Cours Protection Des Réseau Chapitre I II III [PDF]

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MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE IBN KHALDOUN –TiaretFaculté des Sciences Appliquées Département de Génie Electrique

Polycopié de Cours Protection du réseau électrique Présenté par : Lakhdar.A Maître assistant classe A Ce cours est destiné aux étudiants troisième année Licence Électrotechnique 6ème semestre

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2 Chapitre 1 : Introduction à la protection

1.1. Introduction : Généralité sur les réseaux électriques Un réseau électrique est un ensemble de composants électriques interconnectés d’une manière permettant d'acheminer l'énergie électrique des centres de production vers les consommateurs d’électricité. Une distribution électrique, importante et complète comprend les diverses parties suivantes : > Les usines de production de l’énergie électrique où Centrales électriques ; > Un réseau de lignes de transport à (très) haute tension ; > Des postes de transformation, d’interconnexion, de répartition ; > Des réseaux de lignes de distribution en moyenne tension ; > Des postes de transformation (cabines), associés à des lignes d’utilisation à basse tension. Dans ce chapitre nous passerons en revue quelques différents moyens de production de l’énergie électrique, la variété des structures topologiques des réseaux, les systèmes polyphasés, plus particulièrement les systèmes triphasés équilibrés et déséquilibrés. 1.2. Production de l'énergie électrique La production consiste à utiliser des énergies diverses de manière à entrainer des alternateurs qui souvent, produisent des tensions et des courants électriques triphasés. On distingue ainsi des centrales de production : thermiques, nucléaires, hydrauliques, éoliennes, solaires, géothermiques (les turbines à vapeur sèche), etc. Les avantages et inconvénients de chaque type proviennent principalement de la facilité d'exploitation et d'entretien des ressources et surtout du rendement de la transformation d'énergie. 1.3. Interconnexion, transport et distribution de l'énergie électrique L’énergie électrique peut être transportée soit par courant alternatif mono ou polyphasé à des différents niveaux de tension avec une fréquence donnée, soit par courant continu. Les systèmes à courant alternatif sont universellement employés à cause d’importants avantages qu’ils présentent et ceux à courant continu sont réserves pour certaines applications particulières. Pour des raisons techniques et économiques, les centres de production de l’énergie électrique sont concentrés sur un nombre relativement réduit des sites ; quant aux nombreux consommateurs, ils sont repartis sur l’ensemble du territoire. Afin de pouvoir assurer les différentes liaisons des uns avec les autres, il importe d’établir des lignes électriques qui permettent le transit de puissance électrique. Ces lignes sont raccordées entre elles au travers des postes électriques qui sont des nœuds comprenant particulièrement les appareillages électriques, les transformateurs, les appareils de mesure, de commande et de contrôle, etc. Les réseaux sont donc constitués des branches (mailles ou en antennes) formées par des lignes électriques et des postes. L’ensemble du réseau assure le transit de l’énergie des centres de production aux différents centres de consommation et réalise aussi une certaine mise en commun (interconnexion) des moyens de production. Les quantités d’énergie transportées vont en décroissant des générateurs, relativement peu nombreux, aux millions de consommateurs. Pratiquement, un certain nombre de réseaux assurent diverses fonctions spécifiques entre lesquelles les frontières ne sont pas toujours précises et sont susceptibles de varier dans le temps avec les modalités d’exploitation. On distingue : > Les réseaux de transport et d'interconnexion ; > Les réseaux de répartition ; > Les réseaux de distribution.

1.4. Structures topologiques des réseaux électriques La structure topologique d’un réseau électrique est celle qui apparait sur une carte ; elle ne suffit pas pour caractériser le schéma d’exploitation du réseau. Nécessité de topologies variées Les réseaux doivent assurer le transit de l’énergie avec le maximum de sécurité malgré les atteintes diverses dont ils peuvent être victimes (foudre, pollution, chocs mécaniques, etc.) et les avaries qui peuvent en résulter. On peut accroitre la sécurité : > En améliorant la fiabilité du matériel ; > En assurant un entretien préventif adéquat ; > En améliorant les dispositions constructives ; > En augmentant le nombre de circuits, de transformateurs, ..., cela est particulièrement onéreux.

3 Il est donc important de trouver un compromis entre le coût des investissements supplémentaires et celui de la défaillance éventuelle, que l’on peut tirer par l’énergie risquant de n’être pas distribuée. Ce compromis ne peut être le même suivant les fonctions assurées par les réseaux, leur tension, le type d’usagers raccordés à ceux-ci. Cela conduit à des différentes topologies de réseaux dont nous pouvons citer les réseaux radiaux, bouclés et ceux maillés. Chaque branche entre deux nœuds consécutifs i et j sera représentée par son schéma équivalent et il est fréquent dans la pratique de connaître la charge en un nœud i par sa puissance et son facteur de puissance. 1.4.1. Réseaux radiaux Leur configuration est celle rencontrée dans l’exploitation des réseaux de distribution dont les sources de tension sont constituées d’un ou plusieurs transformateur(s) abaisseur(s). La tension fournie par chacune de ces sources peut être variable, en suivant les fluctuations du réseau haute tension auquel est branché le transformateur, ou réglable si le rapport de transformation peut être modifié. La figure 1.1 ci-après illustre le schéma d’un réseau radial. Le calcul d’un tel réseau est particulièrement aisé.

Fig.1.1 : Illustration d'un réseau radial ou en antenne 1.4.2. Réseaux maillés Ce sont des réseaux dans lesquels les liaisons forment des boucles dont la majorité a des côtés communs, réalisant ainsi une structure semblable aux mailles d’un filet. Dans ces réseaux, les transits d’énergie dans les différentes branches peuvent facilement échapper à tout contrôle précis. Cette structure est généralement utilisée pour le transport ; la figure 1.2 ci-après donne la structure maillée d’un réseau électrique.

Fig.1.2 : Illustration d'un réseau maillé

1.4.3. Réseaux bouclés Un réseau bouclé est un réseau maillé simplifié présentant un certain nombre de boucles fermées. Chacune de boucle contient un nombre limité de sources.

Fig.1.3 : Illustration d'un réseau bouclé

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1.5. Systèmes polyphasés Généralement l’énergie électrique est distribuée à la plupart d’installations industrielles par des systèmes polyphasés et particulièrement par des systèmes triphasés qui sont composes de trois phases. Un système polyphasé se définit comme étant un ensemble de grandeurs sinusoïdales de même fréquence, déphasées les unes par rapport aux autres. Le système polyphasé de grandeurs est alors appelé « système -phases ». Un système -phase est dit « symétrique ou équilibré » si les valeurs efficaces de ses grandeurs sinusoïdales sont égales et si le déphasage entre deux grandeurs consécutives vaut , sinon le système -phase est dit « non symétrique ou déséquilibré ». Les différents systèmes polyphasés sont : > Système diphasé : c’est un système non conforme à la définition d’un Système polyphasé car il exigerait un déphasage d’entre les Grandeurs. Dans ce système particulier on prend pour le calcul du Déphasage et pour le nombre de phases. > Système triphasé : > Système tétra phase : > Système hexa phase : Dans la suite, nous nous intéressons particulièrement au système triphasé. On définit l’opérateur de déphasage ou de rotation pour un système triphasé par : P (~) -- Avec. Les phaseurs tensions ~ ~ ~) sur les trois phases en un nœud d’un système triphasé symétrique direct sont définies par les phaseurs suivants :

Le système symétrique est complètement défini par un seul phaseur de référence ~. Les phaseurs tensions ~ ~ ~ ) sur les trois phases en un nœud d’un système triphasé symétrique inverse sont définies par les phaseurs suivants :

Ce système symétrique est aussi complètement défini par un seul phaseur de référence

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1.6. Le réseau électrique

Fig.1.4 réseau électrique

Problèmes posés · l’électricité ne se stocke pas, .les centrales sont implantées en fonction de certaines contraintes géographiques · les consommateurs sont répartis sur l’ensemble du territoire Solution Il faut produire l’électricité en temps réel. Le réseau de transport et d’interconnexion (toutes les HTB sont interconnectées par des postes de transformation).

