles sont proportionnelles au carré du courant transporté et diminuent au fur et à mesure que le facteur de puissance augmente. Le graphique de l’exemple 1 (tableau « avantages techniques… ») donne, en fonction de l’amélioration du facteur de puissance, le pourcentage de diminution des pertes en ligne à puissance active constante.


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7.2.2.3. Augmentation puissance active disponible au secondaire des transformateurs L’installation de moyens de compensation aux bornes aval d’un transformateur surchargé permet de dégager une réserve de puissance utilisable pour une extension éventuelle de l’unité sans avoir à changer le transformateur et ainsi de différer un investissement important.

7.2.2.4. Augmentation puissance active transportée par lignes à pertes égales Un accroissement d’activité oblige souvent à transporter une puissance active plus importante afin de satisfaire aux besoins énergétiques des récepteurs. La mise en place de batterie de condensateurs lorsque la charge du réseau électrique est relativement faible (cos ϕ entre 0,5 et 0,85) en permettra le transport sans modification des lignes électriques existantes. Exemple 1 : diminution des pertes en lignes (%) Diminution des pertes en ligne si avant compensation, cos ϕ1 = 0,8 et après compensation cos ϕ2 = 0,9, on réduit de 26 % les pertes en lignes à puissance active constante. Figure 84 : Diminution des pertes en lignes Le graphique de l’exemple 2 (tableau « avantages techniques… ») donne, en fonction de l’amélioration du facteur de puissance, le pourcentage d’augmentation de la puissance transportée à pertes actives égales. Exemple 2 : augmentation de la puissance active transportée (%) Augmentation de puissance active transportée si avant compensation, cos ϕ1 = 0,7 et Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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après compensation cos ϕ2 = 0,9 on gagne 35 % de puissance transportée à pertes actives égales.

Figure 85 : Avantages techniques de la compensation

7.2.3. Évaluation économique de la compensation Coût des batteries de condensateurs Le coût des batteries de condensateurs dépend de plusieurs paramètres dont : niveau de tension puissance installée fractionnement en gradins mode de commande niveau de qualité de la protection. Les condensateurs peuvent être installés soit en basse tension, soit en HTA. On retiendra que : la compensation en HTA devient économiquement intéressante lorsque la puissance totale à installer est supérieure à 1000 kVAR. en deçà de cette valeur, la compensation se fera, si possible, de préférence en basse tension. Économies procurées L'exemple (tableau « bon facteur de puissance = économie ») illustre ceci pour une installation avec un transformateur 20 kV/ 5,5 kV de puissance 6300 kVA (puissance apparente assignée). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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installation sans condensateur

installation avec condensateur

Caractéristique de l'installation : U = 5500 V, P = 5000 kW, cos ϕ1 = 0,75. Conséquences : les kVAR en excès sont facturés : cos ϕ1 = 0,75 correspond à tg ϕ1 = 0,882 > 0,4 limite de gratuité

Caractéristiques : U = 5500 V, P = 5000 kW, cos ∏2 = 0,928. Conséquences : - La consommation de kVAR est supprimée : cos ϕ2 = 0,928 correspondant à tg ϕ2 = 0,4, limite de gratuité et - les pénalisations d’énergie réactive de la facture sont supprimées

La puissance appelée en kVA est supérieure au besoin réel en kW

La souscription de puissance en kVA est ajustée au besoin réel en kW :

Le transformateur est surchargé d'un facteur 6666/6300 soit environ de 6 %

Le transformateur n’est plus surchargé - Une réserve de puissance est disponible : ici 6300/5388 soit environ 17 %

Le disjoncteur et les câbles sont choisis pour un courant total de

Le disjoncteur et les câbles sont choisis pour un courant ramené à

Les pertes dans les câbles (P = R I2) sont calculées en fonction du carré du courant, soit (700)2 L’énergie réactive est fournie par le transformateur et est véhiculée dans l’installation Le disjoncteur et l’installation sont surdimensionnés

les pertes dans les câbles sont diminuées dans le rapport de (566)2/(700)2 = 0,65 soit 35 % de gain

L’énergie réactive est fournie localement par la batterie de condensateur Puissance de la batterie : Qc = Pa (tg ϕ1 - tg ϕ2) = 5000 (0,882 - 0,4) = 2400 kVAR (3 gradins de 800 kVAR)

Tableau 23 : Bon facteur de puissance = économie Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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7.3. METHODE DE DETERMINATION DE LA COMPENSATION 7.3.1. Étapes de la méthode La détermination de la compensation d'une installation s'effectue en 4 étapes : 1 - Calcul de la puissance réactive 2 - Choix du mode de compensation en fonction de l’application 3 - Choix du type de compensation fixe par mise en/hors service d'une batterie fournissant une quantité fixe de kVAR automatique par mise en/hors service de "gradins" fractionnant la puissance de la batterie pour s'adapter au besoin de kVAR de l'installation. 4 - Prise en compte des harmoniques C'est à dire le choix de l'équipement pour éviter certaines conséquences néfastes des harmoniques éventuels sur les condensateurs installés. Dans ce qui suit, nous développons ces différentes étapes.

7.3.1.1. 1re étape : calcul de la puissance réactive Principe du calcul Il s'agit de déterminer la puissance réactive Qc (kVAR) à installer afin d’augmenter (on dit communément "relever") le cos ϕ de l'installation pour obtenir un objectif donné. C'est à dire passer (figure Principe de la compensation) de: cos ϕ ⇒ cos ϕ’ avec cos ϕ’ > cos ϕ

ϕ ⇒ ϕ’

avec ϕ’ < ϕ

tg ϕ ⇒ tg ϕ’

avec tg ϕ’ < tg ϕ

Figure 86 : Principe de la compensation


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Le calcul de Qc peut se faire, en fonction des données disponibles, à partir : des données de facturation des données électriques de l'installation. Calcul à partir des factures En France, alimenté par EDF, le calcul de la puissance à installer se fait à partir de la facture « tarif vert » L'objectif est ici de supprimer la facturation d'énergie réactive appliquée par le distributeur d'énergie. A titre d'exemple, en France cette facturation intervient entre le 1er novembre et le 31 mars, généralement entre 6 heures et 22 heures lorsque tg ϕ > 0,4. Pour cela procéder comme suit : prendre les factures d'électricité des cinq mois de novembre à mars inclus lire les consommations d'énergie réactive indiquée sous la ligne "énergie réactive" dans la case "kVAR à facturer" (ex : 42 305 kVAR pour janvier retenir la facture dont le montant d'énergie réactive R (kVAR) est le plus élevé après s'être assuré qu'il ne s'agit pas d'un mois non significatif. évaluer la durée t (en heures) de fonctionnement pendant laquelle l'énergie réactive est facturée au cours de ce mois. Les heures à prendre en compte sont les heures pleines et les heures de pointe, soit 16 h par jour, les jours de fonctionnement, dimanche compris : il n'y a pas de facturation de réactif pendant les heures creuses. En pratique, on prendra l'estimation suivante de t pour les entreprises fonctionnant en : o 1 fois 8 h : t = 176 h (soit 22 jours) o 2 fois 8 heures : t = 308 h o 3 fois 8 heures : t = 400 h en déduire la puissance à installer :

Pour l'exemple considéré, si janvier est le mois de la facturation la plus élevée, pour une durée de 176 h on obtient : Qc = 42305 / 176 ≈ 240 kVAR. Batterie à installer (pour une durée de fonctionnement de 176 h) Qc = 27850 / 176 = 240 VAR. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Calcul à partir des données de l'installation Le calcul de la puissance à installer se fait à partir du cos ϕ ou de la tg ϕ constatés pour l'installation. L’objectif est de passer à une valeur cos ϕ’ ou tg ϕ’ améliorant le fonctionnement, comme indiqué dans la figure. Le calcul de Qc peut se faire de deux manières : Calcul direct A partir de la relation : Qc = Pa (tg ϕ - tg ϕ’) qui découle de la figure, avec Qc = puissance de la batterie de condensateurs en kVAR Pa = puissance active de la charge en kW tg ϕ= tangente de l’angle de déphasage (U,I) initial de l’installation tg ϕ’ = tangente de l’angle de déphasage (U,I) après installation de la batterie de condensateurs Calcul par le tableau ci-dessous Car la relation précédente peut s’écrire aussi : Qc = k Pa ou le facteur k peut se déterminer très facilement dans le tableau connaissant la tg ϕ ou le cos ϕ de l’installation existante et la tg ϕ’ ou le cos ϕ’ que l’on veut obtenir. Exemple : Un moteur a une puissance nominale de 1000 kW et un cos ϕ de 0,8 (tg ϕ = 0,75). Pour ramener la tangente à une valeur de 0,4, il faut installer une puissance réactive en condensateurs égale à k x P soit : Qc = 0,355 x 1000 = 355 kvar.


