Réseau de Distribution [PDF]

Zitiervorschau

ÉNERGIES

Ti302 - Réseaux électriques et applications

Réseaux électriques de distribution publique Réf. Internet : 42264 | 2nde édition

Actualisation permanente sur www.techniques-ingenieur.fr

Tec h n ique s de l ’I n gé ni eur La plus impor tante ressource documentaire scientifique et technique en français

Une information fiable, claire et actualisée Validés par un comité scientifique et mis à jour en permanence sur Internet, les articles Techniques de l’Ingénieur s’adressent à tous les ingénieurs et scientifiques, en poste ou en formation. Outil d’accompagnement de la formation et de la carrière des ingénieurs, les ressources documentaires Techniques de l’Ingénieur constituent le socle commun de connaissances des acteurs de la recherche et de l’industrie.

Les meilleurs experts techniques et scientifiques Plus de 200 conseillers scientifiques et 3 500 auteurs, industriels, chercheurs, professeurs collaborent pour faire de Techniques de l’Ingénieur l’éditeur scientifique et technique de référence. Les meilleurs spécialistes sont réunis pour constituer une base de connaissances inégalée, vous former et vous accompagner dans vos projets.

Une collection 100 % en ligne • Accessibles sur www.techniques-ingenieur.fr, les dernières nouveautés et actualisations de votre ressource documentaire • Les articles téléchargeables en version PDF

Des services associés Rendez-vous sur votre espace « Mon compte » en ligne pour retrouver la liste des services associés à vos droits d’accès et les utiliser.



Des services associés Pour toute information, le service clientèle reste à votre disposition : Tél : 01 53 35 20 20 l Fax : 01 53 26 79 18 l Mail : [email protected]

III

Cet ouvrage fait par tie de

Réseaux électriques et applications (Réf. Internet ti302) composé de  : Généralités sur les réseaux électriques

Réf. Internet : 42261

Réseaux électriques de transport et de répartition

Réf. Internet : 42263

Réseaux électriques de distribution publique

Réf. Internet : 42264

Réseaux électriques industriels et tertiaires

Réf. Internet : 42265

Problématiques communes des réseaux électriques : du

Réf. Internet : 42266

fonctionnement au comptage Problématiques communes des réseaux électriques :

Réf. Internet : 42267

ingénierie Applications électromécaniques

Réf. Internet : 42268

Électrothermie industrielle

Réf. Internet : 42270



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires

IV

Cet ouvrage fait par tie de

Réseaux électriques et applications (Réf. Internet ti302) dont les exper ts scientifiques sont  : Alain DOULET Directeur Prospective à la Direction Réseau et patrimoine d'ERDF, Ancien Directeur réseau d'ERDF (EDF Réseau Distribution)

Jean-Paul HORSON Ingénieur de l'Ecole Nationale Supérieure des Ingénieurs Electriciens de Grenoble, Ancien Attaché auprès du Directeur technique Electricité d'EDFDistribution



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires

V

Les auteurs ayant contribué à cet ouvrage sont :

Philippe CARRIVE

Bernard JOYEUX-BOUILLON

Pour l’article : D4210

Pour l’article : D4600

Alain COIFFIER

Laurent KARSENTI

Pour l’article : D4211

Pour les articles : D4239 – D4241

Alain CROGUENNOC

Michel ODDI

Pour l’article : D4815

Pour les articles : D4811 – D4812 – D4813

Alain DOULET Pour les articles : D4200 – D4225 – D4230

Claude PIRIOU

René FONDEUR

Alain ROUSSEAU

Pour l’article : D4600

Pour les articles : D4840 – D4841

Jean-Luc FRAISSE

Serge THÉOLEYRE

Pour les articles : D4239 – D4241 – D4242

Pour l’article : D4705

Pour l’article : D4446

Christophe TOURCHER Émile GAIN

Pour l’article : D4446

Pour l’article : D4220

Jean-Claude TURPAIN Jean-Paul HORSON

Pour l’article : D4600

Pour les articles : D4225 – D4241 – D4242

Georges VALENTIN Pour l’article : D4600



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires

VI

Réseaux électriques de distribution publique (Réf. Internet 42264)

SOMMAIRE 1– Les grands choix techniques et politiques

Réf. Internet page

Réseaux de distribution d'électricité. Présentation

D4200

11

Réseaux de distribution. Conception et dimensionnement

D4220

13

Réseaux de distribution. Enfouissement

D4225

19

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension. Principes

D4811

23

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension. Mise en oeuvre

D4812

29

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension. Évolutions récentes et compléments électrotechniques

D4813

35

2– Le fonctionnement des réseaux, protections et automatismes

Réf. Internet page

Protection des réseaux à basse tension de distribution publique

D4815

3– L'exploitation et la conduite des ouvrages

Réf. Internet page

Réseaux de distribution. Exploitation

D4230

4– Développement des réseaux

Réf. Internet page

Réseaux de distribution. Structure et planiication

D4210

51

Schémas directeurs de développement des réseaux électricité de distribution MT

D4211

59

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Aspects règlementaires et organisationnels

D4239

65

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Conditions d'intégration

D4241

71

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Aspects techniques

D4242

79



39

45

Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires

VII

5– Ingénierie des réseaux

Réf. Internet page

Techniques de coupure en moyenne tension

D4705

87

Câbles aériens isolés

D4446

93

Parafoudres basse tension - Composants. Réseaux basse tension

D4840

97

Parafoudres basse tension. Description. Installation

D4841

103

Postes à moyenne tension

D4600

109



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires

Réseaux électriques de distribution publique (Réf. Internet 42264)

Ｑ 1– Les grands choix techniques et politiques

Réf. Internet page

Réseaux de distribution d'électricité. Présentation

D4200

11

Réseaux de distribution. Conception et dimensionnement

D4220

13

Réseaux de distribution. Enfouissement

D4225

19

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension. Principes

D4811

23

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension. Mise en oeuvre

D4812

29

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension. Évolutions récentes et compléments électrotechniques

D4813

35

2– Le fonctionnement des réseaux, protections et automatismes 3– L'exploitation et la conduite des ouvrages 4– Développement des réseaux 5– Ingénierie des réseaux



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires Ｙ

Ｑ

ＱＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＰＰ

Réseaux de distribution d’électricité Présentation

Ｑ par

Alain DOULET Directeur prospective à la Direction réseau et patrimoine d’ERDF Ancien directeur réseau d’ERD (EDF Réseau Distribution)

1. 1.1 1.2 1.3 1.4

1.5 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

3.

Réseau de distribution et gestion de réseau .................................... Frontières du réseau de distribution .......................................................... Missions du gestionnaire de réseau........................................................... Principales problématiques du gestionnaire de réseau ........................... Gestionnaire de réseau et régulation ......................................................... 1.4.1 Logique tarifaire .................................................................................. 1.4.2 Garanties pour l’utilisateur du réseau ............................................... Gestionnaire de réseau, acteur majeur du bilan énergétique .................. Principes techniques fondamentaux retenus pour le réseau de distribution .............................................................. Développement des réseaux....................................................................... Exploitation des réseaux ............................................................................. Entretien des réseaux .................................................................................. Matériels utilisés pour les réseaux de distribution ................................... Qualité de la fourniture................................................................................ Système d’information du distributeur ...................................................... 2.6.1 Système d’information pour la description et le fonctionnement du réseau .................................................................. 2.6.2 Système d’information pour la gestion des flux commerciaux ...... 2.6.3 Système d’information pour le suivi des processus ........................ Conclusion..................................................................................................

D 4 200v2 - 3 — 3 — 3 — 4 — 5 — 5 — 5 — 5 — — — — — — —

6 6 6 7 7 7 7

— — —

7 8 8

—

8

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc. D 4 200v2

epuis 1999, date de la première ouverture partielle du marché de l’électricité en France, et depuis le 10 février 2000, date de parution de la première loi organisant le marché de l’électricité, dite loi relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité (loi 2000-108), les notions de distributeur, de fournisseur d’énergie, de gestionnaire de réseau se sont largement clarifiées, stabilisées et il est aujourd’hui intéressant de détailler le puzzle que constitue ce marché ouvert. Ce dossier propose un zoom sur les réseaux de distribution et le gestionnaire de réseau de distribution, le second thème apportant la dynamique du fonctionnement au premier thème plus descriptif et statique. Les réseaux de distribution sont essentiellement définis par deux éléments : leurs limites amont et aval et leur consistance. C’est l’occasion de rappeler les grands choix techniques qui sont détaillés dans les dossiers suivants [D 4 210] et [D 4 220]. Les missions du gestionnaire de réseau définissent la façon dont le réseau va vivre et s’articuler avec le monde qui l’environne. L’exercice de ces missions suppose des moyens techniques spécifiques qui sont présentés. Contrairement à la période 1946-2000, où les textes législatifs traitant de la distribution de l’électricité étaient peu nombreux, la période écoulée depuis 2000 a vu successivement cinq lois votées (voir encadré), accompagnées de leurs décrets d’application.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｭ｡ｩ＠ＲＰＱＰ

D

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＱＱ

D 4 200v2 – 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＰＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION D’ÉLECTRICITÉ ______________________________________________________________________________________________

Au-delà des questions d’organisation du marché de l’électricité, la période actuelle est marquée par de profonds changements :

Ｑ

– les orientations données en matière de politique énergétique (directive européenne 2001/77/CE : objectif 22,1 % d’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables) induisent une croissance de la production d’électricité à partir de sources renouvelables, via des installations généralement raccordées sur les réseaux de distribution (éolien, photovoltaïque). Le raccordement de ces dernières fait l’objet des dossiers [D 4 241] et [D 4 242] ; – les attentes sociétales en matière d’environnement croissent et impactent le développement de réseau (problématique de l’enfouissement, cf. dossier [D 4 225]) et la conception des matériels ; – la sûreté d’alimentation devient un sujet de préoccupation européen notamment depuis l’incident européen de novembre 2006 et la contribution des réseaux de distribution à la sûreté générale du système est bien identifiée ; – les tempêtes subies dans la dernière décennie ont mis en exergue la fragilité des infrastructures face aux aléas climatiques et ont poussé le pouvoir politique à promouvoir les investissements en vue de renforcer mécaniquement les réseaux (cf. dossier [D 4 210]) ; – les évolutions techniques sont marquées par l’emprise croissante de l’informatique et des automatismes en appui aux équipements électrotechniques traditionnels : le réseau devient intelligent.

Glossaire (pour les sites Internet, le lecteur se reportera en [Doc. D 4 200v2] ANROC : Association Nationale des Régies de services publics et des Organismes constitués par les Collectivités locales. Crée en 1962, elle défend les intérêts de plus de 100 Entreprises Locales de Distribution (ELD)

GRT : Gestionnaire des Réseaux de Transport d’électricité, dénomination légale du transporteur d’électricité, quand il s’agit des missions qui lui ont été confiées dans le cadre de la loi 2000-108 du 10 février 2000

BT : terme simplificateur désignant la tension alternative efficace comprise entre 50 V et 500 V pour la BTA au sens de la norme NF C 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l’international cette tension est également qualifiée de Basse Tension (BT) CRE : Commission de Régulation de l’Énergie, dénomination légale de l’Autorité administrative indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz en France. Cet organisme a été mis en place par la loi 2000-108 du 10 février 2000 EDF : Électricité de France ELD : Entreprises Locales de Distribution. Elles sont au nombre de 170 en France, sont en charge de la gestion des réseaux publics de distribution d’électricité non nationalisés en 1946, et représentent 5 % de la consommation française ERDF : Électricité Réseau Distribution France, filiale d’EDF depuis le 1er janvier 2008, en charge de la gestion de la majorité des réseaux publics de distribution d’électricité français

HT : tension alternative efficace supérieure à 1 000 V au sens de la norme NFC 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité HTA : tension alternative efficace comprise entre 1 000 V et 50 000 V au sens de la norme NFC 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l’international, cette tension est souvent qualifiée de Moyenne Tension (MT) HTB : tension alternative efficace supérieure à 50 000 V au sens de la norme NFC 18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l’international, cette tension est souvent qualifiée de Haute Tension (HT) ou très Haute Tension (THT) HTB1 : tension alternative efficace supérieure à 50 000 V et inférieure à 150 000 V RPD : Réseaux Publics de Distribution d’électricité, dénomination légale des réseaux de distribution d’électricité français. En France les réseaux de distribution sont depuis 1946, date de la nationalisation des réseaux électriques, la propriété des collectivités locales et sont concédés soit à ERDF (Électricité Réseau Distribution France, filiale d’EDF), soit des Entreprises Locales de Distribution (ELD). C’est le domaine des tensions HTA et de BT

FNSICAE : Fédération Nationale des Sociétés d’Intérêt Collectif Agricole d’Électricité. Elle défend les intérêts des SICAE, qui desservent plus de 1 000 communes sur 18 départements et 10 régions GRD : Gestionnaire des Réseaux de Distribution d’électricité, dénomination légale du distributeur d’électricité, quand il s’agit des missions qui lui ont été attribuées par la loi 2000-108 du 10 février 2000 GrDF : Gaz réseau Distribution France, filiale de GDF SUEZ, en charge de la gestion de la majorité des réseaux publics de distribution de gaz naturel français

D 4 200v2 – 2

RPT : Réseau Public de Transport, dénomination légale du réseau de transport d’électricité français. En France, il est la propriété et est exploité par RTE-France (Réseau de Transport d’Électricité – France, filiale d’EDF). C’est le domaine des tensions HTB RTE : filiale d’EDF en charge des Réseaux de Transport d’Électricité SICAE : Société d’Intérêt Collectif Agricole d’Électricité

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＱＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＰ

Réseaux de distribution Conception et dimensionnement par

Ｑ

Émile GAIN Ingénieur-Conseil Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité Ancien Chef de la Division Réseaux et Appareillage Direction de la Distribution d’Électricité de France

D 4 220 - 2

1.

Domaine concerné...................................................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

Choix d’un régime de neutre ................................................................ Évolution ...................................................................................................... Conséquences du choix .............................................................................. Réseau de type américain........................................................................... Réseau de type allemand (et nord européen) ........................................... Réseau de type français (et sud européen) ...............................................

— — — — — —

3 3 3 3 8 11

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Différents éléments du réseau de distribution EDF....................... Généralités ................................................................................................... Postes sources ............................................................................................. Lignes et câbles haute tension ................................................................... Appareils de coupure et transformateurs.................................................. Lignes, câbles et branchements basse tension.........................................

— — — — — —

16 16 17 18 21 23

4.

Surveillance, contrôle et exploitation du réseau de distribution EDF.................................................................................. Intelligence en postes sources ................................................................... Manœuvres en réseau................................................................................. Poste central de commande ....................................................................... Évolution prévisible ....................................................................................

— — — — —

24 24 25 25 26

Références bibliographiques .........................................................................

—

26

4.1 4.2 4.3 4.4

es grandes unités de production et les réseaux de transport associés fonctionnent habituellement bouclés et constituent par conséquent des systèmes dont l’équilibre et l’exploitation sont réputés délicats. Exploités en système radial et suivant la brève description qui vient d’en être donnée, les réseaux de distribution peuvent parfois apparaître plus simples. En réalité, par suite de la multiplicité des composants, de la diversité des choix techniques de base, de la nécessité de très nombreuses protections à coordonner, des risques contre lesquels doivent être protégés les différents utilisateurs dans leur usine ou dans leur foyer, un réseau de distribution constitue un ensemble très complexe dont un exploitant local ne perçoit pas toujours facilement toutes les contraintes. Le choix initial à fixer par l’exploitant concerne celui du neutre, choix dont découlent ensuite la plupart des caractéristiques du réseau. C’est ce qui sera explicité ci-après (§ 2) avec une attention plus particulière portée au réseau français (§ 3). Nous terminerons par une esquisse rapide des systèmes d’exploitation intelligents (§ 4) dont le développement a été rendu possible par les progrès techniques et les abaissements de coûts dans le domaine de l’informatique.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠､￩｣･ｭ｢ｲ･＠ＱＹＹＳ

L

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＳ

D 4 220 − 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

1. Domaine concerné

Ｑ

Un ou plusieurs jeux de barres HTA sont à l’aval de ces transformateurs. Des départs HTA sont raccordés sur ces jeux de barres : — soit en câbles souterrains, quasiment toujours bouclables, mais exploités ouverts en un point sur la boucle ; — soit en lignes aériennes parfois encore en antenne, mais de plus en plus souvent bouclables, elles aussi. Le long de ces liaisons HTA, on trouve : — sur les câbles souterrains, des postes de transformation maçonnés HTA/BTA, raccordés généralement en coupure d’artère, parfois en double dérivation ; — sur les lignes aériennes, des postes de transformation simplifiés HTA/BTA, raccordés par des piquages en antenne alimentant soit, le plus souvent, des postes aériens sur poteau, soit des postes sous abri dits bas de poteau.

Le domaine des réseaux publics de distribution se situe entre : — les postes sources qui reçoivent l’énergie en haute tension supérieure à 50 kV (haute tension niveau B ou HTB), la transforment et l’envoient en haute tension, comprise entre 1 kV et 50 kV (haute tension niveau A ou HTA) ; — les points de livraison privés avec les postes HTA/BTA, pour une entreprise, ou les branchements en basse tension, comprise entre 50 et 500 V (basse tension niveau A ou BTA), pour un particulier qui reçoit l’énergie sur son branchement. Nota : les abréviations utilisées correspondent aux domaines de tension définis dans la publication UTE C 18-510 de novembre 1988 approuvée par l’arrêté interministériel du 17 janvier 1989. En particulier, on n’y parle plus de « moyenne tension (MT) » mais de haute tension niveau A (HTA).

À l’aval de ces transformateurs HTA/BTA, ce sont les réseaux BTA qui ne sont pas en général bouclables, sauf quelques réseaux urbains de type particulier où les conducteurs sont bouclés et refermés entre postes HTA/BTA. Parfois, ces réseaux BTA n’existent pas comme dans les zones rurales d’Amérique du Nord où le distributeur alimente directement en haute tension de quelques kilovolts des charges dispersées ponctuelles allant de 10 à 20 voire 30 kW ; dans ce cas, les branchements BTA de la clientèle sont issus directement du transformateur HTA/BTA.

La figure 1 représente le schéma général d’un réseau d’énergie, des sources au client. On rencontre successivement en suivant le sens d’écoulement de la puissance les éléments ci-après, qui sont détaillés plus loin (§ 3). Les postes HTB/HTA sont parfois alimentés en antenne mais le plus souvent avec un jeu de barres recevant plusieurs arrivées HTB. Un ou plusieurs transformateurs HTB/HTA sont raccordés sur ce jeu de barres HTB, simple ou multiple.

Figure 1 – Schéma général d’un réseau d’énergie

D 4 220 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＰ

_____________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

2. Choix d’un régime de neutre

Il faut dire aussi que la diversité des systèmes permet d’enrichir les congrès internationaux de longues et passionnantes discussions sur les mérites des trois solutions, nourries de tableaux comparatifs complexes, dont il ressort rarement des conclusions claires. Parfois, surtout lorsque ces discussions s’adressent à un public où figurent des exploitants dont le choix n’a pas été encore arrêté, elles comportent un aspect commercial qui ne coïncide pas toujours avec celui de la plus grande rigueur technique (par exemple propositions de mise directe du neutre à la terre dans les pays d’Afrique alors que la résistivité du sol y reste très élevée pendant toute la saison sèche). Il arrive même malheureusement que certains pays acceptent de laisser installer, puis mettent en service des réseaux mélangeant l’une et l’autre des possibilités. Les résultats ne sont pas des plus heureux et il est souvent très difficile à l’exploitant local de comprendre exactement pourquoi.

Nota : le lecteur se reportera à la référence bibliographique [1].

2.1 Évolution Il est indispensable d’utiliser des systèmes de protection chargés d’interrompre le service lorsqu’un défaut apparaît et perdure sur un réseau, pouvant mettre en péril la sécurité du public ou la pérennité de l’appareillage. La détection d’un défaut de court-circuit bi- ou triphasé à haute intensité de courant n’offre pas de difficulté particulière. Il n’en est pas de même pour la détection d’un défaut monophasé, qui résulte d’une défaillance de l’isolation entre une phase et la terre. Les premiers systèmes de distribution HTA au début du vingtième siècle étaient constitués de réseaux triphasés courts, le plus souvent aériens, formant une poche isolée de production-distribution. Le neutre du réseau, même lorsqu’il était accessible, était isolé de la terre. En cas de rupture en un point de l’isolement entre une phase et une masse reliée à la terre, il ne se passait en général rien, sinon parfois un très léger arc grêle au niveau de ce point de défaillance, dû au retour de courant par la très faible capacité du réseau. Dans la plupart des cas, la défaillance était momentanée et le défaut s’éteignait de lui-même (défaut auto-extincteur). Plus tard, avec l’élévation du niveau de tension, l’utilisation croissante de câbles souterrains, l’augmentation des longueurs de réseau issu d’une même source, l’interconnexion d’ensembles initialement séparés, le courant de défaut monophasé finit par augmenter suffisamment pour constituer un risque pour le public ou pour l’exploitant par les élévations locales de potentiel qui en résultaient. Trois orientations majeures se dessinèrent alors : — en Amérique du Nord, le neutre du réseau fut relié directement à la terre ; — en Europe du Nord, sous l’influence de l’Allemagne, le neutre fut mis à la terre à travers une réactance accordée à la capacité du réseau de façon à étouffer le courant de défaut ; — en Europe du Sud, sous l’influence de la France, le neutre fut relié à la terre à travers une impédance réduisant le courant de défaut à une valeur raisonnable (un millier d’ampères, ou moins). Ensuite, à travers le monde, les différents exploitants adoptèrent l’une ou l’autre de ces trois possibilités, avec parfois des valeurs différentes pour la limitation du courant de terre, lorsque la troisième solution avait été choisie.

Nous nous attacherons dans le paragraphe 3 à dégager les caractéristiques essentielles de ces trois régimes, avec une étude plus détaillée du troisième, qui correspond au réseau de distribution exploité en France par Électricité de France EDF.