1.6. 1. Les différents défauts dans le réseau électrique Avant de parler des différents défauts dans le réseau électrique, on va commencer tout d’abord par donner la

structure générale du réseau électrique 1.6. 1.1 Structure nationale du réseau électrique Les générateurs des centrales électriques fournissent généralement une tension comprise entre 5 et 20 kV. Cette tension est élevée à une valeur de 400 kV afin d’être transportée vers les centrales de répartition (dispatching) puis vers les lieux d’utilisation par les réseaux de transport et de distribution de l’énergie électrique

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Composants électriques dans un poste (A : côté primaire B : côté secondaire 1. Ligne électrique primaire 2. Câble de garde 3. Ligne électrique 4. Transformateur de tension 5. Sectionneur 6. Disjoncteur 7. Transformateur de courant 8. Parafoudre 9. Transformateur (de puissance) 10. Bâtiment secondaire 11. Clôture 12. Ligne électrique secondaire) Fig.1.5 Structure Nationale du réseau électrique

1.6. 1.2 Sources de perturbation dans le réseau électrique a) perturbations atmosphériques (Origines naturelles) : foudre, brouillard b) perturbations artificielles (accidentelles) : amorçage des corps étrangers (branches, oiseaux) ou avec un engin (grues.) pollutions. c) perturbations internes : les défauts ont pour origine le réseau lui-même Les avaries de matériels (lignes, câbles, transformateur ….)engendrés par des ruptures mécaniques ou le vieillissement des isolants. Les manœuvres inopportunes : liées à une défaillance humaine ou matériels. Ces perturbations engendrent dans le réseau :

Figure I.6 Exemples de perturbations de la qualité de l’énergie électrique

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I.6.2.1 Creux de tension Les creux de tension sont produits par des courts-circuits survenant dans le réseau général ou dans les installations de la clientèle (figure I.7). Seules les chutes de tension supérieures à 10 % sont considérées ici (les amplitudes inférieures rentrent dans la catégorie des «fluctuations de tension»). Leur durée peut aller de 10 ms à plusieurs secondes, en fonction de la localisation du court-circuit et du fonctionnement des organes de protection (les défauts sont normalement éliminés en 0.1-0.2 s en HT, 0.2 s à quelques secondes en MT).

Figure I.7: Creux de tension Ils sont caractérisés par leurs : amplitude et durée et peuvent être monophasés ou triphasés selon le nombre de phases concerné. Les creux de tension peuvent provoquer le déclenchement d'équipements, lorsque leur profondeur et leur durée excèdent certaines limites (dépendant de la sensibilité particulière des charges). Les conséquences peuvent être extrêmement coûteuses (temps de redémarrage se chiffrant en heures, voire en jours ; pertes de données informatiques ; dégâts aux produits, voire aux équipements de production...).

I.6.2.2 Interruption courte ou coupure brève L'interruption courte est la perte complète ou la disparition de la tension d'alimentation pendant une période de temps de 1/2 cycle jusqu'à 3 s. Elle se produit quand la tension d'alimentation ou le courant de charge diminue à moins de 0.1 p.u . Le dégagement du défaut de tension et les coupures brèves sont principalement produits par les court-circuit imputables aux incidents naturels du réseau et aux manœuvres d'organes de protection éliminant ces défauts. Ils sont également la conséquence d'appel de puissances importantes lors de la mise en service de certaines charges du réseau.

I.6.2.3 Bosses de tension ou surtension La bosse de tension est une augmentation de la tension au-dessus de la tension nominale 1.1 p.u pour une durée de 0.5 cycle à 60 s. Elle est caractérisée par son amplitude et sa durée. Elle peut causer l'échauffement et la destruction des composants.

I.6.2.4 Chutes de tension Lorsque le transit dans une ligne électrique est assez important, la circulation du courant dans la ligne provoque une chute de la tension (figure I.8). La tension est alors plus basse en bout de ligne qu'en son origine, et plus la ligne est chargée en transit de puissance, plus la chute de tension sera importante.

Figure I.8: Cas d'une consommation alimentée par une ligne depuis une centrale Si la consommation double, la chute de tension double.

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Figure I.9: Cas d'une forte consommation alimentée par une ligne depuis une centrale Un réseau dans lequel la consommation est éloignée de la production, présentera un profil de tension différente de celui d'un réseau dans lequel production et consommation sont uniformément réparties (figure I.10). Chaque centrale impose la tension à sa sortie, et la tension évolue dans le réseau en fonction de la consommation alimentée.

Figure I.10: Cas d'une consommation répartie avec plusieurs centrales C'est pourquoi dans les réseaux maillés THT, la tension est différente suivant l'endroit où l'on se trouve. A la pointe de consommation, la tension est forte aux nœuds du réseau où les centrales débitent, et relativement basse aux points de consommation éloignés des centrales. Figures (I.8) (I.9) (I.10) sont valables pour un instant donné, à un niveau de consommation donné. Lorsque la consommation varie au cours du temps, la tension évolue, baissant lorsque la consommation augmente, remontant lorsque la consommation diminue. Le fait que la tension ne soit pas identique en tout point du réseau est normal. Cette différence est compensée par des réglages de tension réalisés dans les postes de transformation. Cela permet de garantir que la tension reste dans la plage admissible en tout point de livraison. Remarque Un câble électrique possède sa propre résistance en fonction de sa longueur et de sa section, il nous faut donc limiter la perte engendrée par cette résistance des câbles électriques. Une petite partie de l'électricité transportée par un câble électrique se transforme en chaleur, il se produit donc une baisse de tension que l'on appelle généralement Chute de Tension ou l'effet joule. S'il se produit une chute de tension, c'est à dire une baisse du voltage qui circule à travers le câble électrique alors il y aura aussi une baisse de l'intensité en Ampère. Si une ampoule à led basse tension ne reçoit que 10.4v au lieu de 12v alors sa puissance lumineuse sera largement impactée à la baisse. Ce que dit la norme NF C 15-100 sur la chute de tension dans l’installation électrique domestique: La norme NF C 15-100 impose une chute de tension au maximum de 3% entre le disjoncteur de branchement et les circuits terminaux de l’installation électrique : prises, éclairages, circuits spécialisés…. Si la mesure de la tension au niveau du disjoncteur de branchement est de 230V, la tension limite acceptée au niveau des circuits terminaux est donc de 223V. (3% de 230V est égal à environ 7V).

9 Exemple 1 Calcule de la chute de tension

230  3.38 A 24  20  20 U  R * I  20*3.38  230  67.65  162,35V I

Exemple 2 Calcule de la chute de tension dans une ligne aérienne.

UAD= la tension composée de Départ UAA= la tension composée d’Arrivée=20KV P1= puissance active=1.5MW F=50hz R =220mΩ/km L=1.2Mh/Km Longueur de la ligne =50km

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I.6.2.5 Déséquilibre de tension Les déséquilibres de tension surviennent habituellement en présence d’un déséquilibre des charges et de leurs appels de courant. En effet, Dans un réseau triphasé, on a idéalement des amplitudes égales de la tension et du courant respectivement sur chacune des trois phases et un angle de phase de 120 degrés. Lorsque les tensions ou les courants présentent une différence d’amplitude, il y a déséquilibre et cela peut causer des problèmes pour les équipements triphasés branchés au réseau. L’impact le plus courant du déséquilibre est la surchauffe des équipements et, par conséquent, la dégradation de l’isolation électrique et la réduction de la durée de vie.

Figure I.11 Déséquilibre de tension Dans la figure I.11, les courants absorbés sur les trois phases sont donc d’amplitude différente, d’où des déséquilibres de tension. Ces déséquilibres de tension engendrent des composantes inverses de courant qui provoquent principalement des couples de freinage parasites et des échauffements dans les moteurs à courant alternatif. Au niveau européen la norme EN 50160 précise : « Dans des conditions normales d’exploitation, pour chaque période d’une semaine, 95 % des valeurs efficaces calculées sur 10 minutes de la composante inverse de la tension d’alimentation doit se situer entre 0 et 2 % de la composante directe. Dans certaines régions des déséquilibres peuvent atteindre 3 %. » COMMENT DÉTECTER UN PROBLÈME DE DÉSÉQUILIBRE DE TENSION ? Voici comment obtenir une bonne approximation du déséquilibre dans un réseau : 1. Mesurer les trois tensions phase-phase. 2. Calculer la tension moyenne. 3. Déterminer la tension qui présente le plus grand écart par rapport à la moyenne. 4. Calculer le rapport entre cet écart et la tension moyenne. Si le rapport est supérieur à 2 %, il est recommandé d’intervenir à l’interne Exemple 3 : Calcule de la tension de désiquilibre 1. Tensions mesurées : Vab = 600 V; Vbc = 630 V; Vca = 570 V 2. V moyenne = 600 V 3. ΔV = 630 V – 600 V = 30 V 4. V déséquilibre = (30 V ÷ 600 V) × 100 = 5 % (déséquilibre très élevé)

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I.6.2.6 fluctuation de tension ou le flicker Le papillotement ou scintillement (flicker en anglais) est une fluctuation de tension électrique causée par des perturbations électromagnétiques ou par des variations de puissance sur le réseau porteur de cette tension. Par extension, on appelle aussi effet flicker la variation de luminance d'une source lumineuse due à la variation de la tension d'alimentation de cette source. Ainsi, on nomme également effet flicker le scintillement d'un écran d'ordinateur causé par les variations de tension électrique dues au rafraichissement de l'affichage, ou les variations d'intensité du courant électrique d'une ampoule lorsqu'un appareil électrique est connecté sur le même circuit. Des variations de la tension du réseau d'alimentation national provoque également un effet flicker sur toutes les sources lumineuses connectées. Ces variations sont principalement causées par les fluctuations de puissance réactive sur le réseau, causées elles-mêmes par la connexion et déconnexion subite d'appareils gourmands en énergie.