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avant compensation tg ϕ

cos ϕ

2,29 2,22 2,16 2,10 2,04 1,98 1,93 1,88 1,83 1,78 1,73 1,69 1,64 1,60 1,56 1,52 1,48 1,44 1,40 1,37 1,33 1,30 1,27 1,23 1,20 1,17 1,14 1,11 1,08 1,05 1,02 0,99 0,96 0,94 0,91 0,88 0,86 0,83 0,80 0,78 0,75 0,72 0,70 0,67 0,65 0,62 0,59 0,57 0,54 0,51 0,48

0,40 0,41 0,42 0,43 0,44 0,45 0,46 0,47 0,48 0,49 0,50 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 0,57 0,58 0,59 0,60 0,61 0,62 0,63 0,64 0,65 0,66 0,67 0,68 0,69 0,70 0,71 0,72 0,73 0,74 0,75 0,76 0,77 0,78 0,79 0,80 0,81 0,82 0,83 0,84 0,85 0,86 0,87 0,88 0,89 0,90

puissance du condensateur en kVAR à installer par kW de charge pour relever le facteur de

tg ϕ 0,75 cos 0,80 ϕ

0,59

0,48

puissance (cos ϕ) ou de la tg ϕ à une valeur donnée 0,46 0,43 0,40 0,36 0,33 0,29

0,86

0,90

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

1

1,805 1,742 1,681 1,624 1,558 1,501 1,446 1,397 1,343 1,297 1,248 1,202 1,160 1,116 1,075 1,035 0,996 0,958 0,921 0,884 0,849 0,815 0,781 0,749 0,716 0,685 0,654 0,624 0,595 0,565 0,536 0,508 0,479 0,452 0,425 0,398 0,371 0,345 0,319 0,292 0,266 0,240 0,214 0,188 0,162 0,136

1,832 1,769 1,709 1,651 1,585 1,532 1,473 1,425 1,370 1,326 1,276 1,230 1,188 1,144 1,103 1,063 1,024 0,986 0,949 0,912 0,878 0,843 0,809 0,777 0,744 0,713 0,682 0,652 0,623 0,593 0,564 0,536 0,507 0,480 0,453 0,426 0,399 0,373 0,347 0,320 0,294 0,268 0,242 0,216 0,190 0,164 0,140 0,114 0,085 0,059

1,861 1,798 1,738 1,680 1,614 1,561 1,502 1,454 1,400 1,355 1,303 1,257 1,215 1,171 1,130 1,090 1,051 1,013 0,976 0,939 0,905 0,870 0,836 0,804 0,771 0,740 0,709 0,679 0,650 0,620 0,591 0,563 0,534 0,507 0,480 0,453 0,426 0,400 0,374 0,347 0,321 0,295 0,269 0,243 0,217 0,191 0,167 0,141 0,112 0,086 0,058

1,895 1,831 1,771 1,713 1,647 1,592 1,533 1,485 1,430 1,386 1,337 1,291 1,249 1,205 1,164 1,124 1,085 1,047 1,010 0,973 0,939 0,904 0,870 0,838 0,805 0,774 0,743 0,713 0,684 0,654 0,625 0,597 0,568 0,541 0,514 0,487 0,460 0,434 0,408 0,381 0,355 0,329 0,303 0,277 0,251 0,225 0,198 0,172 0,143 0,117 0,089

1,924 1,840 1,800 1,742 1,677 1,628 1,567 1,519 1,464 1,420 1,369 1,323 1,281 1,237 1,196 1,156 1,117 1,079 1,042 1,005 0,971 0,936 0,902 0,870 0,837 0,806 0,775 0,745 0,716 0,686 0,657 0,629 0,600 0,573 0,546 0,519 0,492 0,466 0,440 0,413 0,387 0,361 0,335 0,309 0,283 0,257 0,230 0,204 0,175 0,149 0,121

1,959 1,896 1,836 1,778 1,712 1,659 1,600 1,532 1,497 1,453 1,403 1,357 1,315 1,271 1,230 1,190 1,151 1,113 1,076 1,039 1,005 0,970 0,936 0,904 0,871 0,840 0,809 0,779 0,750 0,720 0,691 0,663 0,634 0,607 0,580 0,553 0,526 0,500 0,474 0,447 0,421 0,395 0,369 0,343 0,317 0,291 0,264 0,238 0,209 0,183 0,155

1,998 1,935 1,874 1,816 1,751 1,695 1,636 1,588 1,534 1,489 1,441 1,395 1,353 1,309 1,268 1,228 1,189 1,151 1,114 1,077 1,043 1,008 0,974 0,942 0,909 0,878 0,847 0,817 0,788 0,758 0,729 0,701 0,672 0,645 0,618 0,591 0,564 0,538 0,512 0,485 0,459 0,433 0,407 0,381 0,355 0,329 0,301 0,275 0,246 0,230 0,192

2,037 1,973 1,913 1,855 1,790 1,737 1,677 1,629 1,575 1,530 1,481 1,435 1,393 1,349 1,308 1,268 1,229 1,191 1,154 1,117 1,083 1,048 1,014 0,982 0,949 0,918 0,887 0,857 0,828 0,798 0,769 0,741 0,712 0,685 0,658 0,631 0,604 0,578 0,552 0,525 0,499 0,473 0,447 0,421 0,395 0,369 0,343 0,317 0,288 0,262 0,234

2,085 2,021 1,961 1,903 1,837 1,784 1,725 1,677 1,623 1,578 1,529 1,483 1,441 1,397 1,356 1,316 1,277 1,239 1,202 1,165 1,131 1,096 1,062 1,030 0,997 0,966 0,935 0,905 0,876 0,840 0,811 0,783 0,754 0,727 0,700 0,673 0,652 0,620 0,594 0,567 0,541 0,515 0,489 0,463 0,437 0,417 0,390 0,364 0,335 0,309 0,281

2,146 2,082 2,022 1,964 1,899 1,846 1,786 1,758 1,684 1,639 1,590 1,544 1,502 1,458 1,417 1,377 1,338 1,300 1,263 1,226 1,192 1,157 1,123 1,091 1,058 1,007 0,996 0,966 0,937 0,907 0,878 0,850 0,821 0,794 0,767 0,740 0,713 0,687 0,661 0,634 0,608 0,582 0,556 0,530 0,504 0,478 0,450 0,424 0,395 0,369 0,341

2,288 2,225 2,164 2,107 2,041 1,988 1,929 1,881 1,826 1,782 1,732 1,686 1,644 1,600 1,559 1,519 1,480 1,442 1,405 1,368 1,334 1,299 1,265 1,233 1,200 1,169 1,138 1,108 1,079 1,049 1,020 0,992 0,963 0,936 0,909 0,882 0,855 0,829 0,803 0,776 0,750 0,724 0,698 0,672 0,645 0,620 0,593 0,567 0,538 0,512 0,484

1,557 1,691 1,474 1,625 1,413 1,561 1,356 1,499 1,290 1,441 1,230 1,384 1,179 1,330 1,130 1,278 1,076 1,228 1,030 1,179 0,982 1,232 0,936 1,087 0,894 1,043 0,850 1,000 0,809 0,959 0,769 0,918 0,730 0,879 0,692 0,841 0,665 0,805 0,618 0,768 0,584 0,733 0,549 0,699 0,515 0,665 0,483 0,633 0,450 0,601 0,419 0,569 0,388 0,538 0,358 0,508 0,329 0,478 0,299 0,449 0,270 0,420 0,242 0,392 0,213 0,364 0,186 0,336 0,159 0,309 0,132 0,282 0,105 0,255 0,079 0,229 0,053 0,202 0,026 0,176 0,150 0,124 0,098 0,072 0,046 0,020 0,109 0,083 0,054 0,028 0,031