2.3 Réseau de type américain 2.3.1 Principes d’exploitation et de fonctionnement Par suite de la mise directe du neutre à la terre au poste source, complétée par la distribution généralisée de ce neutre par un quatrième conducteur mis régulièrement à la terre le long du réseau, la valeur du courant de défaut monophasé est délibérément augmentée à son maximum (solidly grounded system ). Le défaut monophasé, dont l’intensité de courant peut être très forte (jusqu’à 10 000 A voire davantage), est ainsi facilement détecté et éliminé, d’autant plus rapidement que sa valeur est élevée, grâce à des protections à temps dépendant. Près des transformateurs HTA/BTA, ou en tête de petites dérivations, on installe des fusibles à expulsion (cut-off fuses ) et ailleurs sur le réseau des interrupteurs à coupure automatique dans le creux de tension (sectionalyzers ), mais le plus souvent des disjoncteurs réenclencheurs (reclosers ), qui tirent leur énergie de manœuvre du courant de défaut, suffisant pour cela compte tenu de sa valeur élevée. Par principe, la protection contre les surtensions par éclateurs est exclue puisque le courant de défaut entre phase et terre entraînerait la fusion des fusibles amont. La plupart du temps, le réseau principal et les dérivations les plus importantes sont constitués de quatre conducteurs : trois phases et le neutre, confondu avec le conducteur de terre qui est ainsi distribué. Par contre les raccordements de transformateurs ou les dérivations moins importantes sont réalisés en monophasé entre deux conducteurs : la phase et le neutre. Un cas très particulier est celui de dérivations monophasées à un seul conducteur. En effet, on a parfois imaginé de ne placer qu’un conducteur au lieu de deux sur les dérivations monophasées, le sol jouant alors le rôle de conducteur actif (single wire earth return ). La solution est défendue pour son faible coût. En fait, il y a d’abord là des risques extrêmes, notamment si la mise à la terre des masses, au droit des transformateurs, présente une résistance variable au gré des saisons, souvent bien plus forte que celle du conducteur de retour avec ses multiples mises à la terre que l’on a supprimées, entraînant en cas de défaut de très dangereuses montées en potentiel. Si l’on veut abaisser cette résistance jusqu’à éliminer les risques, on aura le plus souvent enterré un peu partout une quantité de cuivre comparable à celle que l’on avait voulu éviter de poser en ligne aérienne. Dans certains cas très particuliers, en Australie par exemple, il faut franchir de très longues

2.2 Conséquences du choix Le choix initial du régime de neutre, une fois qu’il a été arrêté par le distributeur, conditionne pratiquement tout le système, qu’il s’agisse de sa conception générale ou bien du dimensionnement du matériel contre les surtensions ou les surintensités, de la coordination des isolements ou des protections, de la qualité de service ou même de la réglementation édictée par les pouvoirs publics du pays concerné. C’est ce qui explique qu’une fois ce premier choix effectué, le distributeur ne peut pratiquement plus en changer. Cela sera d’autant plus vrai qu’il aura progressivement amélioré le matériel de son réseau par concertation permanente avec les constructeurs et qu’il serait bien difficile de prédire ce qui pourrait se passer sur ce matériel au cas où interviendrait un changement aussi fondamental que celui du régime de neutre.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＵ

D 4 220 − 3

Ｑ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

Ｑ

Tensions secondaires HTA (composée UA et simple VA ) :

distances pour raccorder à travers un transformateur qui leur est propre des charges ponctuelles importantes et très dispersées. Dans la mesure où l’on bénéficie en outre d’une faible résistivité du sol, un équilibre économique peut être trouvé ; les prises de terre au droit des transformateurs étant peu nombreuses et chacune d’un coût raisonnable, leur coût total est plus faible que celui du conducteur de retour supprimé. D’une façon générale, distribuer l’énergie en basse tension monophasée constitue un handicap coûteux dans les pays du tiers-monde, où il faut alimenter de très faibles charges dispersées, contrairement à l’Amérique du Nord où le réseau basse tension n’existe pas, les charges domestiques étant directement raccordées sur le transformateur.

UA = 20 kV et VA = 12 kV Puissance du transformateur HTB/HTA : S A = 20 MVA Réactance relative du transformateur HTB/HTA : x A = 10 % Réactance linéique des lignes d’ossature ou de dérivation : X = 0,35 Ω/km Résistance linéique des lignes d’ossature : R ᐉ = 0,23 Ω /km

2.3.2 Calcul des courants de court-circuit

Résistance linéique des lignes de dérivation : Afin d’illustrer le principe de fonctionnement, nous avons réalisé des calculs numériques dans des cas particuliers très simplifiés, comme nous l’avons fait pour d’autres types de réseau (§ 2.4 et 2.5).

Rd = 0,75 Ω/km La capacité du réseau est négligée.

Nota : le lecteur souhaitant approfondir la question par les formules théoriques et les calculs littéraux se reportera aux articles de ce traité Protection contre les perturbations. Origine des perturbations [D 5 170], Composants de protection [D 5 171], Composants de protection : utilisation [D 5 172] et Groupes électrogènes de secours [D 5 180]. Plusieurs des indications qui vont suivre s’appuient sur un document publié par EDF International : Les techniques de distribution d’électricité dans les zones à faible densité de consommation.

■ Calculons d’abord l’impédance en A, en supposant infinie la puissance de court-circuit amont : 2

Z A = x A U A /S A = 2 Ω En fait, cette puissance de court-circuit amont S cc n’est pas infinie ; supposons-la totalement réactive et égale à 1 600 MVA, ce qui donne une réactance en amont de A ramenée en 20 kV de :

Calculons les courants de défaut supposés triphasés équilibrés dans le cas particulier de la figure 2, qui représente un schéma de réseau avec l’appareillage associé, pour des défauts situés en A, B, C, D puis E. Les données de base sont les suivantes : Puissance apparente de court-circuit HTB amont :

(20 × 20)/1 600 soit 0,25 Ω d’où finalement en A, la réactance X A = 2 Ω + 0,25 Ω = 2,25 Ω, et le courant de court-circuit en A : I cc = VA /XA = 5 330 A.

S cc = 1 000 MVA

Figure 2 – Schéma de réseau de type américain

D 4 220 − 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＰ

_____________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

■ Calculons l’impédance Z B en B en ajoutant l’impédance de 10 km de ligne d’ossature : X B = 3,5 Ω + 2,25 Ω = 5,75 Ω

On y voit, par exemple, qu’un fusible 15 T, (figure 4), dont le courant nominal est de 15 A : — supporte sans fusion 22,5 A soit 1,5 fois son courant nominal ; — fond en 300 s pour 30 A, soit 2 fois son courant nominal ; — fond en 0,1 s pour 375 A, soit 25 fois son courant nominal.

R B = 2,3 Ω soit

Z B = 6,19 Ω

Ｑ

et le courant de court-circuit en B : I cc = V A / Z B = 1 940 A. ■ De la même façon, en C situé à 20 km de A, on a : X C = 7 Ω + 2,25 Ω = 9,25 Ω R C = 4,6 Ω soit

Z c = 10,33 Ω

et le courant de court-circuit en C : Icc = VA /Z C = 1 160 A. ■ En D, à 20 km de C dont 10 km de dérivation, il vient : X D = 3,5 Ω + 3,5 Ω + 9,25 Ω = 16,25 Ω R D = 2,3 Ω + 7,5 Ω + 4,6 Ω = 14,4 Ω soit

Z D = 21,71 Ω

et le courant de court-circuit en D : I cc = VA /Z D = 550 A. ■ Enfin, en E, à 20 km de D sur la dérivation : X E = 7 Ω + 16,25 Ω = 23,25 Ω R E = 15 Ω + 14,4 Ω = 29,4 Ω soit

Z E = 37,48 Ω

et le courant de circuit en E : I cc = V A /Z E = 320 A. En fait, la quasi-totalité des courts-circuits commence par un défaut monophasé résultant d’une défaillance de l’isolement entre phase et masses reliées à la terre, et non par un défaut triphasé correspondant aux calculs ci-avant. Dans ces conditions, l’impédance pourrait être sensiblement le double si le conducteur de retour était identique au conducteur de phase. Mais l’impédance est moindre, car le conducteur de retour est en parallèle avec toutes les prises de terre le long du réseau. Le courant de défaut monophasé est ainsi compris entre 0,6 et 1 fois le courant de défaut triphasé supposé équilibré.

Figure 3 – Courant de court-circuit en fonction de la distance au point A (figure 2)

Pour un défaut biphasé, la tension est multipliée par 1,73, l’impédance par 2 et donc le courant par 0,86. Finalement, on peut estimer en première approximation que les courants de défaut se situent entre 60 et 100 % des valeurs ci-avant. La figure 3 représente cette plage de valeurs pour le cas particulier du réseau schématisé sur la figure 2. Le système de type américain est caractérisé essentiellement par un courant de défaut en décroissance sensiblement hyperbolique le long du réseau.

2.3.3 Matériel de protection du réseau 2.3.3.1 Fusibles Les fusibles du réseau américain sont définis : — par leur calibre nominal : 15, 25, 30, 80 A par exemple ; — par leur rapidité de fusion : T pour les fusibles lents, K pour les fusibles rapides. On parle ainsi de fusibles 15 T, 30 K, etc. La figure 4 représente, à titre d’exemple, deux courbes du temps de fusion pour des fusibles de calibre 15 T et 15 K. Figure 4 – Temps de fusion des fusibles F 15 T et F 15 K

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＷ

D 4 220 − 5

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

En fait, ces temps de fusion sont des valeurs moyennes. Les valeurs réelles se situent dans des plages données par le constructeur et dont il faut tenir compte pour contrôler la coordination de ces fusibles lorsqu’on doit les installer sur le réseau.

2.3.3.3 Coordination La coordination entre fusibles et disjoncteur réenclencheur n’est recherchée que dans certaines limites. — Pour les valeurs de courant faibles, environ 300 A ou inférieures, la coordination s’exerce sans difficulté particulière entre fusibles. — Pour les valeurs élevées, au-delà de 4 000 à 5 000 A environ, l’incertitude sur le temps de fusion des fusibles, de toute façon inférieur au temps minimal d’ouverture du disjoncteur réenclencheur, rend illusoire la recherche d’une coordination.

2.3.3.2 Disjoncteur réenclencheur

Ｑ

Décrivons le fonctionnement d’un disjoncteur réenclencheur (recloser ) placé sur un réseau HTA en aval d’un poste source. En première phase, le disjoncteur réenclencheur n’ouvre pas le circuit instantanément, de façon qu’en aval : — un défaut autoextincteur ait le temps de s’éteindre au passage à zéro du courant alternatif ; — un fusible sur transformateur endommagé ait le temps de fondre.

■ Coordination entre fusibles Nous illustrerons d’une manière simplifiée le principe de la coordination en partant du réseau de la figure 2. Considérons le fusible situé sur la dérivation DS2 à la hauteur du point E. Il convient d’abord de connaître la charge de cette dérivation à partir de la somme des puissances installées. Supposons-la égale à 240 kVA, soit un courant de charge de 20 A sous 12 kV. Un fusible 15 T, qui accepte en régime permanent un courant allant jusqu’à 1,5 fois 15 A, est retenu. Nous calculons ensuite la plage de variation du courant de défaut entre sa valeur la plus élevée, déjà calculée à 320 A à la hauteur de E, ce qui nous donne un temps minimal de fusion de 0,15 s (figure 6), et sa valeur la plus faible résultant d’un défaut en extrémité à la hauteur de F, à 13 km de E :

En deuxième phase, le disjoncteur réenclencheur s’ouvre pendant un temps court, mais suffisant, de façon à laisser disparaître un défaut fugitif (une branche qui tombe après s’être consumée, par exemple). Le retard de la phase 1 et le temps de coupure de la phase 2 sont réglables. Chacune des successions phase 1 - phase 2 peut être répétée une ou plusieurs fois avec un même réglage ou des temps de réglage différents. La figure 5 représente le retard à l’ouverture d’un disjoncteur réenclencheur pour quatre types de réglage dans le domaine de courant où la coordination avec les fusibles est recherchée (§ 2.3.3.3).

X F = 23,25 Ω + 4,55 Ω = 27,8 Ω R F = 29,4 Ω + 9,75 Ω = 39,15 Ω Z F = 48 Ω I cc = 12 000/48 = 250 A et un temps maximal de fusion de 0,23 s (figure 6). Pour assurer la coordination des protections entre fusibles, on décide que le fusible immédiatement en amont de E (à la hauteur de D) ne doit pas fondre à 320 A dans un laps de temps de 0,23 s majoré au moins de 50 %, d’où le choix par exemple de son calibre 30 T et ainsi de suite.

Figure 5 – Retard à l’ouverture d’un disjoncteur réenclencheur pour quatre types de réglage (DR1 à DR4) Figure 6 – Coordination entre fusibles

D 4 220 − 6

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＵ

Réseaux de distribution Enfouissement

Ｑ par

Alain DOULET Directeur Réseau à EDF Réseau Distribution

et

Jean Paul HORSON ex Consultant senior à EDF Réseau Distribution

D 4 225 - 2 — 2 — 4

1. 1.1 1.2

Situation actuelle du réseau de distribution français ................... Évolution de 1996 à nos jours ..................................................................... Situation comparée à quelques réseaux européens.................................

2. 2.1

Différences de conception entre aérien et souterrain................... Pourquoi des différences de tracés ? ......................................................... 2.1.1Aérien MT ............................................................................................. 2.1.2Souterrain MT ...................................................................................... Pourquoi des différences de structure et quelles différences d’exploitation ? ............................................................................................. Compte tenu de ces analyses la question se pose : comment passer de l’aérien au souterrain ?...........................................................................

— — — —

5 5 5 6

—

6

—

7

3.

Coût du souterrain ...................................................................................

—

7

4.

Conclusion..................................................................................................

—

10

—

10

2.2 2.3

Glossaire .............................................................................................................. Pour en savoir plus ...........................................................................................

Doc. D 4 225

e façon très récurrente, le réseau français de distribution est examiné et comparé aux autres réseaux européens en terme de répartition entre réseaux aérien et souterrain. Cet examen surgit à l’occasion d’analyses environnementales, mais aussi après des phénomènes météorologiques comme le furent les tempêtes Lothar et Martin de fin 1999, qui plaident en la défaveur de l’aérien. Et très rapidement surgissent des questions : – pourquoi y-a-t-il tant d’aérien ? – pourquoi ne fait-on pas que du souterrain ? – pourquoi n’accélère-t-on pas l’enfouissement des réseaux aériens ? Le critère économique est régulièrement avancé, mais que coûte vraiment le souterrain comparé à l’aérien ? Dans ce dossier, on va tenter de répondre à certaines de ces questions, essentiellement par une approche technique, afin de dépassionner le débat et de le rendre le plus objectif possible, tout en cherchant à présenter une vision globale de la problématique aérien/souterrain. L’expérience n’en demeure pas moins française, puisque forgée au contact des réseaux de distribution concédés à EDF (Électricité de France). C omment se présente le réseau aujourd’hui ; comment évolue-t-il et sous q uelles impulsions politiques ; quel est le comportement de l’aérien et du souterrain face aux agressions externes et aux intempéries ?

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｦ￩ｶｲｩ･ｲ＠ＲＰＰＸ

D

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＱＹ

D 4 225 – 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＵ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION __________________________________________________________________________________________________________

Les différences de conception et d’exploitation entre les réseaux aériens et souterrains, comment passer de l’un et à l’autre et des éléments économiques de comparaison font l’objet de ce dossier.

Ｑ

À l’évidence, la problématique concerne les zones rurales et périurbaines, les zones urbaines étant en souterrain depuis longtemps dans leur majorité tant en moyenne tension (M T ) qu’en basse tension (BT). Mais quelques incursions en zone urbaine permettront de mentionner le comportement du souterrain dans cet environnement.

1. Situation actuelle du réseau de distribution français

Tableau 1 – Situation du parc des lignes de distribution concédées à EDF en 1996 et en 2006

1.1 Évolution de 1996à nos jours Historique attaché à l’impératif de reconstruction et de développement au sortir de la seconde guerre mondiale Au sortir de la seconde guerre mondiale, l’impératif de reconstruction et de développement a conduit à privilégier, dans un pays essentiellement rural à faib le densité de population, la construction, rurale et périurbaine de réseaux électriques aériens dont la mise en œuvre était plus rapide et moins coûteuse que le souterrain.

Parc fin 2006 (km)

Souterrain

157 700

224 473

87,9

94,3

Aérien

402 600

372 618 Pose en 2006 effectuée par EDF (%) 70,1 (1)

Parc fin 1996 (km)

Parc fin 2006 (km)

Pose en 1996 effectuée par EDF (%)

Souterrain

148 700

231 727

67,0 (1)

Aérien

475 000

436 644

dont torsadé

296 300

318 566

Réseau basse tension (BT)

Par la suite, ni les changements de tension qui ont affecté la moyenne et la basse tension, ni les différentes politiques d’amélioration de la qualité au quotidien, n’ont en fait modifié cette approche de conception des réseaux. Il a fallu attendre les progrès considérables dans la conception des câbles et dans la réalisation des tranchées pour voir s’infléchir notablement cette tendance. Aujourd’hui, le réseau de distribution se caractérise par une longueur très importante, une durée de vie longue, des caractéristiques variées (natures de conducteurs, technologies, sections, tenues aux courts-circuits) et par des investissements annuels élevés. Pourtant, ces évolutions annuelles ne concernent qu’une part très faible du parc global et les travaux réguliers, qui sont réalisés pour étendre, renouveler ou renforcer le réseau, ne modifient que très lentement les caractéristiques de l’ensemble.

Pose en 2006 effectuée par EDF (%)

(1) Ce taux représente le pourcentage de pose de réseau en technique discrète, c’est-à-dire en souterrain ou aérien torsadé dissimulé sur façade.

d’enfouissement des réseaux neufs réalisés sous maîtrise d’ouvrage EDF. Ainsi le contrat signé courant 2005 pour la période 2005-2007 cible le maintien du taux d’enfouissement en MT à 90 % et le taux de technique discrète en BT à 65 % ; – une volonté des distributeurs de faire progresser la q ualité de fourniture notamment en cas d’aléas météorologiques importants, une des solutions étant l’utilisation des techniques souterraines pour les ouvrages principaux (les ossatures de réseau). Cette volonté a trouvé une résonance large après les tempêtes de fin 1999 ; – une volonté des distributeurs de répondre aux attentes des utilisateurs et des collectivités, dont la sensibilité aux questions environnementales s’est accrue durant la dernière décennie, en instaurant une démarche de concertation large autour de tous les grands projets d’infrastructure ; – un effort important des distributeurs pour mettre au point des techniques performantes d’enfouissement. Ainsi, les recherches réalisées ces vingt dernières années ont permis de disposer d’un câble fiable de coût raisonnable. Les techniques de mise en œuvre ont également fortement progressé : citons la tranchée mécanisée, qui a permis de réduire les coûts, mais aussi le forage sans ouverture de tranchée (pour franchir certains obstacles), qui a permis de réduire la gêne induite par les chantiers auprès des riverains ;

Le tableau 1 donne la situation des parcs de réseau MT et BT concédés à EDF, en 1996 et en 2006, pour la métropole et la Corse. Cette vision globale cache en fait des disparités profondes entre un réseau urbain essentiellement souterrain court et dense et un réseau rural mi-souterrain, mi-aérien, desservant une population peu dense dans un habitat contrasté selon les régions. Le réseau reste majoritairement aérien tant en BT qu’en MT. Cependant depuis 1996, le flux annuel de pose de réseau est essentiellement souterrain. Il a ainsi permis d’accroître le stock souterrain de 26 % en 1996 à 36 % en 2006 (réseaux MT et BT confondus). Le réseau souterrain progresse donc régulièrement de 1 % du parc total chaque année. Cette évolution trouve son origine dans au moins cinq facteurs : – une volonté politique des distributeurs de favoriser l’enfouissement, exprimée, par exemple, dans le contrat passé entre l’É tat et EDF ; contrat qui depuis 1992 affiche des objectifs ambitieux

D 4 225 – 2

Parc fin 1996 (km)

Pose en 1996 effectuée par EDF (%)

Réseau moyenne tension (MT)

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＲＵ ___________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

3,15

Aérien

4,03

2006

Souterrain

3,24

3,17

Aérien

3,23

4,12

2006

2002

2004

2000

1998

1996

1994

1992

Les périodes de 8rte chaleur des années dernières pourtant non exceptionnelles ont révélé une sensibilité certaine des réseaux souterrains aux fortes températures. Elles ont notamment précipité la défaillance de certains accessoires en fin de durée de vie ou présentant des faiblesses constructives intrinsèques. De plus, les accessoires sont tous plus ou moins soumis à des contraintes mécaniques (stationnement sur trottoir, travaux à proximité), thermiques (circulation du courant) et chimiques (l’eau du sous-sol qui dissout des matières chimiques solubles est souvent agressive), naturelles dans un sous-sol d’autant plus que la tension d’utilisation est elle-même plus élevée. Ces contraintes, compatibles avec la spécification des matériels, n’en sont pas moins sévères. La généralisation du 20 kV en moyenne tension en France nécessite un soin et une compétence certaines et la qualification du monteur chargé du montage ainsi que le traçage de ces montages sont devenus un enjeu essentiel. Mais les fortes chaleurs n’ont pas été le seul facteur climatique à affecter les réseaux souterrains, les inondations (qu’elles soient la conséquence d’orages violents ou de débordement de rivières) ne laissent pas indemnes les câbles, leurs accessoires et les émergences du réseaux souterrain que sont, les armoires de coupure et les postes MT/BT en MT et les coffrets en BT (fausse coupure ou branchement).

Pour les réseaux basse tension dont la localisation est naturellement plus urbaine, les statistiques nationales EDF Distribution de 2005 et 2006 donnent les nombres d’incidents moyens aux 100 km en BT (hors Paris) plus proches entre réseaux aériens et réseaux souterrains : 2005

1990

des câbles ou de leurs accessoires lors de travaux d’entreprises de terrassement, que ce terrassement soit lié à des travaux entrepris par d’autres concessionnaires du sous-sol ou par les distributeurs eux-mêmes. Pour éviter ces agressions, les entreprises de terrassement sont tenues de déposer des déclarations d’intention de travaux auprès des concessionnaires du sous-sol qui leur communiquent alors les plans de leurs installations sur les lieux des travaux. Mais toutes les entreprises ne s’y tiennent pas ou pas tout le temps.

On note la performance globale sans équivoque du souterrain, par rapport à l’aérien en rural. Quant au taux urbain moyen national, il cache des disparités importantes entre les câbles papier (moyenne de 7,39 défauts aux 100 km) ou les câbles synthétiques de la première génération (moyenne de 4,02 défauts aux 100 km) et les câbles synthétiques de la seconde génération majoritaires sur les réseaux français (moyenne de 2,26 défauts aux 100 km), selon cette même étude.

Réseau

1988

■ Le facteur essentiel d’agression du souterrain est l’accrochage

Une étude de la Direction Recherche et Développement d’EDF sur les réseaux MT de 2004 donne le nombre d’incidents moyen aux 100 km en MT sur les réseaux EDF :

1,29

B HIEX

Ces résultats montrent toutefois que, si l’aérien est très sensible aux agressions des agents météorologiques (vent, neige et givre), le souterrain n’en est pas moins, lui aussi, soumis à des agressions.

la qualité, qui est le taux d’incident aux 100 km de ligne. Ce critère déconnecté des utilisateurs caractérise la tenue du matériel dans son environnement.

Souterrain

B TCC sans tempête

On note en 2006 l’incidence des tempêtes qui ont affecté les réseaux aériens.

■ Les distributeurs utilisent également un autre critère de suivi de

Urbain

0

Figure 1 – Évolution du temps moyen de coupure annuel BT de 1980 à 2006

On note toutefois que l’amélioration du critère B HIEX d’EDF Distribution ne doit pas tout et loin de là, au seul enfouissement des réseaux ; d’autres actions comme le raccourcissement des artères MT par la création de postes sources et la généralisation de la télécommande en réseau ayant été conduites conjointement durant cette période [D 4 210].