Figure I.12 fluctuation de tension Variation de l'intensité lumineuse (flicker) typique des ampoules à incandescence branchées sur le réseau électrique ordinaire (230V/50Hz). Le flicker a lieu 100 fois par seconde (= 100 Hz). La variation d'intensité se situe généralement entre 5 et 15%. Appareils source de flicker    

Four à arc Soudeuse Moteur Éoliennes

Appareils sensibles à l'effet flicker Toute source lumineuse présente sur le réseau électrique sur lequel des appareils "source de flicker" peuvent être connectés ou déconnectés.   

Téléviseur Tube fluorescent Écran d'ordinateur

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I.6.2.7 Les harmoniques 1. Charges linéaires et non linéaires Une charge est dite "linéaire" si le courant qu'elle absorbe est sinusoïdal lorsqu'elle est alimentée par une tension sinusoïdale. Ce type de récepteur ne génère pas d'harmonique. Les charges non linéaires appellent du réseau un courant non purement sinusoïdal. Seul le fondamental à 50 Hz de ce courant déformé contribue, avec la tension, à l’apport de la puissance active consommée par l’équipement. Les charges non linéaires génèrent des harmoniques Les harmoniques de courant n’apportent pas cette puissance (car leurs fréquences sont différentes de 50 Hz) mais contribuent malheureusement à augmenter inutilement l’intensité efficace du courant véhiculée par les câbles d’alimentation

2. Décomposition en séries de Fourier d’un signal périodique Voire le lien ci-dessous

http://public.iutenligne.net/electronique/piou/powerelec/chap6/elec_de_P6_light.pdf Un signal périodique de fréquence f peut s’écrire comme la somme de :  Un terme constant qui correspond à la composante continue (c'est-à-dire la valeur moyenne dans le temps)  Un terme sinusoïdal de fréquence f (c’est le fondamental ou harmonique de rang 1)  Un terme sinusoïdal de fréquence 2f (harmonique de rang 2)  Un terme sinusoïdal de fréquence 3f (harmonique de rang 3)  etc … 𝑖(𝑡) = 𝐼0 + 𝐼1 sin(𝜔𝑡 + 𝜃1 ) + ∑

𝐼𝑛 sin(𝑛 𝜔𝑡 + 𝜃𝑛 )

𝑛>2

𝑣(𝑡) = 𝑉0 + 𝑉1 sin(𝜔𝑡 + 1 ) + ∑

𝑉𝑛 sin(𝑛 𝜔𝑡 + 𝑛 )

𝑛>2

Un signal sinusoïdal déformé est une superposition :

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3. Notions de tensions et courants harmoniques 3.1. Valeur efficace (True RMS) 1

𝑇

Par définition, la valeur efficace d’un courant périodique i(t) est : 𝐼𝑒𝑓𝑓 = √𝑇 ∗ ∫0 𝑖(𝑡)2 On montre que

𝐼𝑒𝑓𝑓 = √𝐼02 + 𝐼12 + ∑ 𝐼𝑛2 𝑛 2

De même

𝑉𝑒𝑓𝑓 = √𝑉02 + 𝑉12 + ∑ 𝑉𝑛2 𝑛 2

3.2. Valeur efficace des harmoniques Il s’agit de la valeur efficace de l’ensemble des harmoniques On montre que

Et

2 √ ∑ 𝐼𝑛 𝑛 2

𝐼𝐻 =

VH = √ ∑ Vn2 n 2

3.3. Total Harmonic Distorsion, THD (Taux de distorsion harmonique) Les courants harmoniques circulant à travers les impédances du système électrique provoquent des baisses de tension harmonique, observées sous forme de distorsion harmonique en tension. L’une des solutions destinées à déceler la présence d’harmoniques est le calcul du THD, taux de distorsion harmonique. Définition du taux de distorsion harmonique:

Ce qui nous donne THDV =

THD =

valeur efficace des harmoniques valeur efficace du fondamental

et

√∑𝑛 2 𝑉𝑛2 V1

THDI =

√∑𝑛2 𝐼𝑛2 I1

Remarque 1: Lorsque le THD est égal à zéro, on peut conclure qu’il n’y a pas d’harmoniques sur le réseau. Remarque 2: Il existe une autre définition du taux de distorsion se rapportant à la valeur efficace du signal dans sa globalité (THD = 2

2

√∑𝑛>2 𝑉𝑛 √∑𝑛>2 𝐼𝑛 valeur efficace des harmoniques , soit THD = pour la tension et THD = pour le courant). L’important est de rester V I valeur efficace 2 √∑𝑛>1 𝑉𝑛2 √∑𝑛>1 𝐼𝑛

cohérent dans ses calculs…

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Puissances en présence d’harmoniques 3.4. Puissances actives, réactives et apparentes. 

La puissance active P consommée par la charge est la moyenne sur une période de la puissance instantanée : 𝑇 1 𝑃 = ∗ ∫ 𝑣(𝑡) ∗ 𝑖 (𝑡)𝑑𝑡 𝑇 0 On montre que :

 

P

=

V0 x I0 + V1 I1 cos1 + V2 I2 cos2 + V3 I3 cos3 + ….

contribution des composantes continues contribution des fondamentales contribution des harmoniques de rang 2 contribution des harmoniques de rang 3

Q

La puissance réactive Q consommée par la charge vaut

La puissance apparente de la charge est par définition :

=

V1 I1 sin1 + ∑n>2 Vn 𝐼𝑛 cos 𝜑𝑛

S=VxI

3.5. Puissance déformante En présence d'harmoniques, S² ≠ P² + Q² On introduit la notion de puissance déformante D telle que

S² = P² + Q² + D²

3.6. Facteur de puissance Par définition, le facteur de puissance vaut :

Ce qu’il faut retenir :

PF =

P P = S √P² + Q² + D²

Dans un milieu purement sinusoïdal : PF = cos  Dans un milieu harmonique : PF < cos φ

4. Cas d’un dipôle non linéaire alimenté par une tension alternative sinusoïdale 4.1. Expression de la tension et du courant On suppose le courant alternatif : On a donc

I0 = 0

In 2 Ieff = √ I12 + ∑ In2 = I1 √ 1 + ∑ ( ) I1 n2

Ieff = I1 √1 + THD2I

n 2

15 Une tension alternative purement sinusoïdale se résume à son fondamental (harmonique de rang 1). Donc V = V1 (Vn = 0 pour n 2)

4.2. Expression des puissances Les expressions de la tension et du courant permettent de simplifier celles des puissances  Puissance active P = V I1 cos 1  Puissance réactive Q = V I1 sin 1 

Puissance apparente

S = V I = V 𝐈𝟏 √𝟏 + 𝐓𝐇𝐃𝟐𝐈



Puissance déformante

D² = S² - (P² + Q²) D = V I1 x THDI D = V IH

Remarques:  Les harmoniques du courant (rang  2) ne jouent aucun rôle en ce qui concerne la puissance active  Les harmoniques du courant (rang  2) ne jouent aucun rôle en ce qui concerne la puissance réactive  La puissance déformante est directement liée à la présence des harmoniques de courant (rang  2).