0,25

0,20

0,14

0,0

Tableau 24 : Tableau de détermination de la puissance réactive Qc à installer en condensateurs pour passer de tg ϕ à tg ϕ’ Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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7.3.1.2. 2ème étape : choix du mode de compensation Où installer les condensateurs ? La localisation des condensateurs sur un réseau électrique constitue ce que l’on appelle le "mode de compensation". Il est déterminé par : le but recherché (suppression des pénalités, soulagement des câbles, transformateurs, relèvement du plan de tension…) le mode de distribution de l’énergie électrique le régime de charge l’influence prévisible des condensateurs sur les caractéristiques du réseau le coût de l’installation. La compensation de l’énergie réactive peut être : globale répartie par secteur individuelle par récepteur. Il est plus économique d’installer des batteries de condensateurs en HTA pour une puissance totale de compensation supérieure à environ 1000 kVAR. L’analyse des réseaux des différents pays montre cependant qu’il n’y a pas de règle universelle. Compensation globale La batterie est raccordée en tête d'installation à compenser et assure la compensation pour l'ensemble de l'installation. Elle convient lorsque la charge est stable et continue. Exemple figure « exemple de compensations possibles » : batterie HTA sur réseau de distribution HTA 1 batterie HTA pour abonné HTA 2 batterie BT régulée ou fixe pour abonné BT 3


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Compensation par secteur La batterie est raccordée en tête du secteur d'installation à compenser. Elle convient lorsque l'installation est étendue et comporte des ateliers dont les régimes de charge sont différents. Exemple figure « exemple de compensations possibles » : : batterie HTA sur réseau HTA 4 batterie BT par atelier pour abonné HTA 5

Figure 87 : Exemple de compensations possibles Compensation individuelle La batterie est raccordée directement aux bornes de chaque récepteur de type inductif (notamment les moteurs).


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Elle est à envisager lorsque la puissance du moteur est importante par rapport à la puissance souscrite. Cette compensation est techniquement idéale puisqu’elle produit l’énergie réactive à l’endroit même où elle est consommée, et en quantité ajustée à la demande. Exemple: figure « exemple de compensations possibles » batterie individuelle par moteurs 6

.

7.3.1.3. 3ème étape : choix du type de compensation Les types de compensation en HTA Les batteries de condensateurs sont en dérivation sur le réseau. Elles peuvent être : fixes, c'est-à-dire que l'on met en service l'ensemble de la batterie, donc une valeur fixée de kVAR. C'est un fonctionnement de type "tout ou rien" fractionnées en "gradins" avec possibilités de mettre en service ou hors service plus ou moins de gradins, en général de façon automatique. C'est un "ajustement automatique" aux besoins. Compensation fixe Les condensateurs sont d'une puissance unitaire constante et leur mise en/hors service peut-être : manuelle, par disjoncteur ou interrupteur semi-automatique par contacteur asservie aux bornes de récepteurs inductifs (moteurs ou transformateurs). Ce type de compensation est utilisé lorsque leur puissance réactive est faible (< 15 % de la puissance du transformateur amont) et la charge relativement stable. Compensation automatique Cette technique de compensation est communément appelée en "gradins". Ces batteries sont très utilisées par certaines grosses industries (forte puissance installée) et les distributeurs d’énergie dans les postes sources. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Elle permet une régulation pas à pas de l’énergie réactive. Chaque gradin est manœuvré avec un interrupteur ou un contacteur. L’enclenchement ou le déclenchement des gradins de condensateurs peut être piloté par des relais varimétriques.

7.3.1.4. 4ème étape : prise en compte des harmoniques Les harmoniques Les courants harmoniques existent dans une installation HTA/BT en raison de la présence de récepteurs non linéaires (ex. variateurs de vitesse, onduleurs, fours à arc, éclairage). Le passage des courants harmoniques dans les impédances du réseau crée des tensions harmoniques. On mesure l'importance de la perturbation harmonique sur un réseau par (voir cours spécialisé SE220) : le taux individuel (T) des tensions harmoniques, qui donne une mesure de l'importance relative de chaque harmonique par rapport au fondamental. Pour l'harmonique de rang k ce taux est :

où Uk est la tension harmonique de rang k au point considéré et U1 la tension fondamentale le taux global de distorsion en tension (D) qui donne une mesure de l'influence thermique de l'ensemble des harmoniques. Ce taux est :

où généralement p (rang maximum considéré) est 19 ou 25. De la même manière on définit un taux individuel et une distorsion en courant. En général, on considère que le niveau de perturbation harmonique est acceptable dans une installation tant que le taux de distorsion en tension ne dépasse pas : 5 % en valeur globale Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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1,6 % côté HTA 3 % en valeur individuelle côté BT.

7.3.1.5. Effets des harmoniques sur les condensateurs Moindre tenue aux courants harmoniques Les condensateurs ne génèrent pas d'harmoniques de courant mais y sont très sensibles, ce qui peut nécessiter leur surdimensionnement ou leur utilisation associés à des selfs anti-harmoniques. L’impédance d’une batterie Z

décroît lorsque la fréquence augmente, et donc proportionnellement au rang (k) des harmoniques présents, de fréquence multiple du fondamental (k x f). Le condensateur offre ainsi, d’une certaine façon, une moindre résistance face à un courant harmonique ce qui se traduit par une majoration du courant dans le condensateur. Figure 88 : Les condensateurs offrent une moindre impédance aux fréquences élevées des courants harmoniques. Risque de résonance Lorsqu'un réseau comporte des harmoniques la présence d'un condensateur amplifie plus ou moins certains de ces harmoniques. Cela est lié à un phénomène de résonance dont la fréquence est fonction de l'impédance du réseau (ou de sa puissance de court-circuit). La fréquence de résonance (fréquence propre) est égale à :

Scc = puissance de court-circuit en kVA Q = puissance de la batterie de condensateur en kVAR f = fréquence du réseau (50 Hz). Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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La résonance est d’autant plus marquée que fpropre est proche de celle (fk = k x f) d’un des harmoniques de rang k générés. La surcharge en courant appliquée provoquera l’échauffement puis le vieillissement prématuré du condensateur.

7.3.1.6. Solutions possibles en présence d'harmoniques Solutions pour limiter les contraintes dues aux harmoniques surdimensionnement des liaisons du condensateur au réseau : câbles, lignes, appareillages, devront être dimensionnés à au moins 1,43 Ir, valeur du courant Ir assigné à 50 Hz du condensateur surdimensionnement en tension des condensateurs utilisation de selfs anti-harmoniques associées aux condensateurs surdimensionnés. En HTA, la self anti-harmonique associée en série avec le condensateur constitue un ensemble accordé à 215 Hz. Cela permet à la fois de réduire les surtensions harmoniques aux bornes du condensateur résultant de la résonance et les courants de surcharge traversant les condensateurs. Solutions pour respecter le taux de distorsion admissible du réseau Indépendamment de leur effet sur les condensateurs, la présence d'harmoniques dans un réseau génère un taux de distorsion en tension (D) Le fournisseur d’énergie limite les valeurs du taux de distorsion acceptable au point de livraison à un certain seuil. En France, la limitation est en HTA : D(%) ≤ 1,6 % qui correspond, pour les rapports entre les harmoniques en tension de rang pair et impair et le fondamental, aux conditions

Cela conduit à limiter, en aval du transformateur, la distorsion à 4 ou 5 %. Si ces valeurs ne sont pas atteintes, on devra utiliser des filtres. Ces filtres, accordés aux rangs principaux d’harmoniques présents, sont calculés afin d’absorber ces courants harmoniques et aussi pour compenser l’énergie réactive du réseau.