Rural

200

B TCC

La figure 1 montre la baisse de l’impact des événements exceptionnels sur les réseaux français, les pics du critère TCC ayant tendance, si l’on exclut les tempêtes de 1999, à se réduire significativement. L’enfouissement a certainement beaucoup participé à cette évolution.

Réseau

Ｑ

400

1980

gression de la qualité vue par les utilisateurs du réseau, tout à fait significative comme le montre sur la figure 1 l’évolution du temps moyen de coupure par utilisateur basse tension (dit critère B à EDF, comme BT, critère très peu différent du SAIDI international : System Average Interruption Duration Index). Le critère B dit TCC (toutes causes confondues) inclut toutes les causes technologiques et météorologiques. Le critère B dit HIEX (hors incidents exceptionnels) exclut les causes exceptionnelles (aléas météorologiques et technologiques dont la probabilité d’échéance est en deçà d’une fois tous les 20 ans). La tempête de fin 1999 (coupure totale de 8 heures répartie sur 1999 et 2000) ressort tout particulièrement dans cette présentation. Cet événement dont la probabilité d’occurrence a été évaluée à une fois tous les 50 à 100 ans, voire plus dans certaines études, est donc très exceptionnel.

1986

■ Cette évolution du réseau s’est également traduite par une pro-

600

1984

Une volonté politique ferme et partagée, ainsi qu’une différence de coût se réduisant, constituent donc les moteurs forts d’évolution.

1982

Temps moyen de coupure annuel (min)

– un renchérissement relatJ des réseaux aériens, réalisés en quantités moindres, plus difficiles à implanter, et techniquement plus complexes du fait de l’accroissement de l’exigence de résistance au givre et à la neige collante.

Pour les câbles, le retrait des eaux a pour effet l’entraînement du sable en fond de fouille dont le rôle est la protection du câble contre l’agression de son environnement (remblais). Pour certains équipements, une inondation a pour effet la pénétration d’eau dans les interstices, eau que l’intensité circulant dans l’accessoire peut porter à ébullition. Les gaz alors produits en vase

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＱ

D 4 225 – 3

Ｑ

ＲＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＱ

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension Ｑ Principes par

Michel ODDI Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Ingénieur senior à EDF Recherche et développement

1 . 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10

Rappels sur les réseaux MT de distribution publique .................... Préambule..................................................................................................... Postes ((T)HT/HT .......................................................................................... Structure des postes (T)/HT/MT .................................................................. Départs souterrains, aériens, mixtes, radiaux bouclables et bouclés ..... Réseaux amont et aval ................................................................................ Importance du régime de neutre ................................................................ Protections .................................................................................................... Localisation des protections ....................................................................... Plan de protection ........................................................................................ Contrôle-commande ....................................................................................

2 . 2.1 2.2 2.3

Généralités sur les plans de protection ............................................. Qualité........................................................................................................... Organisation et principes ............................................................................ Niveaux de protections................................................................................

— — — —

5 5 6 6

3 . 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6

Éléments de base du plan de protection ........................................... Méthodes de détection des défauts ........................................................... Différents types de protections ................................................................... Automatismes .............................................................................................. Travaux sous tension................................................................................... Détection des courants de défaut ............................................................... Mesure des tensions ....................................................................................

— — — — — — —

6 6 7 9 11 11 12

4 . 4.1 4.2 4.3 4.4

Importance du régime de neutre ......................................................... Généralités.................................................................................................... Risques liés aux montées en potentiel de la terre .................................... Différents types de régime de neutre ......................................................... Évolution en défaut double .........................................................................

— — — — —

13 13 13 14 16

5 . 5.1 5.2 5.3 5.4

Protection par fusibles ........................................................................... Domaine d’utilisation................................................................................... Technologie et mécanisme de la coupure par un fusible limiteur .......... Protection des postes MT/BT par fusible ................................................... Quelques compléments sur les fusibles MT..............................................

— — — — —

17 17 17 18 20

6. 6.1 6.2 6.3 6.4

Construction d’un plan de protection ................................................ Principes de sélectivité entre protections .................................................. Coordination des seuils de réglages .......................................................... Construction du plan de protection ............................................................ Exemple concret...........................................................................................

— — — — —

20 20 22 23 25

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｭ｡ｩ＠ＲＰＱＱ

Pour en savoir plus ...........................................................................................

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＳ

D 4 811 - 3 — 3 — 3 — 3 — 3 — 4 — 4 — 5 — 5 — 5 — 5

Doc. D 4 811

D 4 811 – 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＱ

PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________

histoire et le contexte local (en particulier la densité de charge et le niveau de tension) ont modelé les réseaux de distribution publique, notamment pour la mode de mise à la terre de leur neutre moyenne tension. L’Amérique du Nord a choisi de le relier directement à la terre, il est fréquemment isolé en Asie et l’on peut trouver en Europe des neutres isolés, des neutres reliés directement à la terre, des neutres mis à la terre par l’intermédiaire d’une résistance fixe ou d’une bobine de c

    

   C  
 c   c  défauts polyphasés e t d e défauts monophasés, c           
c
,

L

Ｑ

q        
c
   
 ,  

  c c         ,   
,   ,  

p o u r l i m ti e r l e u r s

c
qc,  c  
    q     


    c
     ;   c  q   c
 c
 :



 




c


c o m p r o m i s e n t r e c e s d fi f é r e n t e s e x i g e n c e s . S   














    

   c
  

  c       
   , 
  
c
   q      ,      
   



      q   
 m!

% d u n o m bre


  
  cc  q   
  t     c
   
   c   c
    M  c

q      
 t  

c o n s tr u c t i o n

d e s e s

   
c
,    
 
   

, 
 c

q

c   t,   c  t 

 







c


c












 

[ D 4 812]. Un troisième dossier [D 4 813] permet l’étude de compléments et de développements des matériels existants pour améliorer la qualité de fourniture et s’adapter aux évolutions actuelles des réseaux.  

Principaux sigles et notations BT

terme simplificateur désignant la tension alternative efficace comprise entre 50 V et 500 V

Ci

capacité présentée par un élément de réseau i

EPATR

HT

Ii

MT

Principaux sigles et notations (suite) Ri

résistance présentée par un élément de réseau i. Elle s’exprime en ohm (Ω) pour les réseaux de distribution

RSE

régimes spéciaux d’exploitation. Terme réservé en France aux travaux sous tension

THT

très haute tension, terme simplificateur désignant une tension alternative efficace supérieure ou égale à 100 kV

(T)HT/MT

transformation d’une tension très haute ou haute tension en moyenne tension

Uij

notation désignant l’intensité alternative efficace parcourant un élément de réseau i (phase, neutre, etc.). Elle s’exprime en ampère (A) ou en kiloampère (kA) pour les réseaux de distribution

notation désignant la tension alternative efficace composée à laquelle sont soumis deux éléments de réseau i et j (phases, etc.). Elle s’exprime en volt (V) ou en kilovolt (kV) pour les réseaux de distribution

Vi

moyenne tension, terme simplificateur désignant une tension alternative efficace comprise entre 1 et 50 kV

notation désignant la tension alternative efficace à laquelle est soumis un élément de réseau i (phase, neutre, etc.). Elle s’exprime en volt (V) ou en kilovolt (kV) pour les réseaux de distribution

Xi

réactance (inductive ou capacitive) présentée par un élément de réseau i. Elle s’exprime en ohm (Ω) pour les réseaux de distribution

Zi

impédance complexe d’un élément de réseau i (combinaison de R, X, Cω). Elle s’exprime en ohm (Ω) pour les réseaux de distribution

ω

pulsation du réseau. Elle vaut 2π fois la fréquence (f). Elle s’exprime en radian par seconde

ensemble de protection ampèremétrique de terre résistante (protection utilisée par le palier technique 1986 pour les postes primaires de distribution en France) haute tension, terme simplificateur désignant une tension alternative efficace comprise entre 50 et 100 kV

MT/BT

transformation d’une tension moyenne tension en basse tension

PWH2

protection wattmétrique homopolaire version 2 utilisée en France pour les réseaux à neutre compensé (à déclenchement sur seuil de puissance résiduelle)

D 4 811 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. − © Editions T.I.

ＲＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＱ

________________________________________________________ PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION

1. Rappels sur les réseaux MT de distribution publique 1.1 Préambule

Ｑ

On rappelle que les postes primaires sont les postes très haute ou haute tension/moyenne tension (T)HT/MT, appelés aussi postes sources en France et les postes secondaires sont les postes moyenne tension/basse tension MT/BT. Dans ce texte, le « réseau à moyenne tension de distribution publique » comprend, du point de vue du plan de protection MT : – les transformateurs (T)HT/MT et les équipements MT des postes primaires ; – les câbles et lignes MT ; – les postes secondaires destinés à alimenter des industriels ou des particuliers.

transformateur (T)HT/MT disjoncteur condensateur Figure 1 – Exemple d’un poste nord-américain à six transformateurs

1.2 Postes (T)HT/HT points frontières La frontière entre réseaux de transport et de distribution publique dépend des législations nationales, mais les postes (T)HT/MT sont toujours directement impliqués en tant que points frontières. Les trois principales variantes sont : – poste (T)HT/MT appartenant au réseau de distribution ; – frontière située juste en amont des transformateurs (T)HT/MT : les jeux de barres (T)HT appartiennent alors au réseau de transport ; – frontière située sur les têtes de câbles des départs MT du poste.

Transformateur simple attache

Transformateur double attache

Transformateur simple attache

Arrivées (T)HT

Arrivées MT

Toutefois, lorsque l’on s’attache au fonctionnement des réseaux, la frontière naturelle entre réseaux de transport et de distribution se situe juste en amont des transformateurs (T)HT/MT : c’est cette limite, qui correspond aussi à la frontière légale française entre réseaux de transport et de distribution, qui est prise en compte dans la suite du texte.

Couplage MT

Départs MT Figure 2 – Exemple d’un poste européen classique à trois transformateurs

Le principal avantage de ce schéma est que la perte d’un ou deux transformateurs ne perturbe pas la distribution d’énergie, mais il entraîne d’autres inconvénients : en particulier, les transformateurs doivent être identiques pour éviter la circulation de courant entre eux et la puissance de court-circuit MT est très élevée.

Les réseaux de distribution possèdent, outre les transformateurs (T)HT/MT, deux autres composantes principales, les ouvrages MT et les ouvrages BT que l’on appelle par la suite réseau BT. Les ouvrages MT peuvent comporter un seul niveau de tension, très souvent 20 kV, comme en France, ou deux niveaux, avec une transformation intermédiaire MT/MT, par exemple, transformation 33/6 kV à Osaka et 27/4 kV à New York.

En Europe, le schéma de poste primaire, de loin, le plus fréquent est celui de postes à deux ou trois transformateurs (T)HT/MT, comme représenté sur la figure 2.

Les postes MT/BT sont le point frontière entre réseaux MT et BT de distribution publique. On appelle transformateur simple attache, un transformateur auquel est rattaché un seul disjoncteur d’arrivée MT, et transformateur double attache, un transformateur auquel sont rattachés deux disjoncteurs d’arrivée MT et ainsi de suite.

Les postes utilisateurs MT sont la frontière entre réseaux MT de distribution publique et les réseaux internes d’opérateurs privés. Généralement, le neutre du réseau MT ou BT est mis à la terre, respectivement au niveau des transformateurs (T)HT/MT et MT/BT.

1.3 Structure des postes (T)HT/MT

1.4 Départs souterrains, aériens, mixtes, radiaux bouclables et bouclés

Les postes primaires ont des structures très différentes selon les pays considérés. On trouve, par exemple, fréquemment dans les grandes métropoles d’Amérique du Nord des postes à plusieurs transformateurs débitant en parallèle sur un jeu de barres MT fermé (figure 1).

Les réseaux MT sont presque toujours radiaux et bouclables, conformément au schéma simplifié de la figure 3. Cela signifie que les départs MT (MV Feeders) sont alimentés en régime normal par

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＵ

D 4 811 – 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＱ

PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________

Poste primaire 1

Points d'ouverture

Ｑ

Poste primaire 2

Poste A

Poste B

Figure 3 – Réseau radial et points d’ouverture

Fermés en exploitation normale Figure 4 – Départs bouclés

Réseau aval Réseau amont

un seul poste primaire et qu’ils possèdent plusieurs antennes (ou dérivations) qui irriguent le territoire qu’ils alimentent. Ils possèdent un ou plusieurs points d’ouverture à leurs extrémités : il s’agit d’interrupteurs télécommandés ou manuels, normalement ouverts (le terme usuel anglais est NOP pour Normal Open Point ) et qui sont provisoirement fermés pour changer le schéma d’alimentation des départs en cas de situation dégradée (section défectueuse du départ ou en travaux). Les départs MT sont souterrains (câbles entièrement enterrés), aériens (lignes entièrement sur poteaux) ou mixtes (mélangeant portions souterraines et aériennes). Les départs mixtes se développent très rapidement au détriment des départs aériens car les réseaux souterrains sont discrets, c’est-à-dire invisibles, et moins sensibles aux intempéries, vent, givre et neige. En France, il n’y a pratiquement plus de départs véritablement aériens : la proportion globale actuelle des longueurs est approximativement d’un peu plus d’un tiers de câbles souterrains pour un peu moins de deux tiers de lignes aériennes.

Point d'observation Figure 5 – Réseaux amont et aval

tives en cas de défaut à la terre (cf. [D 4 812], § 3.1). La figure 5 définit des réseaux amont et aval. Il faut noter que la présence d’éventuelles productions décentralisées ne modifie pas cette définition conventionnelle de l’amont et de l’aval.

1 . 6 Importance du régime de neutre Le point neutre des réseaux peut être relié à la terre ou non. Lorsqu’il est relié à la terre, il peut l’être directement ou par l’intermédiaire d’une impédance, en un point unique ou tout le long du réseau.

On trouve rarement des réseaux bouclés, c’est-à-dire que deux départs, au moins, issus du même jeu de barres MT sont connectés entre eux en exploitation normale : en effet, la protection des réseaux est alors complexe et exige des dispositifs réservés habituellement aux réseaux de transport, les protections de distance (cf. § 3.2.9). La figure 4 décrit un de ces cas de figure simple, tels que l’on pourrait le trouver en Allemagne.

Le mode de mise à la terre du neutre ou régime de neutre est un élément très important car c’est lui qui détermine les principales caractéristiques des défauts à la terre. Or, ces défauts représentent une part très importante de l’ensemble des défauts affectant un réseau, de l’ordre de 80 % du nombre total des défauts, et ils sont à l’origine de montées locales du potentiel du sol lorsqu’ils se produisent. Le régime de neutre a un impact direct sur les dispositions constructives des réseaux, afin d’assurer la sécurité des personnes et des biens, et sur la qualité de l’électricité fournie. La tenue diélectrique de l’ensemble des réseaux et de leurs composants est notamment déterminée en fonction des montées en potentiel du sol en cas d’un défaut, qu’il ait lieu sur le réseau (T)HT, MT ou BT : on utilise le terme de coordination des isolants pour caractériser la prise en compte de ces différentes montées en potentiel dont celles dues aux défauts à la terre dans la détermination des différentes tenues diélectriques des différents ouvrages.

1.5 Réseaux amont et aval L’amont et l’aval d’un point du réseau se définissent, à l’instar de l’écoulement d’un fleuve, en référence au transit de puissance du réseau (T)HT vers son utilisation : l’amont est la partie du réseau situé côté réseau de transport, l’aval vers le réseau BT. Cette notion ne pose généralement pas de difficulté de compréhension, à partir du moment où l’on définit l’aval en premier et que l’on définit ensuite l’amont qui est constitué par ce qui reste ; il faut noter qu’amont et aval varient en fonction du point d’observation. Cette distinction amont-aval est particulièrement importante lorsque l’on doit considérer les contributions capaci-

D 4 811 – 4

Les régimes de neutre des réseaux (T)HT, MT et BT sont généralement différents les uns des autres : – souvent, le neutre THT et HT est mis à la terre par des impédances de très faible valeur en plusieurs points ;

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＱ

________________________________________________________ PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION

– le neutre MT est isolé, mis à la terre par une impédance de faible valeur fixe ou variable (bobine de Petersen : cf. § 4.3.3) en un seul point dans le poste (T)HT/MT ou, encore, directement mis à la terre en un ou plusieurs points ; – le neutre BT est presque toujours directement mis à la terre en plusieurs points y compris dans les postes MT/BT (cf. [D 4 815]).

– sur une architecture (type et localisation des protections et des automatismes) ; – enfin, sur des réglages qui assurent la coordination du fonctionnement des différents éléments du plan (protections et automatismes).

1.10 Contrôle-commande

Le choix du régime de neutre d’un réseau MT est largement fonction de ses caractéristiques, principalement, son niveau de tension, la longueur de ses départs et la connexion des charges, ce qui explique les différents types de mise à la terre du neutre que l’on peut trouver dans les différents pays (cf. § 4.3).

Pour fonctionner, le plan de protection fait appel à : – des équipements à basse tension (capteurs de mesures, protections et automates de reprise de service en particulier) ; – des équipements à moyenne, haute ou très haute tension, essentiellement des disjoncteurs. Le contrôle-commande est la réunion des équipements à basse tension nécessaires au fonctionnement du plan de protection et de l’appareillage associé (disjoncteurs, interrupteurs...), ainsi qu’à la surveillance et à la conduite locale ou à distance du poste primaire.

1.7 Protections Les protections sont des équipements qui ont une double mission : – détecter la présence des défauts ; – élaborer les ordres de déclenchement des organes de coupure associés.

On trouve, dans un poste primaire, outre les capteurs, protections et automates déjà cités : – les interfaces de conduite et de maintenance (télécommande, synoptique, consignation d’états, oscillo-perturbographie) ; – divers automates tels que la régulation de tension des transformateurs (T)HT/MT ou la mise en et hors service automatique des condensateurs.

Des capteurs mesurent en permanence des grandeurs caractéristiques, le plus souvent courants et tensions, qui alimentent la protection : la protection analyse ces mesures et, lorsque les critères de détection d’un défaut sont remplis, ordonne l’ouverture de l’appareillage associé.

Le synoptique offre une représentation schématique du poste et de ses organes manœuvrables : il permet de passer des ordres locaux de commande de ces derniers. La consignation d’états enregistre et date les événements du poste. L’oscillo-perturbographie est l’enregistrement des signaux électriques, courants et tensions au moment d’un défaut en réseau.

On note que c’est abusivement que l’on nomme « protection » les ensembles construits autour de microprocesseurs proposés aujourd’hui par les différents constructeurs. En effet, outre leur capacité à assurer des fonctions de protections, ils sont capables de réaliser des fonctions d’automatismes, ainsi que le pilotage et la surveillance des équipements associés en plus de l’ouverture soi-même.

Dans la suite du texte, on ne s’intéresse qu’au plan de protection et aux équipements associés.

Les fusibles, qui sont aussi des protections d’un type particulier, assurent simultanément ces trois fonctions, mesure, analyse et ordre d’ouverture.

2. Généralités sur les plans de protection

1.8 Localisation des protections

2.1 Qualité

Le plan de protection d’un réseau MT va s’appuyer sur des protections principalement placées dans le poste (T)HT/MT mais aussi installés sur le réseau, ainsi que sur des fusibles, par exemple : – protections d’installations utilisateurs ; – protections d’antennes des départs du poste (T)HT/MT ; – fusibles des postes MT/BT.

Le plan de protection d’un réseau électrique est l’ensemble des dispositions théoriques mises en œuvre pour détecter et éliminer les défauts susceptibles d’affecter ce réseau, en mettant hors tension la portion de réseau défectueuse.

Les installations des utilisateurs peuvent être consommatrices ou, de plus en plus souvent, productrices avec le développement des énergies renouvelables, voire les deux selon les moments.

Il doit remplir trois missions essentielles : – assurer la sécurité des personnes. Il s’agit d’éviter ou de limiter, autant faire que se peuvent, pour les tiers et les intervenants, les risques électriques consécutifs à des défauts intervenant sur le réseau. Il est très important de noter que le plan de protection n’est pas le seul élément destiné à assurer la sécurité des personnes. Il en existe bien d’autres, notamment le respect de la réglementation en vigueur, les dispositions constructives et le respect des règles d’utilisation ; – assurer la pérennité des matériels. Il s’agit, d’une part, de préserver les équipements raccordés au réseau des conséquences thermiques et électrodynamiques d’un défaut affectant ce réseau, d’autre part, d’en limiter les conséquences sur le matériel siège du défaut ;

Les protections d’antenne et les protections des utilisateurs consommateurs fonctionnent sur les mêmes principes que les protections situées dans les postes primaires, mais elles doivent toutes être coordonnées pour fonctionner à bon escient. Nota : on pourra se reporter aux dossiers [D 4 240] et [D 4 242] pour plus d’informations sur les protections des installations de production.

1.9 Plan de protection Le plan de protection s’appuie, à la fois : – sur des concepts (en particulier, principes de fonctionnement des protections et automatismes de reprise de service) ;

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＷ

D 4 811 – 5

Ｑ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＱ

PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________

– assurer la continuité de fourniture. Il s’agit de limiter, le plus possible, le nombre d’utilisateurs coupés à la suite d’un défaut survenu sur le réseau, ainsi que de réduire au maximum la durée de cette coupure.

Ｑ

transit est trop élevé. Les protections déclenchent l’ouvrage en surcharge au bout d’un temps variable, jusqu’à plusieurs minutes, selon le niveau de la surcharge : dans la pratique, on cherche à prévenir l’opérateur le plus tôt possible pour lui laisser un délai jugé suffisant pour réaménager le réseau, en vue de supprimer la surcharge. Les règles de conception et d’exploitation des réseaux de distribution sont différentes et font que ce genre de risque n’a pas à être pris en compte.

Pour remplir ces trois missions, le plan de protection doit établir le meilleur compromis entre différentes qualités, parfois contradictoires. Il doit être : – sensible, c’est-à-dire, être capable de détecter le plus grand nombre possible de types de défauts (concrètement, la sensibilité d’un plan de protection se résume essentiellement à sa capacité de détecter les défauts monophasés résistants) ; – sélectif, c’est-à-dire, éliminer la partie de réseau en défaut la plus petite possible ; – rapide, pour que les défauts soient éliminés le plus vite possible afin d’en limiter les conséquences ; – fiable, c’est-à-dire, non seulement détecter à coup sûr les défauts présents, mais aussi ne pas fonctionner intempestivement ; – simple. On s’aperçoit que, par exemple, sensibilité et simplicité sont des notions opposées, de même que rapidité et sélectivité. Le meilleur compromis qui doit être recherché doit aussi tenir compte de l’aspect économique, en prenant en compte le coût des ouvrages à protéger, l’impact sur la qualité de fourniture et le coût du plan de protection lui-même.

2.3 Niveaux de protections Les niveaux de protections correspondent aux différents niveaux d’organes de coupure pilotés par le plan de protection ; ils sont placés les uns derrière les autres et numérotés de l’amont vers l’aval. En général, on trouve trois niveaux de protection dans les postes primaires : – arrivées (T)HT des transformateurs (T)HT/MT ; – arrivées MT sur les jeux de barres MT ; – départs MT ; et un, voire deux niveaux, sur le réseau lui-même : • disjoncteur réenclencheur (reclosers) éventuel niveau intermédiaire entre poste primaire et poste utilisateur, • installations utilisateurs.