4.3. Expression du facteur de puissance PF =

PF =

P V I1 cos φ1 = S √V² I²1 cos² φ1 + V² I²1 sin² φ1 + V² I²1 THDI ² cos φ1 √1 + THDI ²

Remarques:  Quand le taux de distorsion harmonique du courant (THDi) augmente, le facteur de puissance diminue.  Le terme cos 1 est aussi appelé facteur de déplacement (DPF : Displacement Power Factor). On a : PF < DPF THDi 0 % (charge linéaire) 10 % 20 % 50 % 100 % 150 % 200 %

Facteur de puissance PF (pour DPF = 1) 1 0,995 0,981 0,894 0,707 0,555 0,447

5. Problèmes créés par les harmoniques 5.1. Les effets Effets immédiats : pertes par effet Joule  Dégradation du facteur de puissance  Réduction de la puissance des moteurs (couple négatif)  Surcharges des câbles, transformateurs et moteurs  Augmentation du bruit dans les moteurs  Erreur d’enregistrement dans les compteurs  Surdimensionnement des câbles  Réduction de la capacité du réseau  Mauvais fonctionnement des contacteurs  Perturbation des systèmes électroniques Effets à moyen et long terme  Réduction de la durée de vie des moteurs  Détérioration des batteries de condensateurs  Réduction de la durée de vie des transformateurs  Vieillissement accéléré des isolants et des diélectriques  Pertes Fer (Iron losses) , pertes crées par le champ magnétique + pertes dues aux courants de Foucault, entrainant un déclassement des transformateurs et des moteurs

5.2. Les principaux remèdes envisagés Solutions générales  Abaisser les impédances harmoniques  Agir sur la structure de l’installation

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6. Aspects normatifs 6.1. Principales normes Plusieurs normes existent pour cadrer ce sujet et parmi les plus importantes :  CEI 61000-1-1 : Pour définir les harmoniques.  CEI 61000-2-1 à 5 : Pour les réseaux basse fréquence et transmission.  CEI 61000-3-2 à 6 : Pour les limites d'émission de courant harmonique.  CEI 61000-4-1 à 15 : Pour les essais et les immunisations des matériels.  EN 50160 : Pour les caractéristiques de la fourniture de la tension par les réseaux publics.  Le guide UTE C15-105 : Pour le dimensionnement des câbles en présence d'harmoniques.

6.2. Extrait de la norme CEI 61000-2-2 : Cette norme définit les niveaux de compatibilité pour les perturbations conduites basse fréquence sur les réseaux publics d'alimentation basse tension

Niveaux tolérables pour les tensions harmoniques sur les réseaux basse tension 50 Hz (selon IEC61000-2-2)

6.3. Prise en compte des courants harmoniques par la norme NF C 15-105 (extraits) Le dimensionnement des câbles en fonction du pourcentage d’harmoniques (TH%) est réalisé suivant la norme NF C 15-100 éditée par l’UTE C 15-105 (433.3 & 433.4) en tenant compte du calcul de la section du neutre, suivant le taux d’harmoniques. Taux d’harmoniques THDU < 5 % et THDI < 10 % 5 % < THDU < 8 % ou 10 % < THDI < 50 %

Effets prévisibles Néant Pollution significative, effets nuisibles possibles Pollution forte, THDU > 8 % et THDI > 50 % dysfonctionnement probables Taux d’harmoniques de rang 3 Courant non négligeable en courant > 15 % dans le neutre Analyse prévisionnelle du taux de distorsion harmoniques en courant

Choix de la section du neutre selon NF C 15-105

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Forme du courants absorbé par certaines charges non linéaires

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21 Chapitre 2 : élément de système de protection

2.1. Introduction : moyens de protection LES PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU Elles comprennent : - les protections de surcharge, qui mettent hors tension les ouvrages parcourus par des intensités trop élevées, susceptibles de les détériorer ou de les rendre dangereux. - les protections contre les ruptures de synchronisme, destinées à éviter le déclenchement des alternateurs des centrales lorsque l'un d'eux, ou plusieurs d'entre eux, tournent à une vitesse différente de l'ensemble des autres alternateurs débitant sur le même réseau - les protections de délestage, destinées à rétablir l'équilibre production - consommation, et ainsi à éviter une chute de fréquence susceptible de conduire à un effondrement général des moyens de production. LES AUTOMATES La plupart des défauts créés par la foudre sur les ouvrages aériens disparaissent spontanément au bout de quelques dixièmes de secondes après mise hors tension de l'ouvrage. Après certains contrôles il est alors possible de remettre l'ouvrage sous tension. Des automates sont chargés de ces contrôles. D'autres automates permettent, lorsque plusieurs ouvrages se trouvent hors tension, de remettre rapidement en service ceux qui sont sains. D'autres permettent d'éviter les déclenchements par surcharge par des manœuvres préventives sur d'autres départs. D'autres, enfin, sont utilisés pour maintenir une tension correcte sur le réseau, par action sur les régleurs des transformateurs. LE RELAIS THERMIQUE Est un appareil qui protège le récepteur placé en aval contre les surcharges et les coupures de phase. Pour cela, il surveille en permanence le courant dans le récepteur. En cas de surcharge, le relais thermique n’agit pas directement sur le circuit de puissance. Un contact du relais thermique ouvre le circuit de commande d’un contacteur est le contacteur qui coupe le courant dans le récepteur. La figure II.1 présente le relais thermique.

Figure II.1 : relais thermique Le relais thermique n'a pas de pouvoir de coupure, il est toujours associé à un contacteur. Le relais thermique coupera par le biais d'un contact auxiliaire l'alimentation du contacteur dans la partie commande. LA SELECTIVITE Au sein d'un réseau électrique industriel, la protection des biens et des personnes nécessite la mise en place d'un plan de protection s’appuyant sur la définition et le réglage d’équipements de protection respectant certains principes de sélectivité. C'est-à-dire que chaque protection doit déclencher pour les défauts qui lui sont affectés et ne pas déclencher intempestivement pour les autres. LA SENSIBILITE •Les protections de lignes doivent être capables de détecter les défauts pour tous les schémas d’exploitation usuels.

22 2.1.1 protection contre les creux de tension et les coupures On distingue généralement les creux de tension, les coupures de courte durée et les coupures de longue durée. Généralement, tous ces phénomènes sont provoqués par les mêmes incidents : les court-circuit. La localisation sur le réseau électrique par rapport à l’endroit du court-circuit détermine les conséquences sur l’alimentation électrique au point de raccordement. Lors d’un court-circuit, la partie du réseau incriminée est isolée par le fonctionnement de protections. Un point de raccordement sera uniquement affecté par une coupure s’il fait partie du tronçon isolé. Typiquement, cela intervient lorsque le court-circuit se produit sur le câble ou la ligne d’alimentation du point de raccordement concerné ou sur une installation du voisinage. On distingue trois catégories de creux en fonction du nombre de phases concernées : Type I : Chute principalement d’une des tensions phase-neutre Type II : Chute principalement d’une tension phase-phase Type III : Les tensions sur les trois phases sont touchées de manière équivalente Les types I et II sont typiquement causés par des courts circuits mono- ou biphasés. Le type III est la conséquence de court-circuit triphasés. Pour protéger contre le creux de tension : 1. Utiliser des relais de sous tension E au groupe des contacteurs, ils remplissent la fonction de sécurité lorsque la tension d’alimentation est trop basse. 2. Utiliser des alimentations en courant continu plutôt qu’en alternatif : car elles disposent par définition d’une réserve d’énergie. Elles sont donc typiquement moins sensibles aux creux (p.ex. les contacteurs avec enroulement d’excitation à cc). 3. Prévoir des alimentations conditionnées pour l’appareillage de contrôle : la puissance installée d’un appareillage de contrôle monophasé est généralement faible. Le coût de la protection à prévoir est donc souvent justifiable. Pour ce faire, on utilise généralement des systèmes de type UPS (ou ASI, pour alimentation sans interruption). Il convient de noter que la fiabilité d’une unité UPS dépend en grande partie de la situation des batteries. Un bon entretien et le remplacement de ces batteries en temps opportun revêt donc un caractère essentiel. C’est également vrai pour les automates programmables : il est capital de remplacer la batterie de secours à temps de manière à ne pas perdre le programme. 4. Utiliser des techniques de programmation adaptées : pour les processus basés sur des actions séquentielles, il est préférable de ne pas utiliser la mémoire vive pour les variables d’action. De cette manière, si le contrôleur doit être redémarré, l’étape à laquelle se trouvait le processus avant le creux est connu et le processus peut être redémarré rapidement. 2.1.2 protection contre les surtensions Elles sont dues aux causes : 1. Internes : elles proviennent des appareils électriques eux même en particulier lors de l’allumage ou l’extinction 2. Externes : la foudre, Il faut prévoir des installations des parafoudres, paratonnerre, câbles de garde. Le transformateur du poste en piquage est alimenté en antenne par le réseau sur une ou deux phases. Une surtension à 50 Hz peut se produire. Il s'agit ici d'un phénomène linéaire. L'apparition du phénomène de surtension est instantanée dès l'instant où les conditions nécessaires sont réunies.