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Choix de la solution Outre le surdimensionnement systématique des liaisons, les autres dispositions à prendre dépendent de la comparaison entre : Gh = puissance totale en kVA de tous les appareils générateurs d’harmoniques (convertisseurs statiques, onduleurs, variateurs de vitesse). Si la puissance est connue en kW, diviser par 0,7 (valeur approchée constatée du facteur de puissance) pour obtenir Gh en kVA. Scc = puissance de court-circuit du réseau (kVA) Sn = puissance du ou des transformateurs amont. Si plusieurs transformateurs sont en parallèle, tenir compte de l'arrêt éventuel d'un transformateur. Le choix est résumé dans le tableau ci-après Sn

Gh par rapport à Scc et Sn

> 2 MVA

Gh ≤ Scc/120

Scc/120 < Gh ≤ Scc/70

Scc/70 < Gh ≤ Scc/30

Gh > Scc/30

< 2 MVA

Gh ≤ 0,15 Sn

0,15 Sn < Gh ≤ 0,25 Sn

0,25 Sn < Gh ≤ 0,50 Sn

Gh > 0,50 Sn

Équipements standard

Équipements avec condensateurs surdimensionnés

Équipements avec SAH et condensateurs surdimensionnés

Équipements avec SAH renforcé et condensateurs surdimensionnés

Tableau 25 : Tableau de choix de la solution en présence d'harmoniques


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7.4. COMMANDE DES BATTERIES DE CONDENSATEURS 7.4.1. Caractéristiques générales de l'appareillage Les appareils utilisés sont définis par les critères de choix suivants : tension et courant assignés courant à l’enclenchement de la batterie pouvoir de coupure de batterie pouvoir de fermeture et nombre de manœuvres. Des précautions sont à prendre concernant les valeurs suivantes :

7.4.1.1. Pouvoir de coupure de batterie de condensateur C’est la valeur efficace de courant (kA) qui peut être coupé dans les conditions de mise hors tension (déclenchement) d’une batterie de condensateurs. Le problème résulte de l'existence, après coupure, d'une tension de réamorçage égale à la différence entre la tension du réseau, et la tension de charge des condensateurs. L'appareil devra être capable de s'opposer à ce réamorçage. Pour cela, on dimensionnera l'appareil de coupure de façon à vérifier pour les courants assignés IR respectifs : IR appareil = 1,43 IR batterie Exemple : un appareil de courant assigné 630 A peut manœuvrer une batterie de courant capacitif IR batterie = 630/1,43 = 440 A.

7.4.1.2. Pouvoir de fermeture de courant d’appel de condensateurs C’est le pouvoir de fermeture dans les conditions de mise sous tension (enclenchement) d’une batterie de condensateurs. Sa valeur devra permettre de supporter la valeur de crête (kA) des courants d'enclenchements du régime transitoire qui apparaît.

7.4.2. Type d'appareillage Le choix de l'appareillage est fonction des critères électriques mais surtout du type d'utilisation des batteries. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Plusieurs possibilités existent : Sectionneur Sans pouvoir de coupure il ne sera utilisé que pour la manœuvre hors tension de la batterie. Il nécessite l'emploi d'un appareil de protection (fusible ou disjoncteur). Interrupteur Il n'a qu'un pouvoir de coupure limité à Ir, un pouvoir de fermeture modeste et ne permet pas un nombre élevé de manœuvres. Aussi, on l'utilisera surtout dans le cas de batteries dites fixes. Contacteur Il permet un nombre de manœuvres très important, mais est limité à 12 kV. On peut le coordonner avec des fusibles HPC. Disjoncteur On utilisera cet appareil très performant en protection générale des batteries de grandes puissances. Un disjoncteur SF6 est préconisé pour la coupure des batteries de condensateur, car la technologie vide peut nécessiter des précautions

7.4.3. Enclenchement des batteries de condensateurs La mise sous tension d’une batterie Qc, (fixe ou gradins) s’accompagne de régimes transitoires en courant et en tension. Une surintensité d'enclenchement de courte durée (≤ 10 ms) apparaît. Sa valeur crête et sa fréquence, en général élevées, dépendent des caractéristiques du réseau amont (puissance de court-circuit Scc) et du nombre de batteries. Selon les cas, il faudra ou non insérer une self de choc pour limiter cette surintensité à la tenue crête des condensateurs (i 100 IR) ou à une valeur inférieure si l’appareillage de manœuvre a des caractéristiques limitées. En cas de batterie unique la surintensité est en général de 10 à 30 IR. Mais pour Scc élevé et Qc faible elle peut excéder la limite et nécessiter une self de choc. En cas de batteries en parallèle soit identiques (système régulé) soit de valeurs différentes (compensation de plusieurs moteurs) la surintensité sera très élevée et devra être limitée. Tenir compte dans ce choix du nombre de manœuvres possibles sous le courant donné. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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7.4.4. Déclenchement des batteries de condensateurs La mise hors tension d’un condensateur par un appareil de coupure se fait précisément au passage à zéro du courant, lequel coïncide avec la tension au maximum instantané. D’une part, une escalade de surtension : 3 U, 5 U peut survenir si l’appareil n’a pas un rétablissement diélectrique rapide ; c’était le cas des appareils à coupure dans l’air ; ce phénomène a disparu avec les appareils au SF6. La technologie vide peut encore nécessiter des précautions. D’autre part, le condensateur reste chargé à sa tension maximum. En cas de ré enclenchement rapide, un phénomène transitoire accru va se produire. La norme CEI 60871 ("Condensateurs shunt pour réseaux à courant alternatif de tension assignée supérieure à 1 000 V") impose un dispositif de décharge des condensateurs afin que la tension aux bornes ne dépasse pas 75 V 10 minutes après déconnexion. Une décharge quasi-instantanée peut être obtenue en utilisant des inductances de décharge ; toutefois, ce système a une limite fixée à 10 décharges, espacées de 6 minutes par heure compte tenu de l’échauffement des inductances. Ceci devra être bien évalué lors de l’utilisation de batteries ayant des cadences élevées.

7.5. PROTECTION DES BATTERIES DE CONDENSATEURS 7.5.1. Les condensateurs Le condensateur est un composant sûr, s’il est utilisé dans les conditions pour lesquelles il est fabriqué. Une batterie est constituée, à l’intérieur d’un boîtier surmonté de bornes isolantes, de condensateurs unitaires dont la tension est limitée (ex : 2250 V) et qui sont associés : en série pour obtenir la tenue en tension nécessaire, et en parallèle pour obtenir la capacité voulue. Il existe deux types de condensateurs, avec ou sans protection interne. Condensateurs sans protection interne La défaillance du condensateur est le résultat du claquage d’un élément interne. Le défaut d’un élément se traduit par la mise en court-circuit d’un groupe en série et donc l’élévation de la tension sur les autres groupes en série.


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N’ayant pas de dispositif de protection à l’intérieur du condensateur, le défaut ne sera éliminé que par la coupure de la batterie ou la séparation du circuit du condensateur défectueux. Condensateurs avec fusibles internes Chaque élément est protégé par un fusible. Dans ce cas, tout défaut d’un élément sera éliminé. Le circuit défectueux sera isolé. Il s’en suit une faible variation de la capacité et la tension se répartira sur les éléments sains en série. Le réglage du relais de déséquilibre sera tel que la perte d’éléments d’un même groupe en série provoque le déclenchement de la batterie lorsque la surtension résultante dépasse les limites déterminées par la norme. La protection par fusibles internes augmente la disponibilité des batteries de condensateurs car la perte d’un élément ne conduit plus systématiquement au déclenchement de la batterie.

7.5.2. Batteries triangle Schéma Ce schéma sera utilisé pour les tensions assignées 7,2 kV et 12 kV. Figure 89 : Montage en triangle (ne pas utiliser de condensateurs avec fusibles internes) La puissance maximum sera d’environ 1000 kVAR. On pourra, en 7,2 kV, utiliser des condensateurs triphasés et, pour les réseaux 12 kV, trois condensateurs monophasés. Ce type de schéma convient à la compensation des moteurs HTA. Dans le cas de gradins HTA c’est le schéma utilisé en 7,2 et 12 kV, mais le coût reste élevé en comparaison avec la puissance commandée. Protection Une protection contre les surintensités est nécessaire, soit par fusibles HPC, soit par relais à maximum de courant et TC sur chaque phase. Important : Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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On choisira des fusibles HPC avec un calibre au minimum de 1,7 fois le courant nominal de la batterie. Dans ce type de schéma, on n’utilisera jamais de condensateurs avec fusibles internes, car le pouvoir de coupure des fusibles internes n’est pas prévu pour les courants de court-circuit des réseaux.