2.2 Organisation et principes

Il existe quelques cas de figure dans de grands postes primaires, généralement urbains, où l’on trouve deux jeux de barres MT successifs, ce qui porte à quatre le nombre de niveaux de protection dans ces postes.

Le plan de protection doit être conçu pour répondre à deux fortes exigences : – garantir un fonctionnement même partiellement dégradé en cas de défaillance d’une protection ou d’un organe de coupure : dans la pratique, c’est la protection et l’organe de coupure amont qui assurent ce secours ; – prendre en compte les modifications temporaires de réseau : il s’agit de prévoir le plan de protection pour tenir compte, à la fois, des schémas normaux d’exploitation et des schémas de secours. Sur ce dernier point, il faut noter que la prise en compte des schémas de secours est pénalisante en termes de sensibilité et de sélectivité. Le ou les schémas de secours à retenir sont donc des schémas susceptibles d’être réalisés relativement souvent et relativement peu pénalisants en termes de qualité du plan de protection (on note que l’on retrouve ainsi la nécessité signalée plus haut d’établir le meilleur compromis possible). Il faut noter que l’apparition des matériels numériques qui autorisent des modifications de réglages à distance, voire automatiques sur changement de topologie du réseau, marque un progrès très net par rapport aux matériels des générations précédentes. En effet, les réglages répondant aux schémas de secours peuvent n’être appliqués que lorsqu’ils sont effectivement nécessaires, c’est-à-dire lorsque l’on exploite effectivement le réseau en schéma de secours. Autres exigences, prendre en compte les situations temporaires particulières, comme, par exemple, lorsque l’on accède aux ouvrages. En France, on cite le cas des travaux sous-tension qui conduisent à ce que l’on appelle les régimes spéciaux d’exploitation RSE (cf. § 3.4). Le plan de protection se décompose en deux volets qui peuvent être totalement indépendants : – la détection et l’élimination des défauts monophasés (défauts à la terre) ; – la détection et l’élimination des défauts polyphasés (courts-circuits). La pratique généralisée pour les réseaux à moyenne tension est de ne pas faire assurer de protections contre les surcharges par le plan de protection, à l’inverse du cas des réseaux de transport. En effet, les conducteurs d’une ligne de transport s’allongent lorsqu’ils s’échauffent et la distance au sol peut se réduire dangereusement : les protections de surcharge, notamment, permettent d’éviter ce type de risque, en déclenchant la ligne si son

D 4 811 – 6

En France, on désigne historiquement ces deux jeux de barres par les niveaux 750 MVA et 12,5 kA, en référence à la puissance ou à l’intensité de court-circuit qu’ils sont capables de supporter brièvement. Une réactance de limitation du courant de court-circuit est généralement intercalée entre les deux niveaux. En effet, les matériels sont dimensionnés pour supporter les efforts électrodynamiques dus à un bref courant de court-circuit donné : les normes internationales parlent de courant admissible de courte durée. Le niveau 750 MVA correspond à la puissance de court-circuit d’anciens transformateurs 100 MVA (courant de court-circuit 18,7 kA en 20 kV), tandis que le niveau 12,5 kA correspond à la tenue actuelle standardisée en France des ouvrages MT (12,5 kA pendant 1 s). La notion de puissance de court-circuit est désormais abandonnée car trop imprécise : en effet, la valeur du courant de court-circuit dépend de celle de la tension. La sélectivité consiste à ne faire ouvrir que le bon organe de coupure, du bon niveau, ce qui veut dire, entre autres, qu’un défaut amont ne doit pas entraîner le fonctionnement de la protection aval.

3. Éléments de base du plan de protection 3.1 Méthodes de détection des défauts L’apparition d’un défaut sur un réseau va engendrer la variation de ses grandeurs électriques caractéristiques, voire de certaines autres grandeurs physiques associées. C’est en surveillant et en analysant ces grandeurs que les protections vont être en mesure de détecter la présence d’un éventuel défaut et d’agir. Les défauts polyphasés vont engendrer une augmentation très importante des courants de phase, ce qui va permettre une détection assez aisée. Les défauts à la terre sont caractérisés par une « fuite » de courant qui peut être détectée par l’une des trois méthodes suivantes :

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＲ

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension Mise en œuvre par

Michel ODDI Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Ingénieur senior à EDF Recherche et développement

1.

Rappels ........................................................................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4

Protection contre les défauts polyphasés ........................................ Domaine d’application................................................................................. Seuils ampèremétriques de phase ............................................................. Seuils chronométriques .............................................................................. Automatismes et autres protections ..........................................................

— — — — —

3 3 3 4 4

3.

Protection contre les défauts à la terre en cas de neutre impédant.................................................................................. Circulation des courants en cas de défauts à la terre ............................... Réglage des protections ampèremétriques homopolaires ...................... Automatismes et autres protections .......................................................... Limites des protections ampèremétriques homopolaires et solutions ...

— — — — —

5 5 6 8 9

Protection contre les défauts à la terre en cas de neutre compensé ................................................................................ Mécanismes d’apparition et disparition d’un défaut à la terre ................ Typologie des défauts et méthode de détection ....................................... Protections et réglages ................................................................................ Pilotage et technologies des impédances de compensation ...................

— — — — —

11 11 13 15 16

5.1 5.2 5.3

Protection contre les défauts à la terre en cas de neutre isolé ou direct à la terre ................................................................................... Généralités.................................................................................................... Calcul des courants de défauts ................................................................... Plan de protection ........................................................................................

— — — —

19 19 19 20

6. 6.1 6.2

Détection des défauts résistants ......................................................... Protections centralisées ampèremétrique et voltmétrique ...................... Sensibilité .....................................................................................................

— — —

20 20 22

7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5

Cas classiques de dysfonctionnement ............................................... Mauvais réglages homopolaires des protections ampèremétriques ...... Défauts réamorçants sur un réseau à neutre faiblement impédant ........ Mauvaise connexion de protections wattmétriques homopolaires ........ Défaut d’isolement d’une protection de masse......................................... Recherche de terre infructueuse .................................................................

— — — — — —

23 23 23 23 23 24

3.1 3.2 3.3 3.4 4. 4.1 4.2 4.3 4.4 5.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｭ｡ｩ＠ＲＰＱＱ

Pour en savoir plus ...........................................................................................

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＹ

D 4 812 - 2

Doc. D 4 812

D 4 812 – 1

Ｑ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＲ

PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________

es principes de construction du plan de protection d’un réseau de distribution publique à moyenne tension sont exposés dans le dossier [D 4 811] qui attire, en particulier, l’attention sur l’importance régime de neutre pour la maîtrise des courants de défaut à la terre et pour la qualité de fourniture. La protection contre les défauts polyphasés est principalement basée sur des protections simples et faciles à régler, les protections ampèremétriques à temps constant traitées dans ce dossier [D 4 812], utilisables quel que soit le régime de neutre, mais la protection contre les défauts à la terre exige des dispositifs adaptés au type de régime de neutre. On peut utiliser des protections ampèremétriques dans le cas d’un neutre mis à la terre par une impédance de faible valeur, mais les réglages doivent être déterminés avec soin. Les performances de ces protections ampèremétriques sont limitées, mais on peut améliorer la sensibilité du plan de protection en les rendant directionnelles. Dans le cas d’un réseau à neutre compensé, des protections directionnelles de terre sont indispensables, de même qu’un système de réglage de leur impédance de compensation. Les évolutions actuelles des réseaux de distribution publique, notamment, l’arrivée de productions décentralisées et la nécessité d’améliorer la qualité de fourniture, exigent des compléments de protection dans les postes primaires et entraînent de nouveaux développements sur les matériels existants comme par exemple les indicateurs de passage de défaut. Tous ces compléments et développements font l’objet du troisième dossier [D 4 813].

L

Ｑ

Principaux sigles et notations BT

Terme simplificateur désignant la tension alternative efficace comprise entre 50 et 500 V

Ci

Capacité présentée par un élément de réseau i

Principaux sigles et notations (suite) Uij

EPATR

Ensemble de protection ampèremétrique de terre résistante (protection utilisée par le palier technique 1986 pour les postes primaires distribution en France)

Vi

HT

Haute tension, terme simplificateur désignant une tension alternative efficace comprise entre 50 et 100 kV

Xi

Intensité alternative efficace parcourant un élément de réseau i (phase, neutre, etc.). Elle s’exprime en ampère (A) ou en kiloampère (kA), pour les réseaux de distribution

Zi

Ii

MT

Moyenne tension, terme simplificateur désignant une tension alternative efficace comprise entre 1 et 50 kV

MT/BT

Transformation d’une tension moyenne tension en basse tension

PWH2

Protection wattmétrique homopolaire version 2 (à déclenchement sur seuil de puissance résiduelle)

Ri

Résistance présentée par un élément de réseau i. Elle s’exprime en ohm (Ω) pour les réseaux de distribution

RSE

Régimes spéciaux d’exploitation. Terme réservé aux travaux sous tension

THT

Très haute tension, terme simplificateur désignant une tension alternative efficace supérieure ou égale à 100 kV

(T)HT/MT

D 4 812 − 2

ω

Tension alternative efficace composée à laquelle sont soumis deux éléments de réseau i et j (phases, etc.). Elle s’exprimeen volt (V) ou en kilovolt (kV) pour les réseaux de distribution Tension alternative efficace à laquelle est soumis un élément de réseau i (phase, neutre, etc.). Elle s’exprime en volt (V) ou en kilovolt (kV) pour les réseaux de distribution Réactance (inductive ou capacitive) présentée par un élément de réseau i. Elle s’exprime en ohm (Ω) pour les réseaux de distribution Impédance complexe d’un élément de réseau i (combinaison de R, X, Cω ). Elle s’exprime en ohm (Ω) pour les réseaux de distribution Pulsation du réseau. Elle vaut 2π fois la fréquence f. Elle s’exprime en radian par seconde

1. Rappels La structure des réseaux de distribution à moyenne tension diffère d’un distributeur à l’autre, mais elle est le plus souvent radiale, conformément au schéma de principe de la figure 1 ; cette figure rappelle, en outre, le vocabulaire utilisé dans la suite du dossier. La protection du réseau est réalisée à l’aide de protections, de fusibles et d’automatismes localisés aux différents niveaux définis sur la figure 1. Le plan de protection peut se définir comme l’ensemble des dispositions théoriques et pratiques mises en œuvre pour détecter et éliminer les défauts susceptibles d’affecter ce réseau : il associe des principes de détection et d’automatismes, ainsi que leurs réglages appropriés.

Transformation d’une tension très haute ou haute tension en moyenne tension

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. − © Editions T.I.

ＳＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＲ

________________________________________________________ PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION

Attache 1

Attache 2

Arrivée HT Niveau 1

Arrivées MT Niveau 2

Ｑ

Départs MT Niveau 3

Réseau Niveau 4

Utilisateur Niveau 5

Figure 1 – Réseau radial et niveaux de protection

Il comporte deux volets, celui de la protection contre les défauts polyphasés, indépendant du régime de neutre et celui de la protection contre les défauts à la terre qui doit être adapté au régime de neutre : – la protection contre les défauts polyphasés fait appel à des protections ampèremétriques à maximum de courant, soit à temps constant, qui est la solution retenue en Europe, soit à temps dépendant ; – la protection contre les défauts à la terre recourt à différents types de protections, en fonction du régime du neutre et du niveau de protection (arrivée HT, arrivée MT...).

Zd E

Zd aE Zd a2E

2. Protection contre les défauts polyphasés Figure 2 – Courant de défauts biphasé et triphasé

2.1 Domaine d’application Les principes de calcul des courants de défauts polyphasés sont identiques pour tout réseau radial. Toutefois, les principes de réglages de sélectivité chronométriques qui sont exposés dans ce paragraphe ne sont valables que pour des réseaux équipés de protections à maximum d’intensité à temps constant, comme c’est le cas en Europe.

Point pour lequel l'impédance de court-circuit est la plus grande HT

MT

2.2 Seuils ampèremétriques de phase XHT

2.2.1 Principes de base

XL

On constate ainsi que le courant de défaut biphasé est effectivement inférieur au courant de défaut triphasé. La schématisation du réseau de la figure 3 permet de calculer précisément le courant de défaut : Iccb = Un /2 [RL2 + (X HT + X T + X L )2 ] Si la puissance de court-circuit du réseau HT amont est Scc , Ucc la tension de court-circuit du transformateur exprimée en pourcentage de la tension assignée du transformateur et S sa puissance apparente :

Icct = E /Z d Iccb = 3 E /2 Z d

a

RL

Figure 3 – Impédance de court-circuit

Le principe de base est de régler le seuil ampèremétrique le plus bas possible, de façon à détecter les défauts induisant les courants les plus faibles. Le seuil de réglage est déterminé en considérant les courants de défauts biphasés qui sont inférieurs à ceux de défauts triphasés, comme le calcul suivant le montre. Soit le schéma équivalent du réseau de la figure 2. Le calcul du courant de défaut triphasé (Icct) et de celui de défaut biphasé (Iccb) est très simple :

avec E Zd

XT

X HT = Un2 /Scc

force électromotrice, impédance directe de chaque phase jusqu’au lieu du défaut, opérateur de rotation 120o.

X T = (Ucc /100) (U 2 /S ) RL et XL doivent être calculées en fonction des caractéristiques du départ.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＳＱ

D 4 812 – 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＲ

PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________

2.2.2 Application

C’est pourquoi, souvent la protection d’arrivée est à double seuil, voire à temps dépendant. Le premier seuil ou la courbe à temps dépendant permet de déclencher l’arrivée très vite si le défaut détecté est intense. Une alternative est l’installation d’une accélération de protection comme décrite en [D 4 811], § 3.2.12 (cf. § 2.4.2).

■ Départs MT

Ｑ

Pour chaque départ, il faut déterminer le lieu où le courant de défaut polyphasé est le plus faible. Le réglage est alors inférieur à 0,8 Iccb , mais l’on doit vérifier que ce réglage est compatible avec le calibre des capteurs (il ne faut pas les surcharger en permanence) et qu’il n’existe pas de risque de fonctionnement intempestif dû au courant d’appel en cas de reprise de charge connectée au départ.

■ Liaison entre transformateur (T)HT/MT et arrivée(s) MT Compte tenu des réglages précédents, la temporisation de la protection de liaison est fixée à 1,1 s (ou 1,6 s si la temporisation d’arrivée est choisie à 1,3 s).

Il faut noter que, dans un souci de simplification, plusieurs distributeurs dont les réseaux sont homogènes et sans portion dite à « faible section », c’est-à-dire présentant des impédances Zd élevées qui réduisent fortement le courant de court-circuit, règlent systématiquement les départs à la valeur suivante : courant assigné du disjoncteur multiplié par 1,2.

2.4 Automatismes et autres protections 2.4.1 Automatisme réenclencheur

■ Arrivée(s) MT

Cet automatisme de reprise de service, décrit en détail dans le dossier [D 4 811], § 3.3.2, ouvre et referme successivement les départs affectés d’un défaut. Même si théoriquement, les équipements actuels sont capables de dissocier les fonctionnements sur défaut polyphasé et sur défaut à la terre, souvent, les cycles sont choisis identiques pour les deux types de défaut : – déclenchement instantané dès détection du défaut (après, toutefois une légère temporisation de 80 ms pour laisser le temps à d’éventuels défauts auto-extincteurs de disparaître naturellement) ; – fermeture au bout de 300 ms ; – réouverture si le défaut est toujours présent au bout de 500 ms, pour laisser passer le courant d’appel des charges remises sous tension ; – refermeture au bout de 10 ou 20 s ; – réouverture définitive si le défaut est toujours présent au bout de 500 ms.

Le réglage le plus simple consiste à se référer au courant assigné du transformateur (T)HT/MT ou du jeu de barres MT alimenté par l’arrivée, soit, 1,6 fois le courant assigné du transformateur ou 1,3 fois le courant assigné du jeu de barres. Le choix se porte sur la valeur la plus basse après avoir vérifié que ce réglage est supérieur à 1,2 fois le courant de réglage le plus élevé des départs.

■ Liaison entre transformateur (T)HT/MT et arrivée(s) MT On se réfère à nouveau aux courants assignés du transformateur ou du jeu de barres en adoptant comme réglage, selon le réglage du seuil d’arrivée MT retenu, soit deux fois le courant assigné du transformateur (cas d’un réglage égal à 1,6 fois le courant assigné du transformateur), soit 1,6 fois le courant assigné des jeux de barres (cas d’un réglage égal à 1,3 fois le courant assigné du jeu de barres).

On peut trouver des cas où l’on procède à une troisième tentative de fermeture au bout d’une vingtaine ou d’une trentaine de secondes, par exemple, pour laisser le temps de fonctionner à des automates en réseau : c’est le cas en France où des interrupteurs profitent de la deuxième mise hors tension pour s’ouvrir hors charge ; en effet, ils sont incapables de couper un courant de court-circuit.

2.3 Seuils chronométriques 2.3.1 Contraintes Il est nécessaire d’observer un intervalle minimal de 0,3 s entre deux niveaux protections. Il peut toutefois être réduit à 0,25 s lorsque les protections sont numériques (cf. [D 4 811], § 6.1.1).

Les réglages indiqués ci-dessus ne sont pas exhaustifs car il existe plusieurs autres temporisations dites de verrouillage des cycles ; elles évitent, par exemple, de répéter indéfiniment le même cycle et ne sont pas abordées dans ce dossiers.

Une protection utilisateur est temporisée à une valeur maximale fixée par la réglementation en vigueur : en France, elle est fixée à 0,2 s en application de la norme NF C 13-100. Il faut en tenir compte pour déterminer la temporisation des protections de départ.

2.4.2 Sélectivité logique Lorsqu’il existe une sélectivité logique (ou accélération de protection) entre, d’une part, départs et arrivées MT, d’autre part, arrivée(s) MT et transformateur (T)HT/MT, on utilise bien sûr les protections de ces équipements : – seuils ampèremétriques : ils sont déjà indiqués ; – temporisation : 0,3 s, par exemple.

2.3.2 Application ■ Départs MT La temporisation typique est de 0,5 s, ce qui permet à la fois d’assurer un intervalle minimal avec les protections d’un éventuel utilisateur (ou une protection réseau) et d’accepter, la plupart du temps, le courant d’appel de reprise de charge sur un cycle de réenclenchement.

2.4.3 Protection du transformateur (T)HT/MT Les transformateurs (T)HT/MT sont principalement protégés à partir de grandeurs non électriques : leurs protections principales ne font pas de distinction entre défauts polyphasés et monophasés.

■ Arrivée(s) MT Le réglage de la temporisation de la protection est fixé à 0,8 s, ce qui permet de ménager un intervalle de sélectivité de 0,3 s avec les disjoncteurs de départ.

■ Relais Buccholz

On note toutefois que, dans la pratique, la temporisation est souvent commune à la protection contre les défauts polyphasés et à celle contre les défauts monophasés. Dans ce cas, comme on le verra par la suite (cf. § 3.2.3), elle doit être portée à 1,3 s.

Ce type de protection (cf. [D 4 811], § 3.2.11) est sensible : – à un mouvement d’huile synonyme d’un amorçage interne ; le déclenchement du transformateur est instantané ; – à la récupération de gaz dissous, caractéristique de micro-arcs non destructifs ; il y a émission d’une alarme.

On s’aperçoit que cette temporisation est relativement longue lorsqu’il s’agit d’éliminer un défaut apparu sur le jeu de barres MT.

D 4 812 – 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＳＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＲ

________________________________________________________ PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION

On trouve ce type de relais sur le transformateur lui-même, mais aussi sur son compartiment régleur, sur son éventuel transformateur de point neutre, voire sur son transformateur des services auxiliaires : leur fonctionnement est identique et ils provoquent aussi le déclenchement instantané du transformateur (ou une alarme) si l’équipement surveillé est directement connecté à ses bornes MT.

Ｑ

■ Température Les échauffements excessifs sont nuisibles à la durée de vie de l’appareil ; aussi, on surveille la température du transformateur et son installation de refroidissement : – température d’huile et des enroulements ; la mesure se fait, soit directement par l’intermédiaire d’un thermostat plongé dans l’huile, soit elle est estimée ; dans ce dernier cas, on évalue la température des conducteurs en faisant circuler un courant image de la charge dans une résistance plongée dans l’huile du transformateur ; il s’agit de la technique dite de l’image thermique assez peu utilisée, car difficile à paramétrer ; – surveillance des ventilateurs aéroréfrigérants ; – surveillance des pompes de circulation d’huile.

Figure 4 – Circulation des courants de défaut monophasé

Le traitement diffère d’un distributeur à l’autre. Le plus souvent, l’arrêt des pompes provoque le déclenchement du transformateur au bout d’une vingtaine de minutes. Ce délai permet de concilier deux contraintes, la garantie de la qualité de fourniture et la sauvegarde du transformateur. Il permet aux chargés de conduite de décharger le transformateur et d’éviter la coupure des utilisateurs qui lui sont raccordés ; compte tenu de l’inertie thermique du transformateur, sa durée de vie n’est pas affectée.

Rd





 IrDd



Id





 3 ICDd

 V0


 Vn

3. Protection contre les défauts à la terre en cas de neutre impédant

Iz ICDs ICDd IrA IrDd Id Rd Cd ⌫ Zn

3.1 Circulation des courants en cas de défauts à la terre 3.1.1 Schéma homopolaire équivalent Avant d’aborder les réglages de protection, il est indispensable de bien comprendre la circulation des courants qu’un défaut stable à la terre provoque dans le réseau. Le schéma de la figure 4 illustre cette circulation dans le cas d’un défaut franc : la tension de la phase en défaut par rapport à la terre est nulle et celles des phases saines deviennent égales à la tension composée. Le courant capacitif des trois phases dont la somme était nulle avant défaut varie proportionnellement : il est nul, en particulier, dans la phase en défaut. Il faut toutefois noter que si le défaut était résistant, la tension de la phase en défaut ne serait pas nulle par rapport à la terre et celles des phases saines seraient inférieures à la tension composée ; les trois phases verraient circuler un courant capacitif. Cela ne changerait cependant rien aux interprétations données par la suite.

3Cd



 IrA





 3ICDs 3(⌫ – Cd) Zn

courant dans le neutre égal à IrA, courant capacitif des départs sains, courant capacitif du départ en défaut, courant résiduel dans l'arrivée, courant résiduel dans le départ en défaut, courant dans le défaut, résistance du défaut, capacité d'une phase du départ en défaut, capacité d'une phase de la totalité du réseau, impédance de mise à la terre du neure

Figure 5 – Schéma homopolaire équivalent en cas de défaut monophasé

– dans le défaut circule le courant de neutre auquel s’ajoute le courant capacitif de la totalité du réseau (courants rouges trait continu, pointillés verts et tiretés bleus). Le schéma homopolaire équivalent, en référence au théorème de Fortescue, est celui de la figure 5. Ce schéma est très important car il permet de prévoir et de comprendre les différents phénomènes qui affectent les réseaux en cas de défaut monophasé. Il peut aussi être utilisé pour la compréhension des régimes transitoires, phénomènes essentiels dans le cas d’un réseau à neutre compensé : il est cependant insuffisant pour les calculs précis des régimes transitoires car il ignore les impédances directes, inverses et homopolaires des éléments du réseau, notamment les inductances des lignes aériennes. En réalité, ces calculs sont extrêmement complexes, non pas en raison des équations électrotechniques mais de la difficulté à modéliser correctement un réseau de distribution.