Poste en piquage Transformateur 400 kV / 90 kV La valeur du coefficient de surtension S est d'autant plus grand que l'impédance homopolaire Zo du transformateur et que la capacité phase - terre Cp de la ligne seront élevées. En effet, l'étude a montré que le coefficient de surtension S =V/Vn = Xc/ Xc-3* X0 avec Xc = 1/ j * Cp * ω , Xo= j * Lo * ω

23 2.1.3 protection contre les chutes de tension Réduire les pertes et la chute de tension dans un câble électrique. Pour conserver une efficacité optimale, on essaye en général de limiter la perte à 3%, par conséquent il existe plusieurs solutions pour y parvenir. 1. Limiter la distance parcourue par le courant. Il suffit de réduire au maximum la distance entre la source d'énergie et la consommation de cette énergie. Dans le cadre d'une utilisation sur batterie, la batterie devra être placée le plus près possible des éléments qui vont consommer le courant. 2. Augmenter la section des câbles électriques. L'avantage énorme de cette solution est qu'il est possible de considérablement réduire la perte de courant dès lors qu'on augmente la section des câbles électrique néanmoins le cout peut s'avérer important si l'intensité consommée est élevée ou si la distance est importante. A réserver pour des distances moyennes de 10m maximum selon nos calculs. 3. Réduire l'intensité dans les câbles électriques. Il existe 2 solutions très simples. La première consiste à mettre autant que possible vos appareils en parallèle depuis la source d'énergie car au lieu d'avoir une consommation de 100w sur un câble électrique vous pouvez passer par exemple à 4 X 25 watts sur 4 câbles différents. Cela entraine un surcout au niveau de la longueur des câbles puisqu'il vous faudra 4 X plus de longueur, il faut donc faire un calcul de cout entre section supérieure ou longueur supérieure. La seconde solution consiste à augmenter la tension ( le voltage ) en amont, c'est à dire qu'au lieu de partir sur du 12v on partira par exemple en 48v et il ne vous reste plus qu'à mettre vos appareils en série pour atteindre cette tension soit 4 appareils 12v en série sur un départ en 48v. L'inconvénient étant que via un système solaire + batterie il est assez difficile de trouver des panneaux et batteries fonctionnant en 48v et encore faut-il que vos appareils acceptent la mise en série. A réserver à ceux qui ont des notions en électricité... 4. Limiter la chaleur dans les câbles. Cette solution n'apportera pas une amélioration importante néanmoins un gain est un gain et il ne faut rien négliger. Placer votre câble à ras du sol plutôt que de le faire passer au plafond là ou s'accumule la chaleur, ou par exemple enterrer un câble extérieur plutôt que de le faire passer à l'air libre s'il fait déjà 30°C dehors. 2.1.4 protection contre les fluctuations de tension 1. choix du mode d'éclairage 2. modification du perturbateur Le flicker peut être atténué en modifiant le cycle de fonctionnement de la charge perturbatrice : rythme de soudure, rapidité de remplissage du four, … Lorsque le démarrage direct et fréquent d’un moteur est cause de flicker, un mode de démarrage réduisant la surintensité peut être adopté. 3. adjonction d’un volant d’inertie Dans certains cas particuliers, une charge tournante peut provoquer des fluctuations de tension (par exemple un compresseur volumétrique) ; un volant d’inertie sur son arbre-moteur les réduit. 4. convertisseur tournant Un groupe moteur-générateur réservé à l’alimentation de la charge fluctuante est une solution valable si la puissance active de cette charge est relativement constante, mais son prix est élevé. 5. modification du réseau Selon la structure du réseau, deux méthodes sont envisageables : Soit éloigner voire isoler la charge perturbatrice des circuits d’éclairage, Soit augmenter la puissance de court-circuit du réseau en diminuant son impédance (au Point de Couplage Commun, PCC) Ces solutions sont à recommander chaque fois qu'elles sont applicables et de préférence à toutes les autres (simplicité d'exploitation). Pour cela différents schémas sont possibles : Raccordement des circuits d'éclairage au plus près de la source d'alimentation (transformateur), Augmentation de la puissance du transformateur commun (à Ucc constant), Diminution de la tension de court-circuit (ucc %) du transformateur commun (à puissance constante),

24 2.1.5 protection contre les déséquilibres de tension Ils sont provoqués par les court-circuit et les charges dissymétriques. Leur existence modifie l’équilibre des grandeurs électriques en présence. Les déséquilibres de tension influent sur tous les équipements triphasés et en particulier sur les moteurs, car ceux-ci subissent alors un couple de freinage indésirable qui se traduit par une surchauffe. Tout déséquilibre de tension supérieur à 2 % entraîne une surchauffe des équipements, ce qui oblige à surdimensionner ceux-ci pour compenser cette surchauffe et éviter une dégradation prématurée. Il n’y a pas de norme quant au seuil admissible de déséquilibre de tension sur les réseaux électriques, COMMENT PROTÉGER LES ÉQUIPEMENTS CONTRE LES DÉSÉQUILIBRES DE TENSION ? 1. Il faut s’assurer que les charges internes sont bien équilibrées et que les équipements sont dotés de protections adéquates. 2. Utiliser des relais de protection de déséquilibre de phase, ils remplissent la fonction de surveillance de l’onde de phase L1,L2,L3.

2.1.6 protection contre les harmoniques Compte tenu des risques que fait encourir la pollution harmonique aux installations électriques, il convient d'éliminer les courants harmoniques générés, à l'aide de filtres. Filtres passifs : Les filtres passifs sont accordés sur la fréquence à éliminer ou peuvent atténuer une plage de fréquences d’harmoniques : Les filtres actifs (figure II.2), ou compensateurs actifs d'harmoniques, annulent les harmoniques en injectant des courants harmoniques exactement égaux là où elles surviennent. Ce type de filtre réagit en temps réel aux harmoniques existantes pour les éliminer. Ils sont plus souples et efficaces que les filtres passifs. Dans la figure II.3, on montre le courant de source, le courant de charge non linéaire

remplie d’harmonique et filtre actif. Le filtre actif parallèle est utilisé pour la dépollution des réseaux BT et MT. Son impédance totale vis à vis de la source et de la charge lui confère une bonne auto-adaptabilité avec les performances appréciables.

Figure II.2: Principe du filtre actif parallèle

Figure II.3: Courant de source, charge et filtre. Le Facteur de Puissance Dans un milieu où il n'y a que des charges linéaires, le Facteur de Puissance est tout simplement le Cosinus de l'angle de phase entre la Tension et le Courant à la fréquence 50HZ soit le Cos φ. En présence de charges non linéaires, le cos φ n'est plus applicable, on parlera du FACTEUR DE PUISSANCE Dans un milieu non harmonique : FP = Cos φ Dans un milieu harmonique : FP < Cos φ

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2.2 ORGANISATION DES PROTECTIONS 1. CHOIX DU REGIME DU NEUTRE  Neutre mis directement à la terre.  Neutre isolé  Solutions intermédiaires 2. Critères de choix 3. Les exigences dépendant du courant : 4. Les exigences dépendant de la tension 5. Les exigences dépendant de l'exploitation du réseau et des clients Tout réseau nécessite d’être protégé (surtension, surintensité, court-circuit, mise à la terre, etc...) Cette fonction est assurée par un ensemble d’appareillages, localisés dans les postes : 1) Les transformateurs de mesure (tension et courant) fournissant les tensions (phase-neutre) et courant de chaque phase ainsi que le courant dans le neutre éventuellement. Ils ramènent les valeurs courant et tension des valeurs nominales (quelques dizaines ou centaines de kV et d’ampères) à des valeurs conventionnelles (110 V p.e. et 5 A) qui peuvent alimenter directement le relais. Ce traitement pourrait changer dans le futur avec l’avènement des transformateurs « optiques » qui donnerait l’information directement digitalisée. 2) Les relais de protection 3) Les disjoncteurs Un relais de protection détecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue, détermine quels disjoncteurs ouvrir et énergise les circuits de déclenchement. 2.3 Le plan de protection pour réseau de transport d’énergie électrique Un réseau de transport d’énergie électrique fédère les moyens de production et rapproche les centrales des zones de consommation •Sélectivité •Sensibilité •Sécurisation •Protections de ligne, •Protections de barres, •Plan de sauvegarde, •Plan de défense. 3.1 fonctionnement et applications des différents types de relais Présentation Un relais est un appareil dans lequel un phénomène électrique (courant ou tension) contrôle la commutation On / Off d'un élément mécanique (on se trouve alors en présence d'une relais électromécanique) ou d'un élément électronique (on a alors affaire à un relais statique). C'est en quelque sorte un interrupteur que l'on peut actionner à distance, et où la fonction de coupure est dissociée de la fonction de commande. La tension et le courant de commande (partie "Commande"), ainsi que le pouvoir de commutation (partie "Puissance") dépendent du relais, il faut choisir ces paramètres en fonction de l'application désirée. Ainsi, il faut choisir des relais différents selon qu'il faut commuter des signaux audio ou des tensions ou courants importants. Comme la Commande peut être réalisée sous faible puissance (faible tension, faible courant), et que la partie Coupure peut commuter des puissances importantes, on peut dire que ce composant est un amplificateur de courant. Le premier relais réellement "pratique" a vu le jour en 1837, grâce à l'inventeur américain Samuel F.B. Morse (oui, celui qui a inventé le fameux alphabet de même nom), qui lui-même s'est appuyé sur les travaux du physicien britannique Charles Wheatstone (oui, celui à qui l'on doit le fameux pont de mesure qui porte son nom). 3.1.1 Relais électromécaniques Un relais électromécanique est doté d'un bobinage en guise d'organe de commande. La tension appliquée à ce bobinage va créer un courant, ce courant produisant un champ électromagnétique à l'extrémité de la bobine (il ne s'agit ni plus ni moins que d'un électro-aimant). Ce champ magnétique va être capable de faire déplacer un élément mécanique métallique monté sur un axe mobile, qui déplacera alors des contacts mécaniques.