7.5.3. Batterie en double étoile Schéma Pour toutes puissances, la batterie est divisée en deux étoiles permettant de détecter un déséquilibre entre les deux neutres par un relais approprié. Ce type de batterie permet l’utilisation de condensateurs avec ou sans fusibles internes. On peut la concevoir pour tout type de réseau jusqu’aux réseaux HTB. Le principe du montage reste toujours le même : pour atteindre des niveaux de tension de 100 kV, 200 kV, on montera en série un nombre suffisant de condensateurs HTA. Figure 90 : Montage en double étoile On utilisera donc ce schéma pour les grandes puissances à installer, essentiellement en batteries fixes. Des gradins régulés sont toutefois utilisés par certains distributeurs d’énergie avec des puissances allant jusqu’à 4,8 MVAR sous 24 kV commandés par un interrupteur spécial pour condensateurs (IFB4). Protection La protection est assurée par un relais de déséquilibre détectant un courant circulant dans la liaison entre les deux neutres des étoiles. Le courant de déséquilibre est inférieur à 1 A en général. La valeur de réglages sera donnée après calcul pour chaque batterie. En plus de cette protection, il faut prévoir des protections de surcharges sur chaque phase. Le réglage sera fait à 1,43 fois le courant nominal de la batterie. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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7.6. CAS TYPES DE COMPENSATION 7.6.1. Compensation des moteurs asynchrones en HTA Risque d’auto excitation des moteurs asynchrones en présence de condensateurs Lorsqu’un moteur entraîne une charge de grande inertie, après coupure de la tension d’alimentation, il peut continuer à tourner en utilisant l’énergie cinétique. Il peut alors être auto -excité par la présence dans le réseau de condensateurs susceptibles de lui fournir l’énergie réactive nécessaire à son fonctionnement en génératrice asynchrone. Cette auto- excitation provoque des surtensions supérieures à la tension maximale Um du réseau. Précautions à prendre contre ce risque Dans tous les cas où une batterie de condensateurs est installée aux bornes d’un moteur, il y a lieu de s’assurer que la puissance de la batterie sera inférieure à la puissance nécessaire à l’auto -excitation du moteur en respectant la règle suivante : Courant condensateur Ic = 0,9 x I0 (courant à vide du moteur). On pourra estimer I0 par le calcul approché suivant : I0 = 2 x Ir x (1 – cos ϕn) Ir = courant assigné en charge du moteur cos ϕn = facteur de puissance du moteur en charge nominale. Figure 91 : Compensation des moteurs asynchrones D’autre part, dans toute installation comportant des moteurs à grande inertie et des batteries de condensateurs, l’appareillage de commande des batteries devra être conçu de telle sorte qu’en cas de manque général de tension, aucune liaison électrique ne puisse subsister entre ces moteurs et les condensateurs. Montage des condensateurs aux bornes des moteurs. Règle pratique : Le courant capacitif doit être inférieur à 90 % du courant "à vide" du moteur. Cela revient à compenser seulement l’énergie réactive du moteur "à vide", ce qui peut ne représenter que 50 % des besoins en charge.


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Avantage : cela ne demande qu’un appareillage de manœuvre. Les réglages des protections devront tenir compte de la diminution du courant réactif fourni par le condensateur. La compensation complémentaire pourra être faite soit en HTA au niveau global (secteur (2) ou (4) du schéma en 7.3.1.2. « Exemples de compensations possibles » soit en BT (secteur (5)). Montage des condensateurs en parallèle avec commande séparée Dans le cas de moteur de forte puissance et pour éviter tout risque d’auto –excitation ou bien dans le cas où le moteur démarre à l’aide d’un appareillage spécial (résistances, inductances, autotransformateur), les condensateurs ne seront enclenchés qu’après le démarrage. On peut calculer et ajouter la puissance en fonction de l’amélioration du facteur de puissance d’origine et celui désiré (tableau et graphique en 7.3.1.1.). Attention : dans le cas où l’on aurait plusieurs batteries de ce type dans le même réseau, il convient de prévoir des selfs de chocs car on se trouve dans le même cas qu’un système dit “en gradin”.

7.6.2. Compensation des transformateurs HTA/BT Pour un transformateur de puissance assignée donnée (kVA), plus la tg ϕ est grande (ou cos ϕ petit) plus la puissance active disponible est faible. Dans ce cas, le transformateur et l’installation sont mal optimisés. Le branchement de condensateurs aux bornes HTA du transformateur présente donc deux avantages : Compenser les pertes magnétiques et soulager l’installation amont. Ceci est particulièrement intéressant car le transformateur reste généralement sous tension en permanence. Voir valeurs de compensation tableau de ce paragraphe. Augmenter la puissance active disponible au secondaire du transformateur. En cas d’extension en cours ou à venir, l’amélioration du facteur de puissance évite ainsi d’investir dans un nouveau transformateur.


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Tension primaire kV

Tension secondaire kV

Tension de court-circuit UDC %

20

3 à 16

6,5

Puissance réactive à compenser hors charge kVa 40

30

3 à 16

6,5

50

20

3 à 16

7

50

30

3 à 16

7

60

20

3 à 16

7

60

30

3 à 16

7

70

20

3 à 16

7,5

70

30

3 à 16

7,5

80

6,3

10 à 36

3 à 20

8,1

70

8

10 à 36

3 à 20

8,4

80

10

10 à 36

3 à 20

8,9

90

12,5

10 à 36

3 à 20

9,4

120

16

10 à 36

3 à 20

10,1

130

20

10 à 36

3 à 20

11

140

25

10 à 36

3 à 20

12,1

175

31,5

10 à 36

3 à 20

13,5

190

40

10 à 36

3 à 20

15,3

240

Puissance apparente MVA 2,5 3,15 4 5

Tableau 26 : Valeurs de compensation pour transformateurs HT/HT Puissance en kVa (400 V)

puissance réactive à compenser en kVa à vide

en charge

100

2,5

6,1

160

3,7

9,6

250

5,3

14,7

315

6,3

18,4

400

7,6

22,9

500

9,5

28,7

630

11,3

35,7

800

20

54,5

1000

23,9

72,4

1250

27,4

94,5

1600

31,9

126,2

2000

37,8

176

Tableau 27 : Valeurs de compensation pour transformateurs HT/BT Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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7.7. COMPENSATION EN BT Le principe de détermination de puissance est identique à celui de la HT, comme développé dans les paragraphes précédents, une différenciation étant faite au niveau du choix (du type) de batterie de condensateurs, principalement en fonction du niveau d’harmoniques.

7.7.1. Détermination du type de batterie Les équipements de compensation peuvent être de trois types, adaptés au niveau de pollution harmonique du réseau. Le rapport GHz/Sn permet de déterminer le type d'équipement approprié.

Sn : Puissance apparente du transformateur GHz : Puissance apparente des récepteurs produisant des harmoniques (moteurs à vitesse variable, convertisseurs statiques, électronique de puissance, …) Qcm : Puissance de l’équipement de compensation

Figure 92 : Compensation de réseau de distribution en BT

7.7.2. Type standard, type H ou type SAH Standard ⇒ si puissance des générateurs d’harmoniques inférieure à 15% de la puissance du transformateur Type H (isolation renforcée à 470 V) ⇒si puissance des générateurs d’harmoniques est comprise entre 15% et 25% de la puissance du transformateur Type SAH (avec selfs anti harmoniques) ⇒ si puissance des générateurs d’harmoniques est comprise entre 25% et 50% de la puissance du transformateur Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Attention : au-delà de 50% de générateurs d’harmoniques, l’installation de filtres est recommandée.

7.7.3. Choix du type d'équipement Les équipements de compensation peuvent être de trois types, adaptés au niveau de pollution harmonique du réseau. Le choix peut se faire : soit à partir du rapport GHz/Sn

Figure 93 : Choix du type de compensation en fonction du % d’harmoniques (Schneider) Exemple 1 : U = 400 V Sn = 800 kVa

P = 450 kW

GHz = 50 kVa

GHz / Sn = 6.2% ⇒ Équipement standard Exemple 2 : U = 400 V Sn = 800 kVa

P = 100 kW

GHz = 150 kVa

GHz / Sn = 18.75% ⇒ Équipement type H Exemple 3 U = 400 V

Sn = 800 kVa

P = 300 kW

GHz = 400 kVa

GHz : Sn = 50% ⇒ Équipement type SAH Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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soit à partir du taux de distorsion en courant harmonique THD(*) mesuré : Sn = puissance apparente du transformateur. S = charge en kVa au secondaire du transformateur au moment de la mesure THD x S/Sn < 5%

⇒ Équipement standard

5% < THD x S/Sn < 10%

⇒ Équipement type H

10% < THD x S/Sn < 20% ⇒ Équipement type SAH Nota : Il faut que la mesure d’harmoniques soit faite au secondaire du transformateur, à pleine charge et sans condensateurs. Tenir compte de la puissance apparente au moment de la mesure. (*) THD "Total Harmonica Distorsion" ou taux global de distorsion harmonique


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8. MANAGEMENT DES RESEAUX 8.1. ARCHITECTURE DE LA DISTRIBUTION SUR SITE 8.1.1. Normal / Secours Ou Normal / Emergency

Transfo HT/BT ‘A’

G 003

Transfo HT/BT ‘B’ x

Disjoncteur général A

Disjoncteur général B

MCC

GE

x Jeu de barres ‘B’

x Jeu de x barres ‘A’

x

Distribution ‘A’