On constate que : – dans l’arrivée et dans la connexion de mise à la terre du neutre circule le même courant (courant rouge en trait continu) ; – dans les départs sains circulent les courants capacitifs de ces départs (courants en pointillés verts) ; – dans le départ en défaut circule le courant de neutre auquel s’ajoute le courant capacitif du réseau amont au lieu du défaut (souvent, on parle aussi du courant capacitif des départs sains) (courants rouges trait continu et pointillés verts) ;

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＳＳ

D 4 812 – 5

Ｑ

ＳＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＳ

Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension Ｑ Évolutions récentes et compléments électrotechniques par

Michel ODDI Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Ingénieur senior à EDF Recherche et développement

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5

Raccordement des productions décentralisées............................... Préambule..................................................................................................... Régime de neutre et défauts à la terre ....................................................... Découplage de la production ...................................................................... Risques de dysfonctionnements................................................................. Niveau de tension ........................................................................................

2. 2.1 2.2

Indicateurs de défaut (F a u lt p a s s a g e i n d i c a t o r s FPI) ..................... Localisation des défauts .............................................................................. Caractéristiques et contraintes ...................................................................

— — —

4 4 4

3. 3.1 3.2 3.3

Protections directionnelles ................................................................... Définition et domaine d’application ........................................................... Protection directionnelle de terre ............................................................... Protection directionnelle de phase .............................................................

— — — —

5 5 5 6

4. 4.1 4.2

Relais wischer ........................................................................................... Historique ..................................................................................................... Évolution .......................................................................................................

— — —

8 8 8

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 813 - 2 — 2 — 2 — 2 — 2 — 3

Doc. D 4 813

es principes de construction d’un plan de protection de réseau de distribution publique à moyenne tension sont exposés dans le dossier [D 4 811]. Le dossier suivant [D 4 812], décrit comment le mettre en œuvre, d’une part, en s’appuyant sur des protections à maximum de courant très simples d’utilisation, d’autre part, en montrant les difficultés de détection des défauts à la terre, notamment dans le cas des réseaux à neutre compensé. Le développement récent de productions décentralisées de taille significative et raccordées sur les réseaux à moyenne tension entraînent de nouvelles contraintes, notamment en termes de tension et de circulation de flux de puissance. Si la détection des défauts à la terre n’est pas impactée, celle des défauts polyphasés ne peut pas toujours se contenter de simples protections à maximum de courant : un critère directionnel doit parfois être ajouté. La locali-

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｭ｡ｩ＠ＲＰＱＱ

L

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＳＵ

D 4 813 – 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＳ

PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________

sation de défaut à l’aide d’indicateurs de passage de défaut est un nouvel élément à prendre également en compte pour la construction du plan de protection car elle facilite les reconfigurations de réseau après un ou plusieurs déclenchements sur défaut. Il est utile de bien connaître les principes de fonctionnement des protections directionnelles de tout type pour identifier leurs champs d’utilisation et leurs limites.

Ｑ 1. Raccordement des productions décentralisées

le réseau et provoquer la déconnexion de la production du réseau. Elles sont généralement définies et imposées par la réglementation locale (en France, par la norme UTE C 15 400). Ces protections doivent également être capables d’empêcher un fonctionnement îloté du réseau, c’est-à-dire qu’un départ en défaut à la terre, normalement déconnecté de sa source par sa propre protection, ne doit pas rester alimenté par la production décentralisée. En effet, on se trouverait en régime de neutre isolé et si la consommation du départ était du même ordre que la production, le système pourrait continuer à fonctionner durablement en présence d’un défaut. Cette remarque est également vraie si le départ sur lequel est connectée la production devait être ouvert par le distributeur, pour ses travaux, par exemple.

1.1 Préambule Les plans de protection tels qu’ils ont été exposés jusqu’à présent, s’appliquent à des réseaux radiaux alimentés par un poste primaire (T)HT/MT. Le flux de puissance est unidirectionnel, du poste vers le réseau. Désormais, on assiste, à l’arrivée massive de productions décentralisées raccordées sur les réseaux MT de distribution, ce qui peut modifier notablement la circulation de la puissance et avoir des conséquences sur le plan de protection.

Les protections de découplage sont basées sur de simples protections ampèremétriques de phase (protections contre les défauts polyphasés) et des protections particulières pour éviter les îlotages, notamment, protection voltmétrique à maximum de tension de phase, protection voltmétrique à maximum de tension homopolaire, protection fréquencemétrique et asservissement avec le disjoncteur de départ. La plage fréquencemétrique de fonctionnement vient d’être élargie pour éviter des déclenchements inopinés en cas de baisse de fréquence généralisée (suite au black-out européen de novembre 2006).

On ne fait que donner des indications sur les problèmes soulevés par le raccordement de ce type de production et quelques solutions envisageables ; on trouvera en [D 4 841] et [D 4 842] de nombreux détails sur l’impact de cette production sur le plan de protection (mode de protection et réglages).

1.2 Régime de neutre et défauts à la terre

Conséquences dans le poste primaire (T)HT/MT : dans certains cas, il est nécessaire de prévoir des protections ampèremétriques directionnelles de phase dans le poste primaire pour éviter des déclenchements intempestifs. On doit aussi prendre des dispositions pour éviter des cycles de réenclenchement automatique tant que la production décentralisée n’est pas découplée ; en effet, un cycle de réenclenchement n’a aucun sens si le défaut reste alimenté par ailleurs. En général, on verrouille l’automate par un relais de présence de tension (réglée par exemple, à 20 % de la tension de service) : on n’autorise les cycles de réenclenchement qu’à partir du moment où la tension a disparu.

On peut voir dans le dossier [D 4 811] l’importance du régime de neutre, notamment vis-à-vis de la maîtrise des montées en potentiels en cas de défaut à la terre. Pour éviter qu’une production décentralisée ne vienne interagir avec les dispositions prises par le distributeur pour se protéger contre les défauts à la terre, le neutre de l’installation de production doit être isolé : il ne doit y avoir aucune connexion de son neutre avec la terre. Bien évidemment, si cette production est découplée du réseau et alimente une installation intérieure, des dispositions doivent être prises par le producteur pour assurer la sécurité des personnes et des biens à l’intérieur de son installation : le plus souvent son neutre est alors connecté à la terre via une résistance, qui participe également à la protection de l’alternateur lorsque l’installation est déconnectée du réseau de distribution publique.

1.4 Risques de dysfonctionnements On peut schématiser par la figure 1 un réseau sur lequel de la production décentralisée est raccordée.

La réglementation locale fixe habituellement les règles applicables aux sites de production décentralisée (interdiction de mise à la terre du neutre de la production et protection de l’installation intérieure ; en France, la norme NF C 15 400 s’applique).

1.4.1 Risque de déclenchement intempestif en cas de défaut amont Le défaut est localisé conformément à la figure 2.

Dès lors que le neutre de la production décentralisée est isolé de la terre, la nature et les caractéristiques des défauts à la terre ne sont pas modifiées. Le plan de protection contre les défauts monophasés n’est pas impacté.

Le départ sur lequel la production décentralisée est raccordée voit « remonter » le courant de court-circuit généré par la production décentralisée, tandis que le départ en défaut voit passer le courant de court-circuit généré par le transformateur (T)HT/MT et celui par la production décentralisée.

1.3 Découplage de la production

Si le courant de court-circuit dû à la production décentralisée est trop élevé, il risque de solliciter, à tort, la protection ampèremétrique à temps constant du départ sur lequel la production est raccordée qui est réglée pour éliminer normalement les courts-circuits du départ.

Il n’est pas acceptable qu’une production décentralisée puisse alimenter un défaut. Aussi, il est nécessaire que l’installation dispose de protections pour détecter les défauts situés en amont sur

D 4 813 − 2

T oute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. − © Editions T.I.

ＳＶ

Réseaux électriques de distribution publique (Réf. Internet 42264)

Ｒ

1– Les grands choix techniques et politiques 2– Le fonctionnement des réseaux, protections et automatismes

Réf. Internet page

Protection des réseaux à basse tension de distribution publique

D4815

39

3– L'exploitation et la conduite des ouvrages 4– Développement des réseaux 5– Ingénierie des réseaux



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires ＳＷ

Ｒ

ＳＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＵ

Protection des réseaux à basse tension de distribution publique par

Ｒ

Alain CROGUENNOC Ingénieur de l’Institut National Polytechnique de Grenoble Ingénieur au Département Réseaux du Service Technique Électricité de la Direction EDF GDF SERVICES

1. 1.1 1.2

1.3

2. 2.1

2.2 3. 3.1

3.2 3.3

4. 4.1 4.2

4.3

4.4

Structure des réseaux BT ...................................................................... Topologie des réseaux ................................................................................ Constitution des réseaux ............................................................................ 1.2.1 Réseaux aériens.................................................................................. 1.2.2 Réseaux souterrains ........................................................................... 1.2.3 Remarque ............................................................................................ Schémas des réseaux.................................................................................. 1.3.1 Réseau de type souterrain (avec coupe-circuit à fusibles MT) ....... 1.3.2 Réseau de type aérien (sans coupe-circuit à fusibles MT) .............. Analyse des défauts affectant les réseaux BT ................................ Particularités des défauts BT ...................................................................... 2.1.1 Courts-circuits ..................................................................................... 2.1.2 Défauts à la terre................................................................................. 2.1.3 Rupture du conducteur de neutre ..................................................... Analyse des défauts BT sur les réseaux français......................................

— — — — — —

3 3 3 3 3 4

Plan de protection des réseaux BT ..................................................... Données de base du plan de protection français...................................... 3.1.1 Réglementation................................................................................... 3.1.2 Technologie des réseaux.................................................................... 3.1.3 Régime de neutre ............................................................................... Éléments de protection des réseaux français ........................................... Caractéristiques des protections des réseaux français ............................ 3.3.1 Disjoncteur du client........................................................................... 3.3.2 Coupe-circuit à fusibles BT ................................................................ 3.3.3 Disjoncteur BT associé au transformateur MT/BT........................... 3.3.4 Coupe-circuit à fusibles MT ...............................................................

— — — — — — — — — — —

4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5

Coordination des protections............................................................... Généralités ................................................................................................... Protections des réseaux BT ........................................................................ 4.2.1 Réseau ne comportant pas de fusible de pied de colonne ............. 4.2.2 Réseau comportant des fusibles de pied de colonne...................... Protections des transformateurs MT/BT ................................................... 4.3.1 Protections MT.................................................................................... 4.3.2 Protections BT..................................................................................... Méthode de coordination............................................................................

— — — — — — — — —

5 5 6 6 6 7 7 8 9

Pour en savoir plus...........................................................................................

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｳ･ｰｴ･ｭ｢ｲ･＠ＱＹＹＱ

D 4 815 - 2 — 2 — 2 — 2 — 2 — 2 — 2 — 2 — 3

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＳＹ

Doc. D 4 815

D 4 815 − 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＵ

PROTECTION DES RÉSEAUX À BASSE TENSION DE DISTRIBUTION PUBLIQUE ______________________________________________________________________

ans cet article nous allons traiter la structure des réseaux BT, l’analyse des défauts affectant les réseaux BT, le plan de protection des réseaux BT et la coordination des protections.

D

Le lecteur pourra se reporter aux autres articles de la rubrique Protection des réseaux : Généralités [D 4 800] ; Protection des réseaux de transport et de répartition [D 4 805] ; Protection des réseaux à moyenne tension de distribution publique [D 4 810] ; Protection des installations industrielles et tertiaires [D 4 820].

Ｒ 1. Structure des réseaux BT

1.3 Schémas des réseaux

1.1 Topologie des réseaux

Les schémas des réseaux BT sont très différents selon les exploitations et les habitudes des distributeurs. On décrit, ci-après, les principaux schémas utilisés par Électricité de France.

Les réseaux à basse tension (BT : < 1 kV) sont en grande majorité exploités en antenne et généralement en structure arborescente (article Protection des réseaux. Généralités [D 4 800]). Certains réseaux de grandes villes, comme Paris, sont exploités maillés pour assurer une meilleure qualité de service.

1.3.1 Réseau de type souterrain (avec coupe-circuit à fusibles MT) Un réseau BT de type souterrain (figure 1), utilisé en zone urbaine, comporte en série, depuis le client (C) jusqu’en amont du transformateur MT / BT (moyenne tension/ basse tension), les protections suivantes : — le disjoncteur d du client ; — les coupe-circuit à fusibles AD d’accompagnement de ce disjoncteur ; — les coupe-circuit à fusibles sectionneurs FC de pied de colonnes montantes des immeubles ; — les coupe-circuit à fusibles sectionneurs FD des départs BT ; — les coupe-circuit à fusibles FMT du transformateur MT/BT. On trouve également, de part et d’autre du transformateur T, des interrupteurs sectionneurs pour la basse tension (IBT) et la moyenne tension (IMT).

1.2 Constitution des réseaux Les réseaux BT sont généralement issus de sources triphasées, mais dans de nombreux pays, notamment d’Amérique du Nord, les réseaux BT sont monophasés. Les techniques utilisées sont celles des réseaux aériens et des réseaux souterrains.

1.2.1 Réseaux aériens Nota : le lecteur pourra se reporter, dans ce traité, à l’article Câbles aériens isolés [D 4 500].

Ils existent généralement dans les zones rurales et sont constitués par : — des conducteurs isolés torsadés assemblés en faisceaux ; un faisceau comprend un neutre porteur, généralement en almelec, autour duquel sont torsadés les trois conducteurs de phase en cuivre ou aluminium et, éventuellement, le ou les conducteurs d’éclairage public ; — des conducteurs nus en cuivre ou en alliage d’aluminium (ce type de réseau n’est plus développé en France).

1.2.2 Réseaux souterrains Ils sont constitués de câbles isolés comprenant les conducteurs de phase et le conducteur de neutre.

1.2.3 Remarque En triphasé, le neutre est pratiquement toujours distribué et mis à la terre régulièrement, sur divers points des départs aériens et dans les boîtes de jonction ou de dérivation. Les réseaux monophasés distribuent deux fils avec mise à la terre régulière du neutre.

D 4 815 − 2

Figure 1 – Réseau de type souterrain : schéma

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＴＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＱＵ

_____________________________________________________________________

PROTECTION DES RÉSEAUX À BASSE TENSION DE DISTRIBUTION PUBLIQUE

2. Analyse des défauts affectant les réseaux BT

1.3.2 Réseau de type aérien (sans coupe-circuit à fusibles MT) Un réseau BT de type aérien, utilisé dans les zones rurales, comporte (figures 2 et 3), depuis le client (C) jusqu’en amont du poste T de transformation MT/BT, les protections suivantes : — le disjoncteur d du client ; — les coupe-circuit à fusibles AD d’accompagnement de ce disjoncteur ; — les coupe-circuit à fusibles sectionneurs FD des départs BT, s’il y a lieu ; — le disjoncteur D pour un poste sur poteau et l’interrupteur I ou le disjoncteur D, dans le cas de poste type cabine [poste bas simplifié (dans ce traité, article Postes à moyenne tension [D 4 600])], le choix étant fonction de la longueur, de la section des conducteurs et de la nature du réseau BT (§ 3.3.3.2). Sur ce type de réseau, on n’a pas installé de coupe-circuit à fusibles pour le transformateur MT/BT, mais leur mise en place est envisagée. En revanche, on trouve des éclateurs ou des parafoudres pour protéger le transformateur contre les perturbations atmosphériques.

2.1 Particularités des défauts BT Les réseaux BT, tant aériens que souterrains, et les transformateurs MT/BT sont le siège de défauts qui peuvent s’analyser comme suit.

Ｒ

2.1.1 Courts-circuits Ce sont les courts-circuits entre phases et entre phase et neutre dont les intensités de courant sont liées à la puissance de court-circuit du lieu de défaut considéré ; leur élimination doit être rapide pour éviter une détérioration des éléments du réseau par effets Joule ou électrodynamique.

2.1.2 Défauts à la terre Ce type de défaut, qui entraîne généralement un faible courant homopolaire, peut, dans certains cas, exister et ne pas être détecté, notamment en cas de résistance de terre élevée. Le courant de défaut est limité par la résistance de la mise à la terre du neutre du réseau BT et par les impédances directe et homopolaire du transformateur et du réseau. La fréquence de ces défauts est faible dans le cas des réseaux torsadés, où le neutre BT sert de porteur, et des câbles BT, où le neutre sert d’écran aux autres phases. Chez les clients BT, si les masses ne sont pas reliées au neutre BT (comme en France, par exemple), le court-circuit entre phase et masse fait circuler un courant dans la terre du client. Si le potentiel de cette terre monte à une valeur dangereuse, un dispositif de protection (disjoncteur différentiel) doit provoquer le déclenchement de l’installation. Une résistance de terre trop élevée pour l’installation du client peut avoir pour conséquence une montée en potentiel de la terre dépassant cette valeur et ne s’accompagnant pas toujours d’un déclenchement du disjoncteur différentiel.

Figure 2 – Réseau de type aérien : schéma d’un poste sur poteau

2.1.3 Rupture du conducteur de neutre En cas de rupture du conducteur de neutre du réseau BT, le potentiel du neutre en aval du défaut n’est plus lié à celui du neutre du transformateur MT/BT que par les résistances de terre R N du neutre BT (figure 4). Tant que le réseau aval est équilibré, il n’y a pas de manifestations. Mais en cas de déséquilibre des charges, les tensions entre phase et neutre évoluent de la façon suivante : — pour la phase la moins chargée, la tension est supérieure à la tension assignée et, au fur et à mesure que la charge continue à diminuer (à cause de la destruction progressive des matériels), la contrainte augmente et cela jusqu’à épuisement du matériel raccordé sur cette phase ; — pour les autres phases, la tension décroît progressivement.

Figure 3 – Réseau de type rural : schéma d’un poste bas simplifié

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＴＱ

D 4 815 − 3

Ｒ

ＴＲ

Réseaux électriques de distribution publique (Réf. Internet 42264)

1– Les grands choix techniques et politiques

Ｓ

2– Le fonctionnement des réseaux, protections et automatismes 3– L'exploitation et la conduite des ouvrages

Réf. Internet page

Réseaux de distribution. Exploitation

D4230

45

4– Développement des réseaux 5– Ingénierie des réseaux



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires ＴＳ

Ｓ

ＴＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＰ

Réseaux de distribution Exploitation par

Alain DOULET Chef de mission à la Direction d’EDF-GDF SERVICES Ancien responsable du Service technique électricité

D 4 230 - 2

1.

Organisation de l’exploitation..............................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8

Qualité et continuité de l’alimentation électrique ......................... Objectifs........................................................................................................ Préparation de l’exploitation ...................................................................... Suivi des événements du réseau ............................................................... Conduite du réseau ..................................................................................... Rôle du chargé de conduite sur la tenue de tension ................................ Organisation de la conduite........................................................................ Moyens de téléconduite.............................................................................. Qualité de la fourniture vue du client ........................................................

— — — — — — — — —

2 2 2 8 9 10 10 11 13

3. 3.1 3.2 3.3

Exploitation et sécurité.......................................................................... Travaux à proximité des réseaux ............................................................... Accès au réseau ........................................................................................... Conséquences pour la continuité de fourniture........................................

— — — —

14 15 15 16

4. 4.1 4.2 4.3

Entretien des installations .................................................................... Politique d’entretien .................................................................................... Réalisation des actions d’entretien ............................................................ Renouvellement des ouvrages ...................................................................

— — — —

16 16 16 18

5.

Formation des intervenants ..................................................................

—

18

6.

Conclusion .................................................................................................

—

18

Pour en savoir plus...........................................................................................

Doc. D 4 230

ans cet article, pour plus de précisions, nous conserverons les notations THT (400, 225 et 150 kV), HT (90, 63 et 42 kV), MT (20 et 15 kV) et BT (380 et 220 V), bien que les dénominations actuelles (UTE C 18-150) soient HTB (pour les tensions supérieures à 50 kV), HTA (pour les tensions comprises entre 1 et 50 kV), BTB (pour les tensions comprises entre 500 et 1 000 V) et BTA (pour les tensions comprises entre 50 et 500 V). Un réseau de distribution doit fournir à l’ensemble des clients la meilleure qualité de fourniture possible dans les meilleures conditions de sécurité et au meilleur coût. Pour atteindre ces objectifs, on peut agir sur : — la conception des ouvrages (structure, dimensionnement et fiabilité des ouvrages et du matériel, niveau d’automatisation...) ; — les règles d’exploitation, qui, une fois l’ouvrage réalisé, déterminent la façon de l’utiliser. Les questions d’exploitation mettant en jeu la sécurité des intervenants et du public ne sont pas l’affaire du distributeur seul, mais impliquent également l’autorité publique, ce qui explique la superposition de textes réglementaires et de règles propres au distributeur. C’est pourquoi cet article présente essentiellement la situation française et fait référence aux conditions d’exploitation rencontrées en France, lorsque les réseaux sont exploités par EDF ou par les autres distributeurs français non nationalisés qui généralement ont retenu des options techniques proches de celles d’EDF.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｦ￩ｶｲｩ･ｲ＠ＱＹＹＷ

D

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＴＵ

D 4 230 − 1

Ｓ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

1. Organisation de l’exploitation

les usages de l’électricité se sont eux-mêmes modifiés. Les matériels sont généralement plus exigeants en terme de qualité de l’électricité et les conséquences des non-qualités de la distribution sont souvent plus importantes parce que l’électricité joue un rôle majeur dans de nombreux process industriels ou matériels courants. Les imperfections de l’électricité peuvent se classer de la façon suivante : — les défaillances dans la continuité de fourniture qui sont des phénomènes aléatoires se traduisant par des interruptions de fourniture classées selon un découpage européen :

Compte tenu de l’impact des conditions de l’exploitation sur la sécurité des biens et des personnes, l’aspect réglementaire sur la sécurité va guider l’organisation de l’exploitation. L’arrêté interministériel du 2 avril 1991 fixe les conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions électriques. La publication UTE C 18-510 approuvée par arrêté conjoint du Ministère du Travail et du Ministère de l’Industrie en date du 17 janvier 1989 parue au Journal officiel de la République française définit les conditions réglementaires d’intervention propres à assurer la sécurité des personnes.