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Figure II.4 relais électromécanique

Figure II.5 bobine Sur la photo ci-avant (figure II.5), on voit nettement la bobine, constituée d'un très grand nombre de spires d'un fil de cuivre très fin. Quand cette bobine est parcourue par un courant suffisant, un champ magnétique attire la partie mobile vers lui (sur la photo, l'élément marqué Partie mobile se soulève), et déplace par le biais d'un axe, les contacts mécaniques situés à côté (sur la photo, les contacts mécaniques se déplacent vers la droite). Quand plus aucun courant ne circule dans la bobine, les contacts reprennent leur position de repos grâce à un ressort de rappel. Les connexions extérieures permettent simplement d'avoir accès aux fils de la bobine et aux électriques solidaires des parties mécaniques mobiles. Avantages du relais électromécanique       

Capacité de commuter aussi bien des signaux continus qu'alternatifs sur une large gamme de fréquences. Fonctionnement avec une dynamique considérable du signal commuté. Aucun ajout de bruit ou de distorsion. Résistance de contact fermé très faible (il est moins facile de trouver des valeurs aussi faibles avec des composants électroniques). Résistance de contact ouvert très élevée (il est moins facile de trouver des valeurs aussi élevées avec des composants électroniques). Très grande isolation entre circuit de commande (bobine) et circuit commuté (contacts). Possibilité de résoudre des problèmes d'automatisme de façon parfois plus simple qu'avec un circuit électronique.

Inconvénients du relais électromécanique 



    

Elément de commande possédant une composante inductive non négligeable (c'est une bobine, après tout), provoquant une surtension importante lorsque le courant circulant dans la bobine est interrompu (loi de Lenz). Ce qui impose l'emploi d'au moins un composant de protection (une diode par exemple) pour protéger le circuit de commande si ce dernier est de type électronique. Présence de rebonds lors des commutations, le passage de l'état ON à l'état OFF (ou inversement) n'est pas "net" (même phénomène de rebonds mécaniques que l'on observe dans les interrupteurs). Il est interressant de savoir que le nombre de rebonds, et donc la rapidité de la mise en contact franc, dépend du courant de commande circulant dans la bobine. Le nombre de rebonds est en effet plus important quand ce courant de commande est bien inférieur ou bien supérieur à la valeur de courant nominal spécifiée par le fabricant (appliquer une tension de commande de 8 V à un relais dont la tension nominale est de 12 V, peut le faire coller, mais de façon moins franche et avec plus de rebonds). Compatibilité pas toujours assurée avec les circuits numériques, notamment pour les relais de forte puissance, qui peuvent nécessiter un circuit d'interface spécifique. Couplage capacitif entre les contacts pour les modèles multipolaires (à plusieurs pôles). Diminution de l'isolation à l'état ouvert à cause du couplage capacitif (d'autant plus embêtant que les signaux commutés montent haut en fréquence). Durée de vie "faible" si nombre important de commutation (fatigue des contacts et du ressort de rappel, qui peut se "ramollir" ou même casser). Encombrement mécanique plus important pour les relais de moyenne et forte puissance, qu'il faut cependant comparer au transistors ou triacs munis de leur (parfois gros) radiateur.

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Brochage pas vraiment normalisé, malgré quelques efforts faits pour certaines catégories de relais (relais en boitier DIL et relais norme "européenne").

3.1.2 Relais de puissance La plupart des relais, tels ceux présentés ci-avant, sont en mesure de commuter quelques ampères (en général 1 A à 4 A). Pour des pouvoirs de coupure plus élevés, tels que 10 A, 25 A ou plus, il faut se tourner vers des relais de puissance. Si le relais possède plusieurs contacts et que l'on a besoin d'une seule commutation, les différents contacts peuvent être montés en parallèle pour augmenter le pouvoir de coupure. Il faut savoir que certains relais de puissance nécessitent un courant minimal de passage pour conserver une bonne fiabilité. Par exemple, un relais prévu pour commuter un courant de 25 A, peut très bien ne pas être correctement exploité si le courant effectivement commuté n'est "que" de 1 A. Ce type d'information est généralement communiqué par le fabricant, mais ce n'est pas toujours le cas. Choisissez un relais dont le pouvoir de coupure est un peu supérieur à la valeur du courant à commuter. Le relais suivant est capable de commuter un courant de 40 A, c'est un modèle très rependu dans le domaine automobile. A tel point qu'on l'appelle relais auto.

Figure II.6 relais de puissance 3.1.3 Relais bistables Un relais bistable est un relais dont les contacts conservent leur position même après coupure de l'alimentation dans la bobine de commande. Ce type de relais présente comme avantages principaux de ne consommer du courant que lors des commutations et de conserver en mémoire sa position même en cas de coupure inopinée d'alimentation. Il est très utilisé dans des systèmes d'automatisme industriel. Son inconvénient principal est son prix. Il existe plusieurs types de relais bistables : - ceux qui possèdent deux bobinages de commande : un premier bobinage pour activer le relais en position Travail et un autre bobinage pour le ramener en position Repos ; - ceux qui ne possèdent qu'un seul bobinage de commande et où la fonction Travail et Repos dépendent de la polarité de la tension continue appliquée à la bobine (par exemple +12 V pour l'emmener en position travail et -12 V pour l'amener en position Repos). Remarque importante : les contacts de certains relais bistables peuvent changer de position pendant leur transport ou en cas de choc. Il convient donc de les "reseter" lors de leur première mise sous tension après déplacement ou choc. 3.1.4 Relais miniatures Les relais sont souvent vus comme des mastodontes, comparés aux transistors ou aux triacs. Il en existe cependant des petits, de la taille d'un circuit intégré à 14 pattes et même des bien plus petits. La taille est avant tout proportionnelle au courant maximal pouvant circuler dans les contacts : quand ce courant doit être important, les pièces mécaniques en mouvements sont grosses, et comme elles sont grosses l'élément de commande doit fournir plus de champs magnétiques pour faire bouger les choses. Pour des petits besoins en courant, et quand on ne cherche que la fonction d'isolement électrique, les relais miniatures peuvent suffire. Les relais REED en sont un exemple : il s'agit d'une ampoule ILS (Interrupteur à Lame Souple) qui comporte dans une ampoule de verre allongée, deux contacts métalliques qui se touchent quand ils sont soumis à un champs magnétique suffisant. L'ampoule peut être visible, tout comme elle peut être intégrée dans un boitier plastique étanche de type DIL14 (même boitier qu'un AOP quadruple de type TL084).

Figure II.7 relais miniature

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28 Chapitre III Protection des éléments du réseau

Protection des alternateurs et des moteurs, Protection des jeux de barres, Protection des transformateurs, Protection des lignes, distance et différentielle.

3.1 INTRODUCTION Les machines électriques tournantes peuvent, comme tous les ap pareils industriels, être affectées de défauts de fonctionnement. Ces défauts les rendent en général inaptes à plus ou moins long terme, à assurer leur service, et perturbent le fonctionnement d’autres matériels. Les défauts, ainsi que les conditions anorm ales de fonctionnement, doivent donc être détectés le plus rapidement possible et provoquer la déconnexion électrique entre la machine et le réseau auquel elle est raccordée. Le rôle des relais de protections électriques des alternateurs et moteurs est de détecter, parmi les différents défauts possibles, ceux d’origine électrique, et d’élaborer les actions nécessaires de signalisation et d’ouverture du dispositif de coupure reliant l’appareil au réseau .