Disjoncteur de couplage jeu de barres

x

x

1MW /400V

Disjoncteur x ‘G’

x Disjoncteur ‘SB’ Disjoncteur ‘SA’

Distribution ‘B’

Armoire Secours x

x

Distribution Secours

Figure 94 : Circuits Normal / Secours Les circuits secourus (UPS, éclairage de sécurité, la cuisine, les pompes de sécurité, etc.) sont alimentés depuis une armoire Secours spécifique à ces départs jugés suffisamment importants pour être réalimentés en cas de perte d’alimentation principale. Les circuits secourus sont en BT alimentés par un diesel générateur (de très rares exceptions réalimentent en HT avec transfo élévateur). En marche ‘normal’, le jeu de barres de l’armoire secours est alimenté par les disjoncteurs ‘SA’ et ‘SB’, l’alimentation par ‘G’ étant ouverte. En mode ‘secours’, c’est l’inverse ‘G’ est fermé ‘SA’ et ‘SB’ sont ouverts. Un dispositif de synchronisation (en principe…) équipe ces disjoncteurs pour coupler le générateur de secours avec le réseau ‘normal’ soit pour le test régulier du générateur (avec mise en charge) soit pour la remise en service de l’installation


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8.1.2. Secours / Essentiel Ou Emergency / Essentiel Une « notion » complémentaire existe sur site depuis quelques temps, c’est la différenciation entre le secours et l’essentiel. Après un shutdown (complet avec arrêt des générateurs principaux), pour la remise en service, il peut y avoir des problèmes de disponibilité de puissance de la part du générateur diesel, il faut choisir ce qui est essentiel pour le démarrage (UPS, auxiliaires turbine, …) et ce qui est non indispensable (éclairage, cuisine, HVAC,…) GE

EDG

Armoire ’Normal’

Armoire Secours/Essentiel

Jeu de barres ‘B’

Jeu de barres Secours x x x Disjoncteur ‘SB’ Disjoncteur ‘SA’

x Disjoncteur couplage (tie-in) x x

Distribution Secours / Emergency

x

Disjoncteur ‘G’

Jeu de barres Essentiel x x

Distribution Essentiel / Essential

x

Alim. Externe (option ?)

Figure 95 : Circuits Secours / Essentiel La fonction ‘essentiel’ seule peut être automatique ou manuelle suivant l’équipement du site. Le retour en conditions normales est de toute façon manuel. Et si vous avez un (gros) problème de puissance de la part du générateur secours, il doit toujours y avoir moyen de connecter un diesel de secours (du secours) sur le jeu de barres essentiel. C’est très rare mais çà s’est déjà produit… le rideau complet avec impossibilité de démarrer, l’EDG refusant toute « collaboration ».

8.1.3. Circuits secourus en permanence Ce sont les circuits alimentés par : Les onduleurs généralement en 220V Les chargeurs de batterie et leurs jeux de batteries Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Ces distributions possèdent leurs propres armoires de protection avec le même type de protection que pour les armoires principales. Les batteries de l’onduleur comme du chargeur sont alimentées en permanence et en ‘floating’ sur la distribution afin de garder l’alimentation sans coupure. Attention, les batteries ont une autonomie limitée (10 min à 1 heure suivant les cas), dépêchez vous de redémarrer au moins le diesel pour réalimenter les chargeurs…, en aval les automates (PLC) et certains circuits de télécommunication et d’instrumentation causent beaucoup de problèmes lorsqu’ils sont privés d’alimentation (sans prévenir)… Jeu de barres MCC normal ou emergency ou essentiel suivant configuration

x

x

AC

Onduleur

X

DC

x

x

CPI

x

x

Distribution 220V CA

x

x

Instrumentation , Informatique, Télécom, …

CPI

x

Distribution 48V CC

x

x

Instrumentation , cellules HT, PLC,…

Figure 96 : Circuits secourus en permanence


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8.2. SUPERVISION Tous les sites sont dorénavant équipés d’un système de gestion de la distribution électrique. Ce dispositif est non seulement dédié à la surveillance en contrôlant le statut des équipements (marcha, arrêt, alarme) mais permet d’effectuer les commandes d’ouverture et fermeture des disjoncteurs (HT et BT). Ce même dispositif est (obligatoirement) couplé aux automates de procès, de shutdown, et de surveillance incendie avec également un interface pour le système de gestion générale du procès. Tout système de supervision de la distribution électrique repose sur la disponibilité des informations de l’installation électrique. Elles proviennent des appareils assurant la surveillance, la protection et la commande installés dans des équipements HTA (cellules de tableaux HTA) ou BT (TGBT). Tout gestionnaire de réseau, quel que soit le fabricant, communique avec les autres équipements au travers d’un bus (Ethernet ou autre) interne. Il peut même dans certain cas être connecté sur le réseau Internet pour surveillance (et commande) depuis l’extérieur. Toute installation de gestion de réseau possède, en conséquence des interfaces de communication convertissant les valeurs analogiques, les statuts de contacts en grandeurs numériques, pour les entrées et les sorties une unité de gestion des bus de communication, éventuellement un réseau hardware

8.2.1. Produits communicants Les produits communicants (les interfaces de protection et de mesure) pourront comporter Figure 97 : Produits communicants d’un réseau de supervision électrique relais de protection HTA multifonctions (type Sepam de MG ou autre) relais multifonctions BT relais de surveillance défaut terre (type Vigirex ou autre) relais spécifique ayant une ou plusieurs fonctions suivant le code ANSI Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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disjoncteurs BT général type « Masterpact » associés à leur unité de protection disjoncteurs de protection type « compact » ou type modulaires câblés sur interface convertisseur centrales de mesure s’appliquant tant en HTA qu’en BT, centrales de mesure, appareils de mesure évolués à échantillonnage fin démarreurs moteurs …etc.… Ces produits fournissent les informations de fonctionnement (états, mesures…) au serveur Web de l’équipement dans lequel ils sont intégrés. Ces informations sont consultables en temps réel via le web.

8.2.2. Logiciels Le mode de consultation collaboratif en temps réel via le web des informations de fonctionnement des produits communicants peut être complété de possibilités de supervision plus élaborées par logiciel. Le logiciel simplifie et ramène au niveau humain la complexité d’un site : il permet de rendre intelligible le site et son fonctionnement il rend tangible et visible l’existence du réseau électrique.

Figure 98 : Logiciel de communication Ce logiciel doit pouvoir communiquer avec les autre équipements (et logiciels) au travers d’un protocole choisi (Modbus par exemple).


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8.2.3. Exemple installation dans plusieurs postes d’un site reliés par l’Intranet de ce même site raccordement des appareils de mesure aux serveurs web pour intégration au réseau Ethernet du site tous les secteurs de l’entreprise raccordés sur intranet et les exploitants ont un accès direct aux informations essentielles concernant l’installation électrique grâce à leur navigateur web.

Figure 99 : Exemple d’architecture de surveillance réseau Quant aux détails (raccordements, plans, configuration,…), vous comprendrez que c’est un sujet assez vaste que l’on ne peut trop développer ici. Procurez-vous les documents de votre site et commentez-les. Note personnelle : j’ai remarqué que la surveillance (et commande) électrique des réseaux était un système considéré « secondaire » sur plusieurs sites Total…. C’est-à-dire, non en service et même non commissionné…C’est peut-être du au fait qu’il faille faire collaborer plusieurs entités pour la mise en service : électriciens + instrumentiste + système + vendeur du logiciel de supervision + vendeur du logiciel process + les opérateurs + ….de la bonne volonté.


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8.3. REPARTITION DES CHARGES / LOAD SHARING Ou équilibre des puissances entre des générateurs et selon la configuration de l’installation électrique.

8.3.1. Générateurs identiques Générateurs en ligne G 3Ph 3 MW

G 3Ph 3 MW

G 3Ph 3 MW

Générateurs en réserve G 3Ph

G 3Ph

3 MW

3 MW

G 3Ph 3 MW

Jeu de barres Distribution de la charge

Figure 100 : Distribution de charge sur des générateurs identiques Sur cette installation électrique, tous les générateurs sont identiques, en règle générale la puissance est partagée à pourcentage égal.