Ｓ

• en coupures longues, supérieures à 3 minutes, • en coupures brèves, comprises entre 1 seconde et 3 minutes, • en coupures très brèves, inférieures à la seconde. Selon la nature des usages, c’est la coupure ou sa durée qui est considérée comme gênante :

Ce dernier document définit le rôle des acteurs en charge de la fonction d’exploitation : — l’employeur assume la responsabilité légale de l’entreprise et, à ce titre, est responsable de l’organisation des procédures, de la mise en œuvre de la réglementation et de l’application des règles de sécurité ; — le chargé d’exploitation, désigné par l’employeur assure la responsabilité d’un ensemble d’ouvrages précisément définis ; c’est lui qui donne accès au réseau ou à la proximité de celui-ci ; — le chargé de conduite, désigné par l’employeur, assure la responsabilité de la conduite d’un ensemble d’ouvrages précisément définis ; c’est lui qui intervient pour modifier le schéma d’exploitation et éliminer les conséquences d’un défaut survenant sur un tronçon de réseau et a en conséquence l’initiative des manœuvres sur un réseau ; — les chargés de consignation, de travaux et d’interventions complètent cette organisation. Tout ouvrage doit être placé à tout instant sous l’autorité d’un chargé d’exploitation unique et d’un chargé de conduite unique. Concrètement, c’est le directeur du centre EDF-GDF SERVICES, dont le domaine d’intervention couvre environ un département, qui exerce sur son territoire le rôle de l’employeur lorsque la distribution est assurée par EDF et c’est le directeur de la régie lorsque la distribution est confiée à une régie. Sur une même zone géographique, les chargés d’exploitation et de conduite pour les réseaux moyenne tension (réseau MT) peuvent être les mêmes personnes (en général, en rural) ou parfois des personnes différentes (en urbain, par exemple). En basse tension, il y a en règle générale identité entre le chargé d’exploitation et le chargé de conduite. C’est le découpage territorial qui définit l’ensemble des ouvrages sous la responsabilité d’une personne. Il y a en effet en temps normal identité entre les territoires couverts par une ou plusieurs agences d’exploitation (découpage territorial le plus fin) et les zones géographiques correspondant aux ouvrages sous la responsabilité d’un chargé de conduite ou d’exploitation. Des mesures doivent être prises pour qu’à tout moment on puisse identifier quels sont les ouvrages concernés (donc gérer la prise en compte des nouveaux ouvrages et la suppression des ouvrages déposés) et quels sont les responsables (donc suivre les passations de fonction au cours du temps).

• pour un usage thermique ou de congélation, c’est la durée qui est déterminante, • pour un usage informatique, c’est l’existence de la coupure qui est déterminante. — les anomalies dans la qualité de la fourniture qui sont des phénomènes plus ou moins permanents regroupant l’ensemble des anomalies de la forme d’onde et des paramètres du signal électrique : • creux de tension (baisses de tension de courte durée jusqu’à quelques secondes, supérieures à la plage contractuelle de variations autorisées), • variations lentes de tension (au-delà de la plage contractuelle autorisée variable selon les niveaux de tension), • variations rapides de tension (phénomène intervenant à une fréquence de 1 à 20 Hz environ appelé aussi flicker et dont l’effet est d’abord visuel sur les utilisations d’éclairage), • surtensions transitoires (phénomènes de durée très inférieure à la période qui est de 20 ms), • harmoniques (composantes à 100, 150, 200, 250 Hz... superposées aux 50 Hz), • déséquilibres de tension (dissymétries du système triphasé de tension). La norme EN 50 160 définit au niveau européen les caractéristiques du produit électricité. Ces éléments sont rappelés dans le (0) tableau 1. Les imperfections sur lesquelles l’exploitant du réseau va pouvoir agir le plus efficacement sont les défaillances de continuité. Les autres imperfections sont plus liées à la nature des charges raccordées sur le réseau et à la structure même du réseau. Cependant l’importance croissante de ces caractéristiques pour le client fait que l’exploitant doit de plus en plus les intégrer dans ses préoccupations. L’ensemble des actions, procédures, méthodes et outils qui seront détaillés dans les paragraphes suivants ont pour objectif de supprimer ou de réduire les effets de ces non-qualités pour le client.

2.2 Préparation de l’exploitation Exploiter le réseau va conduire le responsable à réagir à la suite de divers événements survenant sur ce réseau. Leur caractère aléatoire nécessite une préparation pour déterminer quelle attitude adopter selon les situations. Cette préparation peut se décomposer en 4 parties : — la connaissance de la géographie du réseau ; — la connaissance de la topologie du réseau ; — la connaissance de l’état électrique du réseau ; — la prédétermination des situations de défaillance. Des outils informatiques facilitent la tâche de gestion et de suivi des données collectées.

2. Qualité et continuité de l’alimentation électrique 2.1 Objectifs La qualité se définit comme l’aptitude d’un produit à satisfaire le besoin d’un utilisateur. La qualité de l’alimentation électrique est donc fonction de ce qu’attend le client. Les attentes des clients se sont fortement modifiées au cours des dernières années parce que

D 4 230 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＴＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＰ

_____________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

2.2.3 État électrique du réseau

Tableau 1 – Caractéristiques de l’électricité fournie par les réseaux publics (norme EN 50 160) Grandeur

L’exploitation correcte d’un réseau nécessite de connaître les charges transitées sur les différents tronçons de façon à en tenir compte dans les actes de conduite : — pour choisir au mieux le schéma de référence ; — pour connaître les schémas de secours utilisables. La connaissance des charges est très variable selon le niveau de tension. Un compromis est fait entre l’instrumentation donnant une image réelle en temps réel ou à un instant donné et la modélisation.

Valeur admise

Fréquence et variations

Tension et variations lentes

50 Hz ± 1 % pendant 95 % du temps mesuré sur une semaine 50 Hz ± 4 % – 6 % pendant 100 % du temps 230 V ± 10 % pendant 95 % du temps mesuré sur une semaine

2.2.3.1 Instrumentation

Variations rapides de tension : PIt < 1 pendant 95 % du temps flicker (mesurées par des indica- par semaine (1) teurs intégrant amplitude et fréquence des perturbations)

■ Dans les postes sources, des capteurs de mesure instantanée fournissent les courants traversant les disjoncteurs et les transformateurs et les tensions des jeux de barres de façon permanente. Cela permet d’avoir une image des charges en période de pointe mais aussi dans les situations de faible charge. Ces valeurs sont généralement consultables sur place et télétransmises au lieu de conduite.

Coupures brèves

pas de limite normalisée

Coupures longues

pas de limite normalisée

Surtension transitoire

6 kV mais valeurs supérieures possibles

Déséquilibre de tension

2 % max. pendant 95 % du temps par semaine

Tensions harmoniques

taux global de distorsion inférieur à 8 % et H3 < 5 % H5 < 6 % H7 < 5 % H9 < 1,5 %

■ Sur le réseau à basse tension, il n’y a pas de mesure permanente de charge. Seules les surcharges sont comptabilisées sur les transformateurs sur poteau à l’aide d’un intégrateur de durée de surcharge lisible du pied du support.

Tension pour la transmission de signaux par le réseau

valeur maximale définie par une courbe ; courants porteurs de 95 à 148,5 kHz (usages clients) : 1,4 V max

■ On ne réalise pas de mesure temporaire à l’aide de matériel amovible sur le réseau à moyenne tension, compte tenu de la difficulté de mise en œuvre (installation de transformateur de potentiel...).

■ Les capteurs de mesure des disjoncteurs donnent une image de la charge totale de chaque départ moyenne tension. Il n’y a en général pas de capteur de mesure en réseau MT.

(1) l’indicateur PIt est un indicateur intégrant la fréquence de la perturbation, son niveau et prennent en compte la sensibilité variable de l’œil aux papillotements en cas d’instabilité de la source d’éclairage. Sa définition à l’aide d’une courbe de sensibilité est donnée dans le vocabulaire électrotechnique international (VEI 161-08-13)

■ On réalise couramment des mesures temporaires de courant sur le réseau à basse tension, à l’aide de maximètres, ou des mesures de tension à l’aide de voltmètres enregistreurs. Par exemple, la mesure de l’intensité maximale du courant appelé par départ BT à l’aide d’un maximètre posé durant une semaine de forte charge donne une image de l’intensité en période de pointe. Ces mesures temporaires restent cependant entachées d’incertitude (relation entre la valeur mesurée et la valeur réelle en période de pointe inconnue).

2.2.1 Géographie du réseau L’exploitant a la mission de tenir à jour des plans du réseau lui permettant de situer géographiquement les ouvrages. Ces plans, indispensables pour intervenir sur place lors d’incidents, sont à échelle variable : — en zone rurale au 1/50 000e et 1/10 000e ; — en zone suburbaine au 1/5 000e ; — en zone urbaine au 1/2 000e et 1/5 000e. De plus, la nécessité de retrouver précisément les ouvrages souterrains impose un repérage plus précis des corps de rue comprenant des canalisations électriques. Les câbles et ouvrages sont alors repérés sur des plans au 1/200e voire au 1/500e. La figure 1 montre quelques exemples de documents utilisés pour le positionnement des réseaux.

■ Des enregistrements de courant ou de tension à des niveaux d’échantillonnage variables (en valeur efficace ou en valeur instantanée) peuvent être réalisés ponctuellement à l’aide d’enregistreurs pour analyser plus précisément un phénomène ou une réclamation. ■ De nouveaux appareils comme le qualimètre permettent un enregistrement numérique de valeurs ou la surveillance de seuils et le traitement postérieur des données sur micro-ordinateur. Ce même appareil permet la surveillance ou le suivi d’autres paramètres que la tension et le courant, comme les coupures longues, brèves et très brèves, les harmoniques, le déséquilibre. La possibilité de télérelever leurs mesures rend leur utilisation très souple. 2.2.3.2 Modélisation Si l’instrumentation apparaît trop coûteuse à mettre en œuvre ou trop lourde à exploiter, d’autres méthodes peuvent les remplacer en permettant de calculer une valeur approchée de certaines grandeurs à partir d’autres plus facilement accessibles : — un courant ou une puissance de pointe peuvent être évalués à partir d’un courant ou d’une puissance mesurée à l’heure de la pointe mais à un jour différent en effectuant une correction de température qui recalcule la valeur supposée au moment de la pointe ou à une température de référence donnée. C’est ce qui est fait pour calculer un courant de pointe à partir d’une mesure de courant faite par exemple sur une semaine d’hiver ; — une puissance appelée par un client peut être calculée de façon approchée à partir de la consommation enregistrée et de quelques données contractuelles caractérisant son comportement ; c’est ce qui est utilisé en basse tension pour calculer la contribution en période de pointe d’un client à partir de ses consommations, de sa puissance souscrite et du type de tarif souscrit.

2.2.2 Topologie du réseau L’exploitant doit aussi connaître le schéma électrique du réseau. Pour cela, il lui est nécessaire de disposer de schémas unifilaires des postes sources et des postes de coupure les plus importants et des schémas unifilaires des réseaux moyenne tension. Ces documents permettent de repérer le schéma de référence du réseau, c’est-à-dire celui qui est utilisé en situation normale. Ce sont souvent les mêmes documents qui sont utilisés en temps réel pour y reporter les modifications apportées. Les figures 2, 3 et 4 présentent un exemple de schéma unifilaire de poste source, de réseau urbain et de réseau rural. En basse tension, le même document est généralement utilisé pour le repérage géographique et topologique compte tenu du faible nombre de manœuvres dont ce réseau est le siège.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＴＷ

D 4 230 − 3

Ｓ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

Ｓ

Figure 1 – Exemples types de cartographie utilisés pour repérer les réseaux de distribution

D 4 230 − 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＴＸ

Réseaux électriques de distribution publique (Réf. Internet 42264)

1– Les grands choix techniques et politiques 2– Le fonctionnement des réseaux, protections et automatismes

Ｔ

3– L'exploitation et la conduite des ouvrages 4– Développement des réseaux

Réf. Internet page

Réseaux de distribution. Structure et planiication

D4210

51

Schémas directeurs de développement des réseaux électricité de distribution MT

D4211

59

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Aspects règlementaires et organisationnels

D4239

65

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Conditions d'intégration

D4241

71

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Aspects techniques

D4242

79

5– Ingénierie des réseaux



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires ＴＹ

Ｔ

ＵＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

Réseaux de distribution Structure et planification par

Philippe CARRIVE Ingénieur de l’École Nationale Supérieure des Ingénieurs Électriciens de Grenoble Ingénieur à EDF GDF SERVICES ASNIÈRES

D 4 210 - 2 — 2 — 2

1. 1.1 1.2

Généralités................................................................................................. Structure générale d’un réseau. Hiérarchisation par niveau de tension Réseaux de distribution : objectifs généraux ............................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

Options techniques fondamentales.................................................... Choix du système et de la fréquence......................................................... Distributions triphasée et monophasée..................................................... Choix de la moyenne tension ..................................................................... Choix de la basse tension ........................................................................... Régimes de neutre MT ................................................................................ Régimes de neutre BT ................................................................................. Choix du courant maximal de court-circuit ...............................................

— — — — — — — —

3 3 3 3 6 6 8 8

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7

Architecture des réseaux de distribution ......................................... Choix de l’architecture des réseaux ........................................................... Postes sources de la MT ............................................................................. Réseaux MT.................................................................................................. Postes MT/ BT............................................................................................... Réseaux BT................................................................................................... Contrôle-commande associé aux réseaux ................................................ Évolution des réseaux de distribution .......................................................

— — — — — — — —

9 9 9 12 16 19 19 21

4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7

Planification des réseaux de distribution ......................................... Enjeux. Contexte politico-économique...................................................... Calcul technico-économique ...................................................................... Connaissance des charges.......................................................................... Qualité du produit électricité ...................................................................... Méthodologie. Outils informatiques .......................................................... Organisation et nature des études de planification.................................. Planification budgétaire des investissements...........................................

— — — — — — — —

21 21 22 23 25 28 29 30

5.

Conclusion .................................................................................................

—

31

6.

Annexe A : ouvrages de distribution EDF (statistiques au 1er janvier 1990) ........................................................

—

31

Annexe B : caractéristiques des réseaux et de la qualité du produit électricité (1986).................................................................

—

32

7.

a fonction générale d’un réseau électrique est d’acheminer l’énergie électrique des centres de production jusque chez les consommateurs et, l’électricité n’étant pas directement stockable (dans ce traité, article Stockage de l’électricité dans les systèmes électriques [D 4 030]), d’assurer la liaison à tout instant dans l’équilibre production-consommation. De plus, le réseau a un rôle de transformation, puisqu’il doit permettre de livrer aux utilisateurs un bien de consommation adapté à leurs besoins, le produit électricité, caractérisé par : — une puissance disponible, fonction des besoins quantitatifs du client ; — une tension fixée, fonction de cette puissance et du type de clientèle ; — une qualité traduisant la capacité à respecter les valeurs et la forme prévues de ces deux paramètres et à les maintenir dans le temps.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠､￩｣･ｭ｢ｲ･＠ＱＹＹＱ

L

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＱ

D 4 210 − 1

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

1. Généralités 1.1 Structure générale d’un réseau. Hiérarchisation par niveau de tension Dans les pays dotés d’un système électrique élaboré, le réseau est structuré en plusieurs niveaux (figure 1), assurant des fonctions spécifiques propres, et caractérisés par des tensions adaptées à ces fonctions. ■ Les réseaux de transport à très haute tension (THT) transportent l’énergie des gros centres de production vers les régions consommatrices (de 150 à 800 kV, en France 400 et 225 kV). Ces réseaux sont souvent interconnectés, réalisant la mise en commun de l’ensemble des moyens de production à disposition de tous les consommateurs. ■ Les réseaux de répartition à haute tension (HT ) assurent, à l’échelle régionale, la desserte des points de livraison à la distribution (de 30 à 150 kV, en France 90 et 63 kV).

Ｔ

■ Les réseaux de distribution sont les réseaux d’alimentation de l’ensemble de la clientèle, à l’exception de quelques gros clients industriels alimentés directement par les réseaux THT et HT. On distingue deux sous-niveaux : — les réseaux à moyenne tension (MT) : 3 à 33 kV ; — les réseaux à basse tension (BT) : 110 à 600 V. Dans la suite de cet article, on se référera à cette classification des tensions, couramment utilisée. Néanmoins, il convient de signaler que la récente publication UTE C 18-510 relative à la sécurité sur les ouvrages électriques, applicable en France depuis janvier 1989, définit de nouveaux domaines de tension. En courant alternatif, ces domaines sont : — domaine haute tension (HT) : • HTB .................................................................... U n > 50 000 • HTA........................................................1 000 < Un ⭐ 50 000 — domaine basse tension (BT) • BTB...........................................................500 < Un ⭐ 1 000 • BTA.............................................................50 < Un ⭐ 500 • domaine très basse tension (TBT)................... Un ⭐ 50 avec U n tension nominale (valeur efficace en volts).

Figure 1 – Hiérarchisation d’un réseau

Cette situation de monopole permet de développer un réseau de distribution optimal pour la collectivité. En contrepartie de ce monopole, ces sociétés sont assujetties à un certain nombre d’obligations constitutives de leur mission de service public. En France, cette mission impose notamment le respect de deux règles fondamentales : — règle d’égalité : service de l’électricité dans des conditions égales pour tous (égalité de traitement et d’accès), dès lors que les besoins desservis sont semblables ; — règle de continuité : fonctionnement sans interruption du service de l’électricité (sauf cas de force majeure). Les cahiers des charges relatifs aux traités de concessions précisent ainsi l’ensemble des règles qui définissent les performances de base dont doivent être capables les réseaux de distribution, en tant qu’outil principal du distributeur.

Il est à noter que les choix des différents niveaux de tension résultent directement de l’optimisation des volumes d’ouvrages au regard de la fonction à assurer, les tensions les plus élevées étant les plus adaptées au transport de quantités d’énergie importantes sur de longues distances. Dans le présent article, sont traités les réseaux de distribution, les autres réseaux étant développés dans l’article Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Développement et planification [D 4 070].

1.2 Réseaux de distribution : objectifs généraux

1.2.2 Priorités liées au contexte socio-économique

1.2.1 Traité de concession. Service public

Si le respect des cahiers des charges est un objectif fondamental que doit viser à remplir le réseau, les priorités en matière de développement de réseau peuvent être variables en fonction de l’environnement social, technique, économique et écologique auquel est confronté le distributeur.

Dans pratiquement tous les pays, la distribution de l’électricité fait l’objet d’une concession attribuée au distributeur par la puissance publique. Le sociétés concessionnaires, qu’elles soient publiques ou privées, ont le bénéfice du monopole sur un territoire fixé.

D 4 210 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

_____________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

Notons qu’une valeur commune de la fréquence a l’avantage capital de permettre une interconnexion internationale des réseaux de transport, ce qui est effectivement largement le cas en Europe. Le cahier des charges français spécifie une tolérance de ± 1 Hz autour de la valeur nominale. Dans la réalité, et du fait de l’interconnexion, les écarts enregistrés sont beaucoup plus faibles (de l’ordre de 0,1 Hz en exploitation normale). Les baisses de fréquences sont liées à un déséquilibre accidentel entre production et consommation, la production devenant insuffisante.

Suivant le niveau de développement du pays, la distribution se situe dans un contexte différent. On distingue généralement trois phases : — la phase électrification, dans laquelle le souci essentiel consiste à créer et étendre le réseau sur l’ensemble du territoire pour satisfaire les besoins élémentaires de la population (l’éclairage principalement) ; — la phase croissance, dans laquelle le réseau doit suivre la demande spontanée en énergie électrique, liée à l’expansion économique du pays (développement quantitatif) ; — la phase qualité, dans laquelle le réseau doit répondre à des exigences accrues de la clientèle, liées au développement des usages de l’électricité dans les domaines les plus divers (développement qualitatif) et, particulièrement, dans les techniques de pointe ; ce souci de la qualité est d’autant plus important, qu’il est une condition de l’augmentation des ventes dans un contexte où, en raison de la saturation relative des usages captifs, la pénétration de l’électricité se fait de plus en plus dans les secteurs concurrentiels. La France, après avoir successivement connu les deux premiers stades, se situe depuis quelques années dans cette troisième phase.

2.2 Distributions triphasée et monophasée Un avantage bien connu des systèmes électriques triphasés est de permettre le transport de la même quantité d’énergie avec une section conductrice totale deux fois moindre qu’en système monophasé. L’intérêt économique découlant de ce principe fait que, dans les pays industrialisés, la distribution MT est très généralement triphasée, tout au moins sur les lignes d’ossature. Néanmoins, sur des dérivations desservant des charges faibles et dispersées, les transits étant faibles par rapport aux capacités électriques des conducteurs, même de faible section (la limite inférieure étant liée à des considérations de tenue mécanique), l’alimentation monophasée peut être intéressante économiquement (2 fils au lieu de 3).

On voit ainsi que l’évolution d’un réseau de distribution est conditionnée par le respect de trois objectifs fondamentaux, même si les priorités sont variables : — la desserte de la clientèle ; — l’aptitude à faire face au développement de la consommation ; — la recherche d’une qualité du produit électricité adaptée aux besoins de la clientèle (si nécessaire au-delà des spécifications des cahiers des charges de concession). Et, bien évidemment, cela doit se faire au coût le plus faible (coûts d’investissements, d’exploitation et d’entretien).

En vertu de ces principes, et en fonction des topologies rencontrées, on distingue, à travers le monde, différents systèmes de distribution MT. Citons principalement (figure 2) : — le système nord-américain (figure 2a ) à neutre distribué directement mis à la terre ; l’ossature triphasée est composée de quatre fils, et les dérivations, à distribution monophasée entre phase et neutre, comportent un ou plusieurs fils de phase, suivant la puissance à desservir, plus le neutre ; — le système utilisé par exemple en Grande-Bretagne ou en Irlande (figure 2b ), qui à partir d’ossatures triphasées à trois fils sans neutre distribué alimente des dérivations qui peuvent être à deux fils de phase ; — le système australien (figure 2c ), particulièrement économique, est constitué d’ossatures à trois fils sans neutre distribué, avec, entre autres, des dérivations monophasées à un seul fil avec retour par la terre (cette solution nécessite une faible résistivité du sol) ; — le système français (figure 2d ), entièrement triphasé en ossatures et dérivations, à neutre non distribué.

Il convient, également, de prendre en compte, dans la conception et la réalisation des réseaux, d’autres aspects, notamment : — la sécurité des personnes (exploitants ou tiers) ; — les contraintes relatives à l’environnement (écologie, encombrement).

2. Options techniques fondamentales 2.1 Choix du système et de la fréquence

Il est à noter que, à ces différents systèmes, doivent être associés des dispositifs de protection contre les défauts électriques adaptés, dont la mise en œuvre est plus ou moins aisée, mais que nous ne détaillerons pas ici (articles Protection des réseaux [D 4 800] [D 4 810] [D 4 815] [D 4 820] dans ce traité).

■ Historiquement, et notamment dans beaucoup de grandes villes des pays industrialisés, c’était le courant continu qui était utilisé dans les premiers réseaux de distribution. L’évolution technologique des moyens de production, la faculté d’adapter les tensions aux puissances au moyen de transformateurs, l’avantage que procure le passage par zéro du courant pour couper celui-ci dans les disjoncteurs ont conduit depuis longtemps déjà à utiliser le courant alternatif dans les réseaux de distribution, et cela de manière quasi universelle.

Nota : signalons au passage, l’existence à Paris, de réseaux diphasés, liés à des errements anciens et destinés à disparaître à terme.