3.2 Rappel sur les machines électriques Les machines électriques peuvent être classées selon le critère du mode de production du champ tournant de l’inducteur : Machines synchrones et Machines asynchrones. 3.3 Rôle des protections électriques 3.3.1 Prévention des dommages aux machines Les machines électriques tournantes sont dimensionnées et conçues pour un service donné et ne peuvent fonctionner au-delà de ce service sans risques de dégradations. Le rôle des protections électriques est de détecter les variations de grandeurs électriques entraînant des dépassements des contraintes admissibles pour les composants, et d’actionner l’organe de coupure isolant la machine du réseau. Ces contraintes peuvent être de nature : — électrique, liée à la tension de service de l’enroulement ; — thermique, liée à la température maximale supportée par les isolants ; — mécanique, liée à la tenue des conducteurs, des isolants et des matériaux divers (arbre, calage) aux efforts auxquels ils sont soumis. Les relais de protections électriques participent donc à la limitation des dégradations des machines en cas de fonctionnement anormal ou d’avarie. Ils provoquent automatiquement leur séparation du réseau ou actionnent simplement une alarme, si le niveau de contraintes n’est pas trop élevé, en permettant ainsi à l’opérateur de prendre à temps les mesures appropriées pour assurer la sauvegarde du matériel. 3.3.2 Défauts de fonctionnement

Défauts d’origine interne 3.3.2.1 Alternateurs L’isolation des conducteurs formant l’enroulement statorique peut se rompre ou se percer par des causes — électriques (isolation mal imprégnée, décharges superficielles, pénétration d’humidité) ; — thermiques (su réchauffement par surcharge ou manque de refroidissement) ; — mécaniques (usure, efforts de court-circuit trop importants). Ces défauts, dont l’évolution peut être lente au début du processus de dégradation, dégénèrent en général très rapidement à la fin de ce processus en un court-circuit, du fait de la tension élevée appliquée à l’enroulement statorique. À ce stade, le court-circuit est en général permanent. Un court-circuit peut se produire : — entre une phase et la masse, constituée par le circuit magné- tique ou la carcasse ; — entre deux phases, avec ou sans contact avec la masse ; — entre les trois phases, souvent par évolution d’un court-circuit biphasé (extension d’arc) ; Un court-circuit peut aussi se produire entre deux spires ou deux barres d’une même phase.

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L’isolation des conducteurs de l’enroulement rotorique peut également être défaillante, le plus souvent par des causes : — mécaniques, par usure des isolants ou rupture ; — thermiques, par manque de refroidissement général ou localisé ; — électriques, par percement de l’isolation ou, le plus souvent, par contournement dû à une pollution (air, huile). Une machine synchrone peut également subir une perte d’alimentation électrique de l’inducteur. 3.3.2.2 Moteurs Les avaries affectant l’enroulement statorique des moteurs sont de même nature que celles relatives aux alternateurs. Toutefois, il est probable qu’un court-circuit entre deux phases évolue plus rapidement en courtcircuit avec la masse, du fait des dimensions relativement plus compactes de la carcasse et du circuit magnétique. Les défauts d’isolement de l’enroulement rotorique ne concernent que les moteurs asynchrones à rotor bobiné ou les moteurs synchrones, les barres rotoriques des moteurs asynchrones à cage n’étant pas isolées de la masse. Les causes de ces défauts sont de même nature que les alternateurs, bien que la cinétique de dégradation puisse être plus rapide du fait des dimensions plus réduites de ces machines. Les barres rotoriques des moteurs asynchrones à cage peuvent se rompre sous l’effet de contraintes excessives dues à des démarrages trop nombreux ou trop rapprochés. Défauts d’origine externe 3.3.2.3 Alternateurs Les groupes constitués d’une turbine ou d’un moteur thermique et d’un alternateur peuvent être soit connectés directement à un système de distribution (réseau d’usine, autoproducteur), soit raccordés au système général de production-transport-distribution d’électricité, ou réseau par l’intermédiaire d’un transformateur élévateur de tension, appelé transformateur principal (TP) (figure III.1).

Figure III.1 Schéma de raccordement d’un alternateur au réseau Les groupes de centrales hydrauliques peuvent également se trouver raccordés par paires sur deux primaires d’un transformateur ou en parallèle sur un jeu de barres, l’énergie étant évacuée par un transformateur commun HTA/HTB. Dans une centrale de production, l’énergie nécessaire aux auxiliaires est prélevée, soit en amont, soit en aval du transformateur principal, par un transformateur de soutirage (TS). Les défauts pouvant affecter le système électrique sont de différentes natures : ■ Les court-circuit, monophasés ou polyphasés, peuvent se produire : — sur la liaison directe entre l’alternateur et le réseau, ou entre l’alternateur et le TP et/ou le TS ;

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— sur la liaison entre le TP et le système électrique ; — sur les alimentations des services auxiliaires. ■ Les déséquilibres entre la production et la consommation d’énergie électrique peuvent être dus à : — un manque de production, entraînant une baisse de fréquence du groupe turboalternateur ; — un surplus de production, entraînant une hausse de fréquence du groupe turboalternateur ; — un défaut de répartition des charges, principalement réactives, entraînant une surcharge en courant de l’alternateur ; la surcharge en puissance active est, en effet, peu probable, du fait de la limitation de puissance mécanique de la machine motrice (turbine, moteur diesel, etc.). 3.3.2.4 Elimination des défauts

 Dans le cas des alternateurs, L’action du relais (par exemple court-circuit à la masse, entre phases...) provoque en général et simultanément : — l’ouverture du disjoncteur de groupe reliant l’alternateur au réseau (figure III.1) ; — la fermeture des vannes d’alimentation en vapeur ou des vannes d’alimentation en eau et vannage de la turbine, ou la coupure de l’arrivée de combustible du moteur, etc. ; — l’ouverture du disjoncteur alimentant le circuit d’excitation ; — si un tel dispositif est prévu, la fermeture d’un contacteur de désexcitation rapide, fermant le circuit de l’inducteur sur une résistance extérieure, destinée à dissiper rapidement l’énergie électromagnétique du rotor. Cette séquence d’actions est appelée déclenchement du groupe. Le court-circuit à la masse de l’enroulement rotorique en un point représente un cas particulier en ce sens qu’il peut ne provoquer qu’une simple alarme, sans déclenchement.  Dans le cas des moteurs, un relais ou un ensemble de relais de protection est affecté à un auxiliaire et agit sur l’organe de coupure correspondant. Les organes de coupure sont de différents types, en fonction de la puissance de l’auxiliaire : — pour des puissances inférieures à 500 kW, on utilise généralement l’association d’un contacteur et de fusibles ; — pour des puissances supérieures ou égales à 500 kW, on utilise généralement un disjoncteur, préférentiellement en haute tension (HTA) En cas de défauts externes, il est demandé aux machines tournantes d’assurer leur service le plus longtemps possible, pour laisser le temps nécessaire aux relais de protection, extérieurs à l’installation, pour éliminer ces défauts. Le fonctionnement des relais de protection contre les défauts externes doit donc assurer la sélectivité des actions, en n’interférant pas avec les relais de protection du réseau. ■ Dans le cas des alternateurs, deux types d’actions sont commandés par les relais de protection. — Si la cause du régime anormal est sans ambiguïté (par exemple régimes déséquilibrés, variations de fréquence, ...) ou, très probablement, extérieure à l’alternateur, celui-ci est séparé du réseau, soit immédiatement, soit après une temporisation destinée à laisser agir les protections du réseau, par l’ouverture du disjoncteur de ligne (figure III.1). L’alternateur fournit alors uniquement l’énergie électrique nécessaire aux auxiliaires de l’unité. Cette action est appelée îlotage. — Si l’origine, interne ou externe, du défaut ne peut pas être discriminée par les variations des grandeurs électriques (par exemple baisse de tension, rupture de synchronisme...), l’élimination du défaut se fait en deux temps : • tout d’abord îlotage du groupe, • si le défaut persiste, après une certaine temporisation, déclenchement du groupe. D’autres régimes anormaux, dont les effets sur les alternateurs ne sont pas immédiats (par exemple surcharge) ne provoquent qu’une alarme. ■ Dans le cas des moteurs, les perturbations de l’alimentation électrique doivent être éliminées, en respectant le principe de sélectivité, par des actions sur les organes de coupure les plus proches possible des équipements en défaut. Les relais

31 de protection contre ces types de régime (par exemple tensions déséquilibrées, baisses de tension), installés dans la cellule de départ agissent en 2e stade, par déclenchement de chaque auxiliaire, après temporisation. Les perturbations dues à l’organe entraîné (par exemple, démarrage trop long, surcharge) sont évidemment éliminées par l’ouverture du contacteur ou du disjoncteur correspondant, après une temporisation. 3.3.2.5 Protection des jeux de barres Un défaut sur un jeu de barres est, la plupart du temps, très contraignant pour le réseau (courant de court-circuit élevé et grand nombre d'ouvrages à mettre hors service pour éliminer le défaut). Il doit donc être éliminé rapidement. Sans protection spécifique, un tel défaut est éliminé par les protections de distance des postes adjacents en un temps de 2e zone (250 à 600 ms) dans le cas le plus favorable. Le rôle des protections de barres est d'améliorer la situation en éliminant le plus rapidement et le plus sélectivement possible tout type de défaut survenant dans la zone des barres.

Figure III.2 Exemple Architecture des réseaux

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

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Fig. III.3 : schéma équivalent d’un réseau sur défaut à la terre 3.3.2.6 Protection des transformateurs Dans les réseaux de distribution ils permettent :  De minimiser les pertes d'énergie par effet Joule ; une élévation de tension d'un rapport 10 conduit à réduire ces pertes d'un facteur 100 (Pertes = R (Pappelée / U)2),  De minimiser les chutes de tensions, résistives (R) et réactives (X) à puissance transitée (U I cosφ) donnée (∆ U ≈ R I cosφ + X I sinφ),  Éventuellement, d'assurer une séparation galvanique entre réseaux de même tension (limite de propriété, changement de régime de neutre...). Bien qu'il soit rare d'interrompre volontairement une distribution d'énergie, on a néanmoins besoin de « manœuvrer » les transformateurs dans les conditions normales d'exploitation, par exemple : Pour reconfigurer le réseau, Pour raisons de maintenance ou de sécurité, Pour répondre à une pointe de consommation, Pour mettre en route ou arrêter un processus Politique de protection Il est du ressort du concepteur de réseau électrique de définir les mesures à mettre en œuvre au niveau de chaque transformateur, en fonction des critères de continuité et de qualité de service, de coût d'investissement et d'usage, de sécurité des biens et des personnes ainsi que du niveau de risque admissible. Les solutions retenues sont toujours un compromis entre ces différents critères et il est important que les avantages et les faiblesses du compromis retenu soient bien identifiés. Par exemple, un même exploitant, distributeur d'énergie, peut retenir des solutions très différentes sur les parties du réseau, urbaines et rurales, car les critères de puissance unitaire, de coût, de conséquences en cas d'incident, ne sont pas les mêmes. La grande fiabilité des transformateurs est un élément déterminant dans les choix réalisés par les distributeurs, face au coût unitaire des organes de protection qui peuvent être associés. Elle justifie par exemple que l'on ne cherche pas à protéger le transformateur, en tant que sauvegarde du matériel, mais qu'on se contente de limiter les conséquences d'une défaillance.

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Figure III.4 Postes de livraison, de répartition et de transformation HTA/BT C13-100 et C13-200 Voire [référence]

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Figure III.5 départ d’une ligne

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Figure III.6 départ d’un transformateur

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Figure III.7 COUPLAGE ENTRE JEUX DE BARRES

Remarque Les protections peuvent être utilisées soit comme protection de couplage, soit comme protection de ligne. Dans ce dernier cas, une barre est affectée à une seule ligne, dont le disjoncteur est ponté ou condamné fermé, et les protections hors service. On dit alors que le couplage est utilisé en transfert. Les postes importants peuvent comporter quatre jeux de barres

Figure III.8 : tronçonnements

C1 et C2 sont des couplages traités comme ci-dessus T1 et T2 sont des tronçonnements. Ils ne peuvent pas être utilisés en transfert.

37 3.4 Sélectivité Le but de la sélectivité est de limiter les conséquences d'un défaut à la seule partie de l'installation concernée. 3.4. 1 Différents types de sélectivité Il existe 4 types de sélectivité 3.4. 1.1 Sélectivité Ampèremétrique La sélectivité ampèremétrique consiste à placer en amont un coupe-surintensité d'intensité nominale supérieure (2 rangs) à celle du coupe-surintensité directement en aval

Assurer une protection sélective dans le cadre d’un court-circuit survenant au point B •

Exemple : distribution BT, les impédances des liaisons limitent les courants de courts-circuits

La sélectivité totale Ampèremétrique est souvent impossible car l’écart entre IccA et IccB est généralement insuffisant. Elle est partielle et limitée à l’intensité de réglage magnétique du disjoncteur amont

3.4. 1.2 Sélectivité Chronométrique La sélectivité chronométrique ou chronologique consiste à placer en amont un coupe-surintensité dont le temps de réaction est supérieur (à intensité équivalente) à celui du coupe-surintensité directement en aval.

Chaque disjoncteur est défini pour un courant donné par : • Un temps de non déclenchement (tND) • Un temps total de coupure (tTC)

3.4. 1.3 Sélectivité Chronométrique

38 La sélectivité logique consiste à placer en amont des coupe surintensité en cascade qui vont communiquer entre eux par un bus et décider duquel doit couper le circuit.

Principe A chaque disjoncteur est associé un relais logique qui reçoit les informations « défaut » de capteurs. Un relais sollicité par un défaut envoie : •

Un ordre d’attente à l’étage amont

•

Un ordre de déclenchement au disjoncteur auquel il est associé ( sauf s’il a lui-même reçu un d’attente du disjoncteur aval)

Domaine d’utilisation •

Sur l’ensemble des réseaux, des principaux départs BT jusqu’à la HT

•

3.4. 1.4 Sélectivité Différentielle

•

Assurer une protection sélective dans le cadre d’un défaut d’isolement survenant au point B

Pour une sélectivité totale il faut : 1. IΔn sensibilité du dispositif amont ≥ 2 x IΔn sensibilité du dispositif aval 2. Temps de déclenchement du dispositif amont > temps de déclenchement du dispositif aval

ordre

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Conclusion

Polycopié du Cours Protection des réseaux électriques Conçu pour faciliter la compréhension et l’apprentissage de la protection du réseau électrique pour les étudiants de L3 ETT. Il rassemble les connaissances essentielles en traitant la mise en œuvre du matériel électrique utilisé pour la protection dans les réseaux électriques. Il permet, d’une part, la compréhension des défauts qui peuvent se produire dans les réseaux électriques tel que, les surtensions, les surcharges, les court-circuit …..; de spécifier les plans de protection électriques (choix et dimensionnement) et d’autre part, de connaitre les protections des différents éléments du réseau (protection des générateurs, des transformateurs, les protections des lignes et jeux de barres).

Référence 1. Hadi Saadat, "Power system analysis", Edition 2, 2004. 2. Furan Gonon, "Electric Power distribution system engineering", Edition, 1980. 3. Christophe Prévé, "Protection des réseaux électriques", Hermes Paris, 1998. 4. S. H. Horowitz, A. G. Phadke, "Power System Relaying", second edition, John Wiley & Sons, 1995. 5. L. Féchant," Appareillage électrique à BT, Appareils de distribution", Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique, D 4 865. 6. S. Vacquié, A. Lefort, "Étude physique de l’arc électrique, L’arc électrique et ses applications", Tome 1, éd. du CNR,S 1984. 7. Protections électriques des alternateurs et moteurs par Bernard GUIGUES Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Ingénieur principal Machines électriques Tournantes SEPTEN-Électricité de France (direction de l’Équipement) 8. http://mt.schneider-electric.be/OP_MAIN/Sepam/CG0021FR1.pdf 9.http://lycees.acrouen.fr/maupassant/Melec/co/Reseau_HTABT/Harmoniques/web/res/Modules_papier_Harm oniques.pdf 10. http://www.tdee.ulg.ac.be/userfiles/file/relais.pdf 11. http://lycees.ac-rouen.fr/maupassant/site2/bpeleec/technologie/Distrib_elect_eleve.pdf 12.http://eduscol.education.fr/sti/sites/eduscol.education.fr.sti/files/ressources/pedagogiques/3863/3863reseaux-dedistribution-eleve.pdf 13. http://www.synergrid.be/download.cfm?fileId=Brochure_creux_de_tension_FR.pdf&language_code=NED 14. http://www.iufmrese.cict.fr/liste/Doclidie/B6121_principes_protection.pdf 15. http://mt.schneider-electric.be/Main/Sepam/guide/guide_de_la_protection_fr.pdf 16. http://www2.schneider-electric.com/documents/technical publications/fr/shared/electrotechnique/protectionscontrole/haute-tension-plus-1kv/ct192.pdf 17. http://www.schneider-electric.fr/documents/pageFlip/d1/pdf/chapitre/D1G.pdf