8.3.2. Générateurs à puissances différentes Générateurs en ligne G 3Ph 10 MW

G 3Ph 10 MW

G 3Ph 3 MW

Générateurs en réserve G 3Ph 3 MW

G 3Ph 1 MW

G 3Ph 0.6 MW

Jeu de barres Distribution de la charge

Figure 101 : Distribution de charge avec des générateurs différents en puissance En regardant le schéma, l’on réalise qu’il est impossible d’exiger du dernier générateur (0,6 KW) qu’il répartisse une puissance identique à celle des 10 MW. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Un système de répartition des charges est donc nécessaire, celui-ci pouvant se réaliser: Selon un ratio fonction de la puissance électrique disponible ou suivant un réglage manuel permanent. Selon un système centralisé de répartition de la puissance en fonction d’ordres indépendants pour chaque circuit de commande du générateur, il s’agit de « répartition des charges » dans laquelle un boîtier de commande supplémentaire est ajouté à chaque unité en complément de son AVR et de sa commande de vitesse. Si vous êtes familiarisé aux installations électriques sur site, l’équipement de commande Woodward est installé sur de nombreuses installations, quelques appareils de commande de charge ou de commande de charge et de vitesse sont illustrés ci-après. Le dispositif Répartition des charges et commande de vitesse 2301A est disponible sur des circuits à effet direct-inversé et dans plusieurs plages de vitesse pour les applications nécessitant soit une commande de statisme ou vitesse isochrone. Les modèles sont disponibles avec des rampes d’accélération ou de décélération. Figure 102 : Commande de répartition des charges et de vitesse Woodward 2301A Le dispositif Commande automatique de prise de charge de générateur (AGLC) peut être utilisé avec n’importe quel système de répartition des charges et de commande de vitesse Woodward à capteurs de charge intégrés ou externes. Il est conçu pour fournir de façon régulière la charge et la décharge d’un groupe générateur selon un système de répartition des charges isochrone ou un réglage des charges de base à des débits contrôlés. Les rampes électroniques s’ajustent facilement entre cinq secondes et cinq minutes pour une modification des charges à 100 %. Les débits des rampes de charge et de décharge se règlent séparément. Figure 103 : Commande automatique de chargement de générateur Woodward AGLC Évidemment, nous ne pouvons éditer ici tous les manuels d’instruction et d’utilisation Woodward, d’ailleurs la répartition des charges + commande des alternateurs constituent un cours complet en lui-même. L’illustration suivante présente un exemple de configuration schématique avec répartition des charges. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Formation Exploitation Électricité Réseaux de distribution Turbines entraînant les générateurs T1

T2 SC1

G1

T3 SC2

G2 AVR1 LS1

T4 SC3

G3 AVR2

T5 SC4

G4 AVR3

LS2

T6

LS3

SC5 G5

AVR4

SC6 G6

AVR5

LS4

AVR6

LS5

LS6

Bus de communication ou câbles de liaison entre les LS’s LS0 Jeu de barres de distribution de charges Lampe de charge totale et entrée de tension V pour ODC

Figure 104 : Schéma type du principe de répartition des charges Le SC x (Speed Controller) correspond au contrôleur de vitesse réceptionnant l’indication en tr / min et renvoyant le signal vers le régulateur de l’appareil moteur. L’AVR x (Automatic Voltage Regulator) correspond au variateur automatique de tension réceptionnant la tension et le courant de son générateur et renvoyant le courant de champ. La LS x (Load Sharing) correspond au « boîtier » de répartition des charges assurant le dialogue avec chaque SC et AVR de générateur / appareil moteur, elle est interconnectée avec la LS0 principale qui contrôle la charge totale.

8.4. DELESTAGE / LOAD SHEDDING Pour ne pas faire déclencher tout un réseau, toute une distribution électrique en cas de panne subite sur un générateur causant ainsi une insuffisance de puissance, il faut abaisser « instantanément » la puissance consommée en « sacrifiant » un certain nombre de circuits En cas de déclenchement de générateur(s), un automate programmable effectue le ratio entre la puissance disponible et la puissance consommée au moment du trip. Il décide alors de donner des ordres de déclenchement plus ou moins nombreux en fonction de la puissance à délester. L’analyse peut être sur la valeur de la fréquence au moment du « trip ». Plus la fréquence a chutée, plus le délestage doit être conséquent. Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Les circuits à ouvrir sont préprogrammés en fonction de l’importance du délestage. L’exemple (le schéma) de ce paragraphe est auto explicatif pour la compréhension du principe.

Instant ‘T’: 4 générateurs en ligne 12 kW disponible 11 kW utilisé Générateurs en ligne G 3Ph 3 MW

G 3Ph

Générateurs en réserve

G 3Ph

3 MW

3 MW

G 3Ph

G 3Ph

3 MW

G 3Ph

3 MW

3 MW

Jeu de barres Distribution de la charge Trip de 1 générateur

Instant ‘T+t1’: 3 générateurs en ligne 9 kW disponible 11 kW utilisé Générateurs en ligne Analyse P.dispo / P.utilisée

Générateurs en réserve

Trip G 3Ph 3 MW

G 3Ph 3 MW

G 3Ph 3 MW

G 3Ph

G 3Ph

3 MW

3 MW

G 3Ph 3 MW

Jeu de barres Action de l’automate de délestage x

Distribution de la charge x

x

Instant ‘T+t2: délester = ouvrir les circuits non prioritaires pour passer la puissance consommée en dessous de la puissance disponible