2.3 Choix de la moyenne tension

À Paris, par exemple, les derniers réseaux à courant continu ont disparu vers 1965. Ceux-ci n’étaient d’ailleurs plus développés depuis 1930, ce qui montre le poids de l’histoire dans les structures de réseaux.

Le choix d’une moyenne tension est une décision stratégique engageant l’avenir, lourde de conséquences quant à la structure et à l’évolution des réseaux et ayant un impact économique important. La volonté de standardiser les matériels, pour des raisons d’exploitation, d’approvisionnement et de réduction des prix de revient au niveau des constructeurs, conduit naturellement à limiter le plus possible le nombre de MT à mettre en œuvre sur les réseaux.

■ Par le passé, des fréquences diverses ont été utilisées à travers le monde. Actuellement, il n’en reste que deux : 50 Hz, notamment en Europe, et 60 Hz, principalement en Amérique du Nord.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＳ

D 4 210 − 3

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

Ｔ

Figure 2 – Différents modes de distribution

D 4 210 − 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

_____________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

est proportionnelle à la racine carrée de la charge). Cependant la décision de choix d’une tension doit couvrir une large période (de l’ordre de 30 ans et plus), compte tenu de l’ampleur financière et technique d’une opération de changement de niveau de tension, et de l’inertie qui en découle. On voit donc qu’un compromis doit être recherché sur la période, qui peut en général conforter le choix d’une tension élevée, surtout pour les pays ayant une forte croissance. La Commission Électrotechnique Internationale (publication 38 de la CEI) a donc été amenée à normaliser une gamme de tensions visant à regrouper les techniques et les marchés autour de valeurs qui résultent d’un compromis entre ce qui existe dans le monde et ce qui va se développer (tableau 1). (0)

De plus, la coexistence de plusieurs tensions pose des problèmes de jonctions entre les portions de réseaux de tensions différentes, limitant ainsi la souplesse d’exploitation (secours mutuel compliqué en cas d’incident) et restreignant les possibilités de développement des réseaux.

2.3.1 Critères de choix de la MT ■ Sur le plan théorique, les tensions élevées présentent des avantages incontestables : — dans les zones urbaines à densité de charge élevée, les distances de desserte sont faibles, mais les puissances à desservir importantes ; les contraintes essentiellement rencontrées sont les limites dues à l’intensité du courant admissible dans les câbles ; à section de conducteur égale, la charge pouvant être desservie est directement proportionnelle à la tension du réseau ; — dans les zones rurales à faible densité de charge, les problèmes sont rarement liés aux contraintes de courants admissibles dans les conducteurs, mais aux chutes de tensions admissibles en bout de ligne, les longueurs des conducteurs étant beaucoup plus importantes qu’en milieu urbain ; à section et longueur de conducteur égales, la charge pouvant être desservie est directement proportionnelle au carré de la tension du réseau ; — de plus, que ce soit en zone urbaine ou en zone rurale, à puissance desservie égale, une tension plus élevée a l’avantage de diminuer les pertes Joule dans les conducteurs. On voit donc que les tensions élevées sont bien adaptées à la fois en zones rurales et urbaines, surtout si les charges à desservir sont importantes. Néanmoins, il existe un facteur limitatif essentiel, qui est le coût des ouvrages associé à la tension. Cela est vrai pour les réseaux aériens ruraux, la taille des ouvrages augmentant avec la tension, mais cela l’est encore plus en milieu urbain. En effet, les problèmes liés aux techniques des réseaux souterrains (câbles, matériels de coupure) et les contraintes d’encombrement font que la mise en œuvre des matériels de tension élevée, particulièrement lorsque l’on dépasse 20 kV pour atteindre 30 kV et plus, devient rapidement coûteuse et délicate.

Tableau 1 – Gamme normalisée (CEI) des moyennes tensions Réseaux triphasés sans neutre

Réseaux triphasés avec neutre

11 kV ou 10 kV 22 kV ou 20 kV 33 kV ou 35 kV

12,5 kV ou 13,5 kV 25 kV 34,5 kV

La qualité de service est également un facteur qui intervient. En zone rurale, des tensions de l’ordre de 30 kV ne sont intéressantes que pour alimenter des départs de grandes longueurs issus de postes sources à grands rayons d’action. Si, pour des raisons de qualité de service, on veut diminuer les longueurs de départs (les défauts éventuels affecteront d’autant moins de clients), et c’est notamment la politique appliquée en France, la tension de 20 kV est alors préférable.

2.3.2 Exemple du choix français ■ En France, la décision a été prise, en 1962, de normaliser la tension MT à la valeur unique de 20 kV, sur l’ensemble des réseaux aériens et souterrains. Mais le choix de cette option est l’épilogue d’une longue histoire.

■ La tension optimale de desserte résulte fondamentalement d’un compromis entre charge à desservir et coût des ouvrages. D’une façon générale, en Europe notamment, on peut classer les tensions en trois groupes. — Les tensions comprises entre 10 et 15 kV, plus particulièrement utilisées dans les distributions urbaines, ont longtemps eu l’avantage, contrairement aux tensions plus élevées, de permettre l’utilisation de câbles souterrains simples, sûrs et bon marché. La valeur limitée du rayon d’action des lignes à ces tensions rend nécessaire l’utilisation d’une tension de répartition pour les zones rurales. — Les tensions voisines de 20 kV peuvent être utilisées aussi bien dans les distributions urbaines, grâce aux performances apportées par des câbles maintenant sûrs et économiques, que dans les distributions rurales, grâce au rayon de desserte des lignes aériennes ; elles assurent une capacité de desserte beaucoup plus étendue que celles du groupe précédent. — Les tensions comprises entre 30 et 35 kV, d’utilisation difficile dans les distributions urbaines par suite de l’encombrement de l’appareillage et des transformations, et du coût des câbles, ont retrouvé un regain d’intérêt pour la distribution en lignes aériennes dans les zones d’habitat dispersé à faible densité de charge. La capacité et le rayon de desserte des lignes à 30 kV leur permettent également, pour ces mêmes zones, de jouer un rôle de répartition, voire de transport pour les régions en début d’électrification. Par ailleurs, les perspectives de développement des charges sont un élément déterminant. En théorie, il y a une tension de desserte optimale à un instant donné, fonction de la charge à desservir à ce moment-là (schématiquement, en milieu rural tout au moins, elle

Après la Seconde Guerre mondiale, il existait sur le territoire français un grand nombre de moyennes tensions. On trouvait, par exemple, en triphasé : 10 ; 11 ; 13,5 ; 15 ; 16,5 ; 17,3 ; 18 ; 22 kV Les premières directives de normalisation n’ont retenu que 5 valeurs possibles, soit : • 5,5 ; 10 ; 15 et 20 kV pour les réseaux de distribution MT proprement dits, en considérant la tension de 15 kV comme préférentielle ; • 30 kV pour les réseaux de sous-répartition MT. En 1960, 85 % des longueurs des réseaux MT étaient exploitées à l’une des 5 tensions normalisées et, parmi celles-ci, le réseau à 15 kV en représentait 52 %. En réalité, beaucoup de réseaux fonctionnant à des tensions inférieures à 15 kV étaient équipés de matériel prévu pour 15 kV (matériel de tension spécifiée 17,5 kV). Cependant, il apparaissait que cette tension de 15 kV était peu répandue sur le plan international. Les résultats positifs d’études basées sur des essais de tenue du matériel à 15 kV sous 20 kV, poursuivies sur plusieurs années, ont été un critère essentiel du choix de 20 kV. En 1991, les réseaux exploités à 20 kV représentent plus de 75 % de l’ensemble des réseaux MT français. C’est d’ailleurs dans les zones urbaines que l’inertie dans le transfert à 20 kV est la plus forte, la rentabilité du changement n’étant pas, dans certains cas, facilement justifiable sur le plan local.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＵ

D 4 210 − 5

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

RÉSEAUX DE DISTRIBUTION ______________________________________________________________________________________________________________

2.4.2 Tensions BT utilisées

Deux méthodes peuvent être utilisées pour changer la tension des réseaux de distribution : — soit par superposition d’un nouveau réseau à 20 kV sur lequel on raccorde toutes les nouvelles charges et on transfère progressivement les charges du ou des anciens réseaux ; — soit par substitution progressive d’éléments prévus pour 20 kV à ceux du réseau existant, puis, à un moment donné, on procède à l’opération de changement des transformateurs et de raccordement à une nouvelle source à 20 kV.

En dehors des consommateurs industriels qui utilisent des tensions plus élevées pour certaines applications, les tensions de distribution des clients BT se limitent à deux groupes : 115 /220 V et 230/400 V. Cette dernière valeur est pratiquement d’usage général dans les pays européens en réseau triphasé, alors que l’autre est plus répandue en Amérique du Nord, plutôt d’ailleurs sous la forme de deux ponts monophasés de 120 V. L’usage du système 230/400 V se trouve justifié surtout dans les schémas où il existe un réseau de distribution à basse tension (lignes ou câbles) important, car alors les économies sur les investissements sont élevées par rapport au système 115/220 V, par suite du rayon de desserte plus grand ou de la réduction des sections de conducteurs. Cette tension conduit aussi à des postes MT/BT plus puissants et situés à de plus grandes distances les uns des autres, ce qui est un facteur favorable aux valeurs élevées de la moyenne tension. Il y aura donc toujours intérêt, pour des réseaux de conception européenne (postes de 100 à 1 000 kVA, réseaux BT assez étendus), à utiliser une tension du groupe 230/400 V. Les recommandations de la CEI confortent largement les choix pris dans ce sens. L’utilisation en Amérique de moyennes tensions relativement basses, 2 400 ou 4 800 V, avec des transformateurs de petites puissances et des réseaux BT réduits à de simples branchements (2 à 4 clients) a permis de conserver une desserte de ces clients sous 120 V.

2.3.3 Articulation des tensions entre elles ■ D’une manière générale, le poids des choix passés explique que beaucoup de pays exploitent en fait, et parfois sur une proportion importante de leur réseau, plusieurs tensions MT. Ces tensions sont d’ailleurs rarement en cascade de transformation, mais il existe, néanmoins, des cas où le choix de deux niveaux de tension MT a été fait entre la HT et la BT (exemple du système britannique : 33 kV et 11 kV).

Ｔ

Les cascades de deux niveaux MT successifs peuvent se justifier dans des situations particulières de morphologie des charges où la tension MT1, plus forte, joue un rôle de petit transport et la tension MT2, plus faible, un rôle de desserte locale avec des postes de transformation MT/BT de petite puissance (une tension primaire plus élevée conduirait, avec la technologie actuelle, à des transformateurs surdimensionnés, par rapport à la charge à desservir). D’autres considérations peuvent conduire à orienter le choix de la valeur de la MT. Les valeurs des tensions encadrantes HT et BT, par exemple, sont bien évidemment à prendre en compte de manière à bénéficier d’un échelonnement HT/MT et MT/BT intéressant. À cet égard, les pays ayant développé des HT fortes comme l’Allemagne (110 kV) ou l’Italie (132 kV) ont un échelonnement plus favorable (rapport HT/MT aux alentours de 5 ou 6) que la France (beaucoup de lignes HT sont à 63 kV et le rapport HT/MT est égal à 3).

2.5 Régimes de neutre MT Le choix du régime du neutre d’un réseau MT engage l’avenir, car chaque système entraîne l’installation de matériels spécifiques pour le niveau d’isolement, les conditions d’exploitation et d’entretien, les systèmes de protection contre les défauts. Le système de neutre adopté doit être cohérent avec la structure du réseau MT (niveau de tension, longueur des départs, réseau souterrain ou aérien, densité de charge) et a une incidence sur les niveaux de sécurité et de qualité de service. On rencontre ainsi à travers le monde des systèmes variés (tableau 2).

2.4 Choix de la basse tension La tension de distribution BT est bien évidemment liée aux standards des appareils d’utilisation chez la clientèle.

2.4.1 Historique

2.5.1 Neutre isolé

■ Historiquement, la tension de 110 V est celle qui a été utilisée la première. La tendance en Europe, après la Seconde Guerre mondiale, a été une généralisation de la tension 220 V.

L’intérêt de ce système est de favoriser une bonne qualité de service. En cas de défauts entre phase et terre, il permet d’éviter des déclenchements, les courants de défauts étant limités à des valeurs très faibles (sauf lorsque les départs, surtout s’ils sont constitués de câbles souterrains, sont longs et la tension de desserte élevée, auquel cas le courant capacitif devient non négligeable). Mais, pour bénéficier de cet avantage, une surveillance attentive est nécessaire de manière à éviter le maintien prolongé d’un défaut entre phase et terre ; sinon, on risquerait trop souvent l’apparition de court-circuit biphasé, en cas de nouveau défaut à la terre sur une des autres phases. En revanche, la montée des phases saines à la tension composée nécessite l’utilisation d’un matériel surisolé, ou bien d’un dispositif d’élimination des défauts associé à la surveillance de l’isolement entre phase et terre.

■ En France, vers 1950, une première décision n’a retenu que deux systèmes de tensions : 127/220 V et 220/380 V (dénommés respectivement B1 et B2 et choisis dans le rapport 3 pour permettre d’alimenter les clients à 220 V soit entre phases sur les réseaux B1, soit entre phase et neutre sur les réseaux B2). En 1956, fut décidée la normalisation et la généralisation de la seule tension 220/380 V. Aujourd’hui, le passage des réseaux B1 à B2 a été effectué sur la quasi-totalité du territoire, permettant du reste d’augmenter la capacité de desserte des anciens réseaux B1. À la suite des recommandations de la CEI, un arrêté ministériel de 1986 demande qu’une nouvelle tension BT normalisée (230/400 V, avec une fourchette de + 6 % à – 10 %) soit mise en œuvre dans les 10 ans qui suivent. Cette normalisation conduira la France à une révision d’ensemble du plan de tensions à respecter avant 1996.

D 4 210 − 6

De plus, le système à neutre isolé a l’inconvénient de générer des surtensions importantes en régime transitoire (lors de manœuvres). (0)

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＰ

_____________________________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

Tableau 2 – Différents régimes de neutre MT utilisés dans le monde Régime de neutre MT

Pays

Neutre isolé

Allemagne (1) Belgique Italie Japon Norvège

Bobine d’extinction dite de Petersen L : compensation de la capacité du réseau

Allemagne (1) Finlande Norvège

Ｔ Neutre directement à la terre

Neutre impédant Z n : quelques dizaines d’ohms

Canada États-Unis

Belgique France Grande-Bretagne Irlande Japon Suède

(1) ancienne République fédérale d’Allemagne.

2.5.2 Mise à la terre du neutre par bobine d’extinction (dite de Petersen)

2.5.3 Neutre relié directement à la terre Cette technique engendre des courants de défauts entre phase et terre très importants. C’est pourquoi, pour des raisons de sécurité, afin de limiter le retour du courant par le sol, on installe un conducteur de neutre relié à la terre de proche en proche et par lequel circule une part notable du courant de défaut. Ce système présente l’avantage de minimiser les surtensions éventuelles. Il conduit à des déclenchements fréquents, mais permet une élimination sélective des défauts, en utilisant par exemple des fusibles adaptés en différents emplacements des départs. Les courants de court-circuit élevés entraînent des contraintes importantes sur les matériels. Ce système nécessite une surveillance de la continuité du conducteur de neutre. Une rupture de celui-ci serait dangereuse, entraînant de forts gradients de potentiel autour des connexions de terre, liés aux courants élevés d’écoulement à la terre. La présence du conducteur de neutre permet la réalisation de dérivations monophasées (système à neutre distribué, § 2.2 et 3.3.1.1).

Le principe consiste à insérer, entre le point neutre du réseau et la terre, une bobine dont la réactance est telle qu’il y ait résonance, à la fréquence industrielle, avec la capacité homopolaire du réseau. Le courant de défaut est donc nul lorsqu’un conducteur est relié accidentellement à la terre. Ce système ne fait pas l’objet des limitations rencontrées avec le neutre isolé, mais nécessite une réadaptation de la valeur de la réactance de la bobine à chaque changement de configuration du réseau. Il présente, sur le plan de la qualité de service, l’avantage, grâce à l’extinction spontanée des arcs engendrés sur défauts entre phase et terre, de ne pas perturber la distribution comme dans le cas du neutre isolé. Il présente néanmoins les mêmes inconvénients, les surtensions transitoires au moment des manœuvres étant toutefois un peu moins élevées.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＵＷ

D 4 210 − 7

Ｔ

ＵＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＱ

Schémas directeurs de développement des réseaux électricité de distribution MT par

Alain COIFFIER Ingénieur du Conservatoire national des arts et métiers (CNAM) Ancien chef de service à la direction réseau d’ERDF (Électricité Réseau de Distribution France)

1. 1.1 1.2 1.3

D 4 211 - 3 — —

3 3

—

4

2. 2.1 2.2

État des lieux des ouvrages MT existants ...................................... Principales caractéristiques relatives aux postes sources..................... Principales caractéristiques relatives aux départs MT...........................

— — —

4 4 4

3. 3.1 3.2

— —

5 5

3.3

Prévision des consommations et des puissances ........................ Exemple de méthode d’estimation des taux de croissance .................. Impact de la production décentralisée sur l’évolution des consommations et des puissances................................................... Risques associés aux incertitudes de la prévision .................................

— —

8 8

4.

Choix techniques fondamentaux ......................................................

—

8

5. 5.1 5.2 5.3 5.4

Établissement de la cible à long terme (30 ans)........................... Hypothèses de travail ............................................................................... Données de référence............................................................................... Construction de la cible à long terme (30 ans) ....................................... Logique de comparaison lors de la construction de la cible à long terme (30 ans) .............................................................. Restitutions associées à la cible à long terme (30 ans) .........................

— — — —

9 9 11 12

— —

13 13

Étude des stratégies et l’établissement de la cible à moyen terme ......................................................................................................... Stratégies de développement des ouvrages .......................................... Comparaison technico-économique des stratégies ............................... Passage de la cible théorique à la cible pratique ................................... Estimation des niveaux de qualité de fourniture ...................................

— — — — —

14 14 15 17 17

7.1 7.2

Principales restitutions de l’étude et révision du schéma directeur ....................................................... Principales restitutions de l’étude ........................................................... Révision du schéma directeur..................................................................

— — —

17 17 17

8.

Conclusion...............................................................................................

—

18

9. 9.1 9.2 9.3

Annexe 1 .................................................................................................. Préambule.................................................................................................. Structures en zones urbaines................................................................... Structures en zones rurales......................................................................

— — — —

18 18 19 25

10. Annexe 2 : réalisation d’une stratégie de développement des ouvrages ...........................................................................................

—

26

5.5 6. 6.1 6.2 6.3 6.4 7.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｮｯｶ･ｭ｢ｲ･＠ＲＰＱＳ

Principes généraux pour l’établissement des schémas directeurs ........................................................... Définitions et finalités des cibles ............................................................. Durée de l’étude ........................................................................................ Argumentation et logique retenue pour élaborer la cible à long terme .........................................................

Pour en savoir plus ........................................................................................

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＵＹ

Doc. D 4 211

D 4 211 – 1

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＱ

SCHÉMAS DIRECTEURS DE DÉVELOPPEMENT DES RÉSEAUX ÉLECTRICITÉ DE DISTRIBUTION MT ___________________________________________________

a bonne gestion du réseau MT (moyenne tension) et des postes sources HT/MT (haute tension/moyenne tension) d’une entreprise de distribution suppose une vision cohérente et partagée de leurs évolutions à court, moyen et long termes. C’est l’objet du schéma directeur. Établi en conformité avec les politiques et règles techniques de l’entreprise de distribution, il est principalement constitué d’une cible à long terme et de la meilleure stratégie (opérations successives pour passer d’une situation de réseau à une autre) de développement des ouvrages (postes sources et réseaux MT) de distribution conduisant à cette cible. Son existence permet notamment : – de garantir l’efficacité des investissements, en intégrant à la fois la dimension temporelle (optimisation à long terme) et la diversité de leurs finalités (raccordement, renforcement, renouvellement, qualité de fourniture, etc.) ; – de prévoir et d’évaluer les investissements à effectuer sur une période de 10 ans (création des postes sources et des départs MT, renouvellement et renforcement des ouvrages existants, etc.) ; – d’estimer les niveaux de qualité de fourniture à différents horizons en fonction des volumes d’investissements attribués ; – de vérifier l’évolution de la sécurisation d’alimentation en cas d’événements exceptionnels ; – d’alléger les études décisionnelles d’investissement en réduisant la combinatoire des solutions à étudier tout en assurant la cohérence à long terme ; – de faciliter le dialogue avec l’ensemble des interlocuteurs concernés par la construction, l’exploitation et la conduite des ouvrages de distribution MT ; – de cibler les actions de maintenance des ouvrages en fonction de l’évolution du réseau et des travaux à réaliser ; – de garantir l’intégration de toutes les évolutions du réseau dans une logique à moyen terme (demande de modification avec mise en souterrain, sécurisation de l’alimentation d’un poste MT/BT, raccordement des nouvelles charges). Le schéma directeur avec ses documents associés (état des lieux, cible à long terme, etc.) constitue la référence de développement des ouvrages MT. Il garantit la cohérence et l’efficacité de l’ensemble des dépenses réalisées sur le réseau. C’est donc un outil indispensable pour les décideurs et pour le personnel chargé des études. Selon l’organisation territoriale et managériale de l’entreprise de distribution, le schéma directeur résultant pourra être la synthèse des schémas directeurs réalisés sur les différents territoires exploités par l’entreprise.

L

Ｔ

L’élaboration du schéma directeur est l’opportunité de fixer les objectifs en matière de qualité de fourniture et de sécurisation d’alimentation face aux événements climatiques ou technologiques exceptionnels, tout en assurant la cohérence avec les possibilités financières de l’entreprise de distribution. C’est aussi l’occasion d’une large concertation avec les différents acteurs y compris les représentants du réseau de transport. Dans ce contexte, le schéma directeur intègre la vision globale de l’entreprise de distribution en matière de développement des réseaux MT, il doit donc être validé par les responsables de l’entreprise pour constituer la référence. Cependant, il ne doit pas conduire à des anticipations d’investissement non prévues et sans justification économique. L’existence du schéma directeur ne se substitue pas à l’exécution des études décisionnelles de réalisation des travaux à court terme. Ces études sont nécessaires pour mettre à jour les charges et les différentes hypothèses. Les études décisionnelles sont orientées, mais nullement structurées par les cibles à moyen et long termes. En revanche, tout choix important retenu dans le cadre d’une étude décisionnelle en incohérence avec la cible finale doit donner lieu à l’initialisation d’une mise à jour de cette dernière pour garantir sa cohérence et sa pertinence. De plus, la mise à jour du schéma directeur est nécessaire lors

D 4 211 − 2

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＱ ___________________________________________________ SCHÉMAS DIRECTEURS DE DÉVELOPPEMENT DES RÉSEAUX ÉLECTRICITÉ DE DISTRIBUTION MT

de tout événement mettant significativement en cause les hypothèses valides au moment de son établissement, et a minima tous les 5 ans. La qualité et la mise à jour des hypothèses (taux de croissance, charges nouvelles, évolutions technologiques, etc.) sont un préalable à son efficacité. Par ailleurs, la faiblesse du taux de croissance, d’une zone du territoire de l’entreprise de distribution, ne justifie en aucun cas l’absence du schéma directeur car les erreurs faites en matière de choix de structure seront plus lentement résorbées dans ces situations. De plus, les investissements décidés pour des raisons de qualité ou suite à des demandes externes constituent un enjeu plus fort encore. La méthodologie exposée dans cet article résulte d’une expérience approfondie de l’étude des réseaux MT (HTA au sens de la norme NF C 18-510) français au sein de ERDF, elle est généralisable à l’ensemble des réseaux MT triphasés à neutre non distribué, c’est pourquoi, l’auteur a choisi d’utiliser la dénomination internationale de ce niveau de tension (MT). Bien que cette méthode n’ait pas fait l’objet de validation détaillée, elle peut certainement s’appliquer aux réseaux MT triphasés à neutre distribué avec éventuellement des dérivations monophasées ou biphasées.

Ｔ 1. Principes généraux pour l’établissement des schémas directeurs

– de la politique et des règles techniques du distributeur ; – des caractéristiques techniques des départs MT conduisant à un réseau optimisé sans contraintes électriques ; – de l’approche technico-économique du distributeur (§ 6.2 exposé succinct de cette approche). La cible à l’horizon dix ans est, par construction, un sous-ensemble de la cible à long terme, elle est constituée par l’ensemble des opérations justifiées au plan technico-économique sur la période [0-10 ans].

L’élaboration des schémas directeurs représente une tâche relativement importante mais nécessaire pour obtenir une vision réaliste de l’évolution des ouvrages de distribution MT, elle est structurée par les différentes étapes listées ci-dessous : – état des lieux des ouvrages MT existants (postes sources et réseaux MT) ; – prévision des consommations et des puissances ; – établissement de la cible à long terme (on notera que les principes de construction conduisent à une cible unique) ; – définition des stratégies de développement des ouvrages MT pour passer de l’état initial à la cible à long terme ; – comparaison technico-économique (§ 6.2) des stratégies et établissement de la cible théorique à moyen terme ; – passage de la cible théorique à la cible pratique à moyen terme (10 ans) ; – estimation des niveaux de qualité de fourniture sur la période [0-10 ans].

Au-delà de l’aspect temporel, ces deux cibles ont également des finalités différentes. En effet, la cible à dix ans, pour laquelle les incertitudes restent limitées, définit globalement et assez précisément l’ensemble des actions à réaliser sur la période [0-10 ans]. La cible à long terme permet de s’assurer que les opérations réalisées au cours de la période [0-10 ans] entreront dans un ensemble cohérent à long terme. Chaque opération réalisée au cours de cette période aura donc une durée de vie minimum de 25 ans. Cet aspect fondamental est renforcé par la périodicité retenue pour réaliser les mises à jour du schéma directeur.

Chaque phase sera détaillée dans la suite du présent document.

1.2 Durée de l’étude Avant d’aborder la description détaillée des différentes phases de la méthodologie, il faut tout d’abord choisir la durée de l’étude. On pourrait être tenté de réduire cette durée d’étude pour simplifier le travail des chargés d’étude et s’affranchir des incertitudes liées aux taux de croissance à long terme. Or, dans la pratique, il n’en est rien car le travail à réaliser reste sensiblement le même. De plus, même si les taux de croissance constatés restent faibles, il est nécessaire de fixer une durée d’étude suffisamment longue pour obtenir une plus grande rupture entre l’état initial et la cible à long terme. Cela permet de favoriser une vision plus prospective et plus riche du développement des réseaux MT et des postes sources.

1.1 Définitions et finalités des cibles La notion de schéma directeur englobe les différentes cibles et l’ensemble des études nécessaires au développement des réseaux MT et des postes sources à long et moyen termes. Les réseaux cibles correspondent à des états futurs des postes sources et du réseau MT. Généralement, on distingue la cible à long terme (30 ans) et une cible intermédiaire à moyen terme, dite « cible à 10 ans ». Les principes de construction de ces deux cibles sont totalement différents. La cible à long terme est construite sur la base d’hypothèses techniques représentatives : – de la qualité de fourniture visée à moyen et long termes, tant au quotidien que lors d’événements techniques ou climatiques exceptionnels ;

Par ailleurs, sachant que les décisions de construction des ouvrages importants influencent le développement du réseau sur une période qui correspond souvent à la durée de vie des ouvrages (30 à 40 ans, voire davantage), il est donc nécessaire de

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＱ

D 4 211 – 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＱ SCHÉMAS DIRECTEURS DE DÉVELOPPEMENT DES RÉSEAUX ÉLECTRICITÉ DE DISTRIBUTION MT ___________________________________________________

concerne les caractéristiques relatives aux circuits de puissance de chaque poste source et le second donne les différentes caractéristiques de chaque départ MT. Ces deux fichiers sont liés par les codifications des postes sources et des départs MT. Cette codification doit permettre de rattacher tout poste MT/BT (moyenne tension/basse tension) à son départ MT, ce dernier à son tableau MT de poste source, ce tableau à son transformateur HT/MT de poste source et enfin celui-ci à son poste source.

s’assurer que tout investissement décidé, au cours des premières années, entre dans un ensemble cohérent à long terme. De plus, si la durée d’étude est trop courte, on risque de fausser notablement la comparaison technico-économique entre des solutions lourdes mais efficaces sur une longue période et des solutions plus légères dont la durée d’efficacité est limitée.

Les différentes considérations précédentes conduisent à fixer la durée d’étude à 30 ans. Cette option permet aussi de limiter le poids du réseau existant qui peut, si la durée d’étude est insuffisante, influencer le résultat de la cible finale et par conséquent les stratégies de développement du réseau.

2.1 Principales caractéristiques relatives aux postes sources Les principales informations contenues dans le fichier dit « postes sources » sont fonction des particularités des postes sources analysés. Cependant, pour des ouvrages relativement classiques, une liste non exhaustive est donnée ci-dessous à titre d’information : – la codification de chaque poste source (de préférence commune à celle utilisée par le gestionnaire du réseau de transport) ; – la codification des transformateurs de puissance, des tableaux MT et des départs MT ; – les dates de mise en service des différentes installations ; – les caractéristiques du matériel par poste source : • nombre de lignes HT, • nombre de jeu de barres HT, • nombre et puissance installée des transformateurs de puissance, • caractéristiques des tableaux MT, • nombre de départs MT raccordés à chaque transformateur, • nombre de cellules départs en réserve, • puissance installée des condensateurs par transformateur, • régime de neutre pour chaque transformateur ; – les caractéristiques électriques par poste source : • tensions HT et MT, • capacité de transit des lignes HT, • puissance maximale atteinte du poste source et des transformateurs à l’année initiale, • puissance de court-circuit maximum et minimum sur les jeux de barres HT et MT, • volume des pertes électriques dans chaque transformateur, • taux de sécurisation en cas de perte totale du poste source avec possibilité d’utiliser le jeu de barres MT et sans possibilités de remettre sous tension le jeu de barres MT,

1.3 Argumentation et logique retenue pour élaborer la cible à long terme

Ｔ

La qualité de fourniture au quotidien est directement dépendante des caractéristiques des réseaux MT (longueur développée des départs, taux d’incidents et puissance desservie par les départs MT). La sécurisation de l’alimentation face auxévénements exceptionnels (climatiques ou technologiques) est principalement dépendante de la structure des réseaux MT et du type de garantie des postes sources.

Ces considérations conduisent donc à réaliser la cible à long terme sur la base du réseau MT. La qualité de fourniture visée à terme et la zone d’action des postes sources seront alors dépendantes des hypothèses retenues pour la construction du réseau MT. On notera d’ailleurs que les hypothèses de construction de la cible à long terme (§ 5.1) introduisent indirectement la densité de puissance, le paramètre « P × L » intègre parfaitement cette notion. Remarque : L’élaboration d’une cible à long terme basée sur la suppression progressive des contraintes électriques (tension ou courant) conduit obligatoirement à un développement des ouvrages MT onéreux à long terme. En effet, l’utilisation de l’approche économique justifie les investissements bien avant les contraintes techniques en « régime normal » (schéma d’exploitation habituel). De plus, la valorisation des pertes électriques peut aussi justifier des évolutions conséquentes.

• type de garantie du poste source, l’article [D 4 210] définit cette notion,

2. État des lieux des ouvrages MT existants

• nombre d’heures d’utilisation de la puissance maximale ou facteur de charge par transformateur et pour le poste source ; – éléments de qualité de fourniture au cours des trois ou cinq dernières années : • nombre de coupures longues sur dysfonctionnement d’un ou plusieurs éléments du poste source, • durée annuelle des interruptions de fourniture sur dysfonctionnement d’un ou plusieurs éléments du poste source, • énergie non distribuée (END) annuelle sur dysfonctionnement d’un ou plusieurs éléments du poste source, • taux de défaillance moyen de chaque élément du poste source.

Avant d’entreprendre toute étude de développement des réseaux, il est primordial d’analyser l’ensemble des caractéristiques des ouvrages MT pour évaluer les forces et les faiblesses du réseau MT en matière de qualité du produit, de capacité électrique et de sensibilité aux aléas techniques et climatiques. Par ailleurs, il est aussi essentiel d’appréhender l’organisation structurelle du réseau pour apprécier les aspects relatifs à la conduite et à l’exploitation des installations. Pour ce faire, il est judicieux d’envisager une représentation schématique de l’ossature des départs MT (figure 4, § 5.5).

2.2 Principales caractéristiques relatives aux départs MT

Il est également nécessaire d’analyser l’environnement externe afin d’évaluer la sensibilité des utilisateurs raccordés au réseau (secours contractuels, utilisateurs générateurs de perturbations électriques, etc.).

Pour la partie réseau MT, il est également nécessaire de réaliser un fichier informatique détaillé comprenant le maximum de renseignements associés à chaque départ MT. Ce type de donnée trouve naturellement sa place aujourd’hui dans les systèmes

En principe, pour décrire les caractéristiques des ouvrages MT, on élabore deux fichiers informatiques détaillés. Le premier

D 4 211 – 4

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＱ ___________________________________________________ SCHÉMAS DIRECTEURS DE DÉVELOPPEMENT DES RÉSEAUX ÉLECTRICITÉ DE DISTRIBUTION MT

d’informations géographiques (SIG). Par ailleurs, on notera qu’un tel fichier, qui représente une photographie détaillée des réseaux MT, peut être utilisé à d’autres fins par le personnel de l’entreprise de distribution. En effet, il facilite l’analyse de chaque départ MT et permet d’élaborer des statistiques relatives aux installations. Il est également utilisé pour comparer l’état des réseaux d’une zone à l’autre.

Cependant, dans le cadre de la planification à long terme, ce qui correspond à la réalisation des schémas directeurs, il s’agit d’estimer, avec une précision relative, le niveau de croissance moyen correspondant à la zone d’action d’un ou plusieurs postes sources. Dans le cadre de ces études, on distingue fréquemment : – la croissance dite « en profondeur » qui correspond globalement à l’évolution des charges existantes, y compris les nouvelles petites charges ; – la croissance dite « en surface » qui correspond à l’apparition de nouvelles charges significatives (puissance supérieure à 1 MW) comme les nouvelles zones d’activités.

On trouvera ci-dessous, à titre d’information, une liste non exhaustive des informations pouvant être contenues dans ce fichier : – la codification des départs MT permettant de relier chaque départ au fichier des postes sources ; – la pyramide des âges des différentes canalisations ; – les caractéristiques physiques des départs MT : • longueur développée des départs, • longueur de l’artère principale (voir annexe 1 § 9.3), • section et nature des conducteurs, • nombre et type de postes MT/BT, • nombre de points télécommandés en réseau sur l’ossature principale et sur les lignes secondaires (voir annexe 1 § 9) ; – les caractéristiques électriques des départs MT : • tension d’exploitation du départ, • puissance de pointe (avec et sans producteur), • nombre d’heures d’utilisation de la puissance de pointe ou facteur de charge, • chute de tension maximale en « régime d’exploitation normal » et en « régime de secours normal » (départ entièrement alimenté par le point de secours usuel), • taux d’utilisation des conducteurs en « régime normal » et en « secours normal » sur l’artère principale, • pertes par effet Joule à la pointe et énergie perdue annuelle, • puissance de court-circuit minimale en « régime normal »,

Afin de définir les différentes politiques de l’entreprise et d’optimiser au mieux le développement des ouvrages électriques, tous les acteurs (producteurs, transporteurs et distributeurs) du secteur de l’énergie électrique sont contraints d’étudier l’évolution des charges futures. Il existe évidemment de nombreuses méthodes, plus ou moins fiables, pour estimer l’évolution des consommations et des puissances à court, moyen et long termes. Le choix de la méthode à utiliser dépend de nombreux paramètres dont les principaux sont : – la maille sur laquelle on souhaite réaliser des prévisions ; – le niveau de tension associé à la prévision ; – les secteurs d’activité visés ; – les horizons de la prévision ; – les résultats souhaités de la prévision qui sont fonction de l’utilisation envisagée. En tout état de cause, pour s’assurer de la pertinence de la méthode employée, il est important de justifier toute rupture importante entre le constat du passé et la prévision future. Dans le cas d’études globales comme celles relatives à l’élaboration des cibles, il est souhaitable, pour simplifier les différents calculs, de rechercher dans la mesure du possible, des zones d’accroissement moyen homogène, dont la taille est équivalente à la zone d’action de plusieurs postes sources.

• produit P × L = Puissance maximale du départ MT × Longueur développée, • codification du départ secourant ; – les caractéristiques globales de la clientèle : • nombre de consommateurs MT et BT par départ MT, • nombre et puissance installée des producteurs MT et BT, • somme des puissances souscrites des consommateurs MT et BT ; – éléments de qualité de fourniture par départ sur trois ou cinq ans : • nombre de coupures très brèves, brèves et longues par départ, • durée annuelle d’interruption de fourniture sur incident, • énergie non distribuée (END) moyenne annuelle sur incident, • localisation des incidents à l’aide d’une cartographie adaptée, • interclassement des incidents par causes et par type d’ouvrage.

Pour information, une méthode adaptée à la réalisation des schémas directeurs MT est sommairement décrite ci-après. Cette méthode ne prétend pas être la seule, on peut envisager d’autres approches en fonction de considérations locales.

3.1 Exemple de méthode d’estimation des taux de croissance La méthode, présentée sommairement ci-dessous, permet d’évaluer la croissance dite « en profondeur » sur une période de dix ans, avec à la fois une précision suffisante en localisation et en valeurs d’accroissement. Elle s’appuie, d’une part, sur les résultats des études menées à la maille nationale ou régionale par différents organismes et, d’autre part, sur des études dites « multicritères » réalisées à la maille locale et agglomérées à la maille régionale pour assurer la cohérence globale. Cette option permet de corriger les différents taux obtenus avec l’étude « multicritères ». En effet, si cette dernière donne de bons résultats pour différencier les zones hétérogènes d’un territoire, elle demeure approximative pour fixer les valeurs des taux de croissance. Contrairement aux études à la maille locale, les études menées à la maille nationale et par extrapolation à la maille régionale permettent, en général, d’obtenir pour un territoire conséquent un niveau de consommation, avec une précision suffisante, à l’horizon 10 ans. En revanche, elles sont souvent inadaptées pour spécifier les poches hétérogènes de la zone d’action de plusieurs postes sources. Ces deux méthodes complémentaires permettent d’obtenir des résultats satisfaisants et adaptés à la réalisation des réseaux cibles MT.

On notera que certaines informations ci-dessus peuvent résulter d’un traitement périodique, associé au système d’information géographique, pour obtenir l’image du réseau en « temps réel ».

3. Prévision des consommations et des puissances Les prévisions des consommations et des puissances, sur une période plus ou moins longue, sont les fondements de toute étude de planification des réseaux électriques. La croissance de la consommation d’énergie électrique dépend de nombreux facteurs difficiles à appréhender, surtout lorsqu’il s’agit de prévision sur une longue période et sur des zones relativement réduites.

L’étude « multicritères » est basée sur des données internes et externes à l’entreprise de distribution. Les données internes à l’entreprise sont les historiques des consommations MT et BT, par commune ou par groupe de communes, sur une période de cinq à

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＳ

D 4 211 – 5

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＱＱ SCHÉMAS DIRECTEURS DE DÉVELOPPEMENT DES RÉSEAUX ÉLECTRICITÉ DE DISTRIBUTION MT ___________________________________________________

Tableau 1 – Signification des différents niveaux

constituée de l’ensemble des communes et groupes de communes contenues dans le tableau 2.

Niveau

■ Commentaires à propos du tableau 2

Très forte évolution

(+ 2)

Forte évolution

(+ 1)

Faible évolution

(0)

Ｔ

Interprétation

(+ 3)

1) L’unité énergétique est fonction de la taille de la maille étudiée. 2) Les données d’entrée sont le taux de croissance moyen de la région (étude nationale/régionale) et l’énergie à l’horizon 10 ans des nouvelles charges ponctuelles (cellules sur fond gris).

Sans évolution et sans régression

(– 1)

Faible régression

(– 2)

Forte régression

(– 3)

Très forte régression

3) On vérifiera que l’énergie de la région à l’année initiale (cellules sur fond gris de la dernière ligne) obtenue dans cette étude est conforme à celle obtenue dans l’étude à la maille nationale. 4) L’énergie résultante de la région à l’horizon 10 ans (croissance en profondeur) est égale à l’énergie totale de la région moins l’énergie des charges ponctuelles (croissance en surface) : – énergie totale de la région estimée à l’horizon 10 ans = 2 310 = 1 895 × (1 + 2 %)10 ; – énergie résultante à l’horizon 10 ans (croissance en profondeur) = 2 289 = 2 310 – 21.

dix ans. Les données externes permettent d’apprécier l’évolution prospective de la consommation, elles sont fonction des spécificités du territoire étudié, cependant, elles concernent généralement les aspects suivants : – l’évolution démographique ; – l’évolution de l’emploi et de la construction ; – l’impact potentiel du développement des réseaux gaz et des réseaux de chaleur ; – les secteurs tertiaire et industriel en développement ou en régression ; – la proximité d’infrastructures ferroviaires ou routières nouvelles qui favorisent l’implantation de nouvelles activités ; – le développement de la climatisation ; – le taux d’équipement des ménages et des industriels.

5) Le coefficient de pondération est : Coef. pondération = Énergie résultante à l’horizon 10 ans Énergie « non corrigée » de la région à l’horizon 10 ans 2 289 = 0, 9286 Coef. pondération = 2 465 Ce coefficient doit être proche de 1 pour obtenir une prévision acceptable. Si tel n’était pas le cas, il serait alors nécessaire de modifier le taux d’accroissement unitaire des différents critères retenus.

Dans la suite de l’article, l’historique des consommations et les aspects prospectifs ci-dessus sont nommés « critères d’évolution ».

6) L’énergie corrigée à l’horizon 10 ans est :

Chaque critère d’évolution est décliné sur plusieurs niveaux (généralement compris entre – 3 et + 3) reflétant l’évolution ou la régression de la commune ou du groupe de communes considéré. Le tableau 1 donne la signification de chaque niveau.

Énergie « non corrigée » × coefficient de pondération 7) Le taux de croissance résultant est obtenu par la formule :

Afin d’attribuer au mieux le niveau de chaque critère d’évolution retenu à une commune ou à un groupe de communes, on pourra se rapprocher des collectivités territoriales qui ont généralement une bonne vision de l’évolution de leur territoire. On trouvera également de nombreuses informations utiles auprès des institutions chargées des statistiques à différentes mailles. Si nécessaire, on pourra également envisager une enquête par questionnaire à destination des personnes ayant une bonne connaissance de l’activité des communes étudiées.

1

τ annuel = e10

énergie corrigée(10) énergie(0)

−1

Le tableau 2 peut servir pour effectuer des regroupements de petites communes contiguës ayant des taux de croissance similaires. En d’autres termes, on peut réaliser une première étude sur une zone limitée appartenant à la région. Le critère de regroupement étant le taux de croissance brut, dans ce cas les données d’entrée relatives à la région sont inutiles. La démarche proposée permet d’obtenir de manière progressive les différentes poches d’accroissement homogène sur l’ensemble du territoire de la région.

Pour chaque critère d’évolution, on attribue un taux de croissance unitaire, positif ou négatif. Ce taux est fixé initialement « à dire d’expert ». Il sera vraisemblablement corrigé durant la méthode par un coefficient de pondération qui permet d’assurer la cohérence entre les énergies obtenues lors de l’étude réalisée à la maille régionale et celles obtenues lors de l’étude locale. Le taux de croissance annuel brut pour le critère considéré est donc obtenu par la relation :

Lorsque les accroissements en énergie sont définis, ils doivent être convertis en accroissement de puissance pour permettre de dimensionner les ouvrages. En principe, le passage des énergies aux puissances s’effectue à l’aide de la relation : Énergie = Pmax × H

τ (critèrei ) = Taux de croissance unitaire du critère(i ) × Niveau du critère(i )

H étant le nombre d’heures d’utilisation de P maximale. Par hypothèse, on admet souvent que H reste une constante sur toute la durée de l’étude sur la zone élémentaire considérée. En effet, la variation de H est fonction de la mise en place de nouvelles tarifications ou de modifications notables du comportement des utilisateurs.

Le taux de croissance annuel brut de la commune ou du groupe de communes pour les critères considérés est donc obtenu par la formule suivante :

τ brut = ∑ Taux de croissance unitaire du critère(i ) × Niveau du critère(i )

À l’issue de cette étude, on dispose des taux de croissance « en profondeur » par zone homogène pour les dix premières années. On dispose également de la croissance « en surface » associée aux charges ponctuelles importantes avec leur date d’apparition sur une période de l’ordre de 10 ans maximum.

(i )

Afin d’illustrer la méthode utilisée pour calculer les taux de croissance dit « en profondeur », un extrait de tableur est donné dans le tableau 2. On suppose dans cet exemple que la région est

D 4 211 – 6

×ln

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＹ

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution Aspects règlementaires et organisationnels par

Jean-Luc FRAISSE Consultant externe Ancien chef de service raccordement à la direction technique d’ERDF, La Défense

et

Laurent KARSENTI Chef de service raccordement grands producteurs à la direction technique d’ERDF, La Défense Avec la collaboration de Jean-Päul HORSON, ancien consultant senior à ERDF La Défense

1.

Environnement du développement de la production décentralisée historique et évolutions ............................................ 1.1 Apparition des groupes EJP en obligation d’achat ................................ 1.2 Migration des groupes EJP vers le fonctionnement dispatchable........ 1.3 Arrivée de la cogénération ....................................................................... 1.4 Émergence d’une politique de développement des énergies renouvelables 1.5 Mise en place de tarifs d’obligation d’achat ........................................... 1.6 Mécanisme de compensation des surcoûts de l’obligation d’achat ..... 1.7 Conditions du développement des énergies renouvelables ................. 1.8 Premières pistes d’une meilleure intégration au réseau des énergies renouvelables...................................................................... 1.9 De nouvelles pistes d’une meilleure intégration au réseau des énergies renouvelables...................................................................... 1.10 Évolution des puissances et des quantités d’installations de