Figure 105 : Principe d’un délestage / Load Shedding


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9. GLOSSAIRE


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10. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1 : Le processus de sélectivité..................................................................................9 Figure 2 : Exemple de facteur de simultanéité dans la distribution d’appartements ..........16 Figure 3 : Exemple de distribution dans un atelier .............................................................17 Figure 4 : Alimentation de l’atelier par une autre source....................................................21 Figure 5 : Procédure de calcul d’Icc pour la conception d’une installation électrique. .......23 Figure 6 : Schéma simplifié d’un réseau ...........................................................................28 Figure 7 : Présentation graphique et décomposition du courant d’un court-circuit s’établissant en un point éloigné d’un alternateur.......................................................29 Figure 8 : Rappel et présentation graphique des deux cas extrêmes d’un courant de courtcircuit, symétrique et asymétrique. .............................................................................30 Figure 9 : Variation du facteur K en fonction de R / X (cf. CEI 60909)...............................31 Figure 10 : Forme du courant de court-circuit ....................................................................32 Figure 11 : Les courants d’un court-circuit proche d’un alternateur (tracé schématique)...33 Figure 12 : L’équation de Pythagore de base ....................................................................38 Figure 13 : Les différents courants de court-circuit ............................................................42 Figure 14 : Erreur induite dans le calcul du courant de court-circuit lorsque l’impédance Za du réseau amont est négligée. ...................................................................................47 Figure 15 : Impédance ZL d’un câble triphasé, à 20 °C, donc les conducteurs sont en cuivre. .........................................................................................................................50 Figure 16 : Le problème : calculer Icc3 et ip aux points A, B, C et D ..................................58 Figure 17 : Calcul des impédances....................................................................................59 Figure 18 : Variation du facteur K en fonction de R/X (cf. CEI 60909)...............................60 Figure 19 : Sélectivité dans une distribution électrique......................................................67 Figure 20 : Plusieurs disjoncteurs sont concernés par le défaut Id....................................68 Figure 21 : Sélectivité totale...............................................................................................70 Figure 22 : Sélectivité partielle...........................................................................................70 Figure 23 : Sélectivité aux surcharges. ..............................................................................71 Figure 24 : Sélectivité aux courts-circuits...........................................................................72 Figure 25 : Sélectivité ampèremétrique partielle................................................................73 Figure 26 : Fonctionnement d’une sélectivité ampèremétrique totale................................73 Figure 27 : Courbes pour une sélectivité ampèremétrique ................................................74 Figure 28 : Principe de la sélectivité chronométrique ........................................................75 Figure 29 : Décomposition d’un intervalle de sécurité .......................................................75 Figure 30 : Réseau en antenne avec sélectivité chronométrique ......................................76 Figure 31 : Sélectivité chronométrique avec relais à temps indépendant et à temps dépendant...................................................................................................................77 Figure 32 : Sélectivité chronométrique et disjoncteurs sélectifs.........................................78 Figure 33: Sélectivité pseudo chronométrique...................................................................78 Figure 34 : Système de sélectivité ‘sellim” pour disjoncteurs.............................................79 Figure 35 : Principe de la sélectivité logique......................................................................80 Figure 36 : Distribution en antenne avec utilisation de la sélectivité logique......................81 Figure 37 : Principe de la protection directionnelle ............................................................83 Figure 38 : Protection directionnelle : exemple de deux arrivées en parallèle. ..................83 Figure 39 : Principe de la protection différentielle. .............................................................84 Figure 40 : Sélectivités ampèremétrique + chronométrique...............................................86 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Figure 41 : Sélectivités, logique + secours chronométrique...............................................87 Figure 42 : Comparaison des temps de déclenchement entre sélectivité mixte et sélectivité chronométrique...........................................................................................................88 Figure 43 : Sélectivités chronométrique + directionnelle....................................................89 Figure 44 : Sélectivités logique + directionnelle .................................................................90 Figure 45 : Sélectivités différentielle + chronométrique .....................................................90 Figure 46 : Association des courbes de déclenchement de 2 disjoncteurs pour vérification de la sélectivité ...........................................................................................................92 Figure 47 : Exemple de sélectivité à 4 niveaux avec disjoncteurs BT................................93 Figure 48 : Exemple de non sélectivité à 4 niveaux avec disjoncteurs BT.........................94 Figure 49 : Exemple de bonne sélectivité à 4 niveaux avec disjoncteurs BT.....................95 Figure 50 : Sélectivité verticale des DDR...........................................................................96 Figure 51 : La temporisation d’un DDR (a) amont doit tenir compte du temps de retard et du temps de coupure du DDR (b) aval. ......................................................................97 Figure 52 : Deux exemples de sélectivité chronométrique, associant un disjoncteur différentiel de type Vigicompact et un relais Vigirex (Merlin Gerin).............................98 Figure 53 : Exemple d’une sélectivité horizontale..............................................................98 Figure 54 : En présence d’un défaut en schéma IT, Da peut ouvrir à la place de Db. .......99 Figure 55 : DDR et parafoudre...........................................................................................99 Figure 56 : Boucles HT avec production interne d’énergie ..............................................103 Figure 57 : Boucles HT en architecture radiale................................................................103 Figure 58 : Boucles HT architecture en boucle ................................................................104 Figure 59 : Reprise de circuit sans délestage ..................................................................105 Figure 60 : Reprise de circuit avec délestage ..................................................................105 Figure 61 : Les différents systèmes de verrouillage pour transformateur HT/BT .............107 Figure 62 : Conditions initiales disjoncteurs HT et BT fermés..........................................108 Figure 63 : Fin étape 4- la clé ‘S’ peut être enlevée.........................................................109 Figure 64 : Fin de mise hors service, le transformateur est accessible ...........................109 Figure 65 : Étude des protections d’un réseau ................................................................112 Figure 66: Principe de fonctionnement d’un relais (exemple relais à maximum de courant ANSI 51) ...................................................................................................................117 Figure 67 : Principe du déclenchement à temps indépendant ou constant (DT)..............118 Figure 68 : Principe du déclenchement à temps dépendant (IDMT)................................118 Figure 69 : Courbes CEI de déclenchement à temps indépendant..................................119 Figure 70 : Protection sur défaut entre phases ................................................................120 Figure 71 : Protection sur défaut phase-terre (neutre résistif transformateur) .................121 Figure 72 : Protection sur défaut phase -terre (neutre résistif sur jeu de barres).............122 Figure 73 : Protection sur défaut phase-terre (neutre isolé).............................................123 Figure 74 : Protection sur défaut entre phases ................................................................125 Figure 75 : Protection sur défaut phase-terre (neutre résistif transformateur) .................126 Figure 76 : Protection de couplage entre deux réseaux ..................................................128 Figure 77 : Transfert automatique de sources .................................................................129 Figure 78 : Principe de la protection d’une boucle ouverte ..............................................130 Figure 79 : Protection différentielle d’une boucle fermée .................................................131 Figure 80 : Protection de boucle à maximum de courant et sélectivité logique directionnelle .................................................................................................................................132 Figure 81 : Composantes active et réactive du courant...................................................134 Figure 82 : Composantes active et réactive de la puissance ...........................................135 Manuel de formation EXP-MN-SE100-FR Dernière révision : 20/11/2008

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Figure 83 : Circulation de l’énergie réactive – pour ‘S’ et ‘I’ .............................................137 Figure 84 : Diminution des pertes en lignes.....................................................................142 Figure 85 : Avantages techniques de la compensation ...................................................143 Figure 86 : Principe de la compensation..........................................................................145 Figure 87 : Exemple de compensations possibles...........................................................150 Figure 88 : Les condensateurs offrent une moindre impédance aux fréquences élevées des courants harmoniques. ......................................................................................153 Figure 89 : Montage en triangle (ne pas utiliser de condensateurs avec fusibles internes) .................................................................................................................................159 Figure 90 : Montage en double étoile ..............................................................................160 Figure 91 : Compensation des moteurs asynchrones......................................................161 Figure 92 : Compensation de réseau de distribution en BT .............................................164 Figure 93 : Choix du type de compensation en fonction du % d’harmoniques (Schneider) .................................................................................................................................165 Figure 94 : Circuits Normal / Secours ..............................................................................167 Figure 95 : Circuits Secours / Essentiel ...........................................................................168 Figure 96 : Circuits secourus en permanence .................................................................169 Figure 97 : Produits communicants d’un réseau de supervision électrique .....................170 Figure 98 : Logiciel de communication ............................................................................171 Figure 99 : Exemple d’architecture de surveillance réseau..............................................172 Figure 100 : Distribution de charge sur des générateurs identiques................................173 Figure 101 : Distribution de charge avec des générateurs différents en puissance.........173 Figure 102 : Commande de répartition des charges et de vitesse Woodward 2301A .....174 Figure 103 : Commande automatique de chargement de générateur Woodward AGLC.174 Figure 104 : Schéma type du principe de répartition des charges ...................................175 Figure 105 : Principe d’un délestage / Load Shedding ....................................................176


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11. SOMMAIRE DES TABLEAUX Tableau 1 : Facteur de simultanéité pour un immeuble d’appartements ...........................15 Tableau 2 : Facteur de simultanéité pour tableaux de distribution.....................................17 Tableau 3 : Facteur de simultanéité selon la fonction du circuit.........................................17 Tableau 4 : Distribution des ateliers – application de ku et ks ...........................................18 Tableau 5 : Puissances standard d’un transformateur HT/BT ...........................................20 Tableau 6 : Abréviations et symboles utilisés dans les calculs Icc ....................................22 Tableau 7 : Les courbes pour choisir les protections.........................................................24 Tableau 8 : Les différents courts-circuits et leurs courants. Le sens des flèches figurant les courants est arbitraire. ................................................................................................26 Tableau 9 : Récapitulatif des composants des calculs - guide pour la méthode "Schneider" ...................................................................................................................................39 Tableau 10 : Impédance du réseau HT (après le transformateur HT/BT) ..........................40 Tableau 11 : Transformateurs, données moyennes d’une plaque d’identification .............40 Tableau 12 : Exemple de méthode de calcul simplifié d’Icc...............................................41 Tableau 13 : Tension de court-circuit ucc normalisée pour les transformateurs HTA/BT de distribution publique....................................................................................................45 Tableau 14 : Valeurs de résistivité ρ des conducteurs à prendre en compte en fonction du courant de court-circuit calculé ...................................................................................48 Tableau 15 : Valeurs de la réactance des câbles selon le mode de pose. ........................49 Tableau 16 : Valeurs de réactances d’alternateurs, en %. ................................................51 Tableau 17 : Réactances en % des moteurs et compensateurs synchrones. ...................52 Tableau 18 : Calculer Icc1, Icc2, Icc3 ................................................................................66 Tableau 19 : Les 2 principes de sélectivité par protection différentielle .............................85 Tableau 20 : Avantages, inconvénients des différents types de réseaux de distribution HT .................................................................................................................................102 Tableau 21 : Récapitulatif des codes ANSI......................................................................116 Tableau 22 : Facteurs de puissance des appareils les plus courants (ordres de grandeur) .................................................................................................................................139 Tableau 23 : Bon facteur de puissance = économie ........................................................144 Tableau 24 : Tableau de détermination de la puissance réactive Qc à installer en condensateurs pour passer de tg ϕ à tg ϕ’ ...............................................................148 Tableau 25 : Tableau de choix de la solution en présence d'harmoniques......................155 Tableau 26 : Valeurs de compensation pour transformateurs HT/HT..............................163 Tableau 27 : Valeurs de compensation pour transformateurs HT/BT ..............................163


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EXP-MN-SE100-FR-R0 - Réseaux de distribution.pdf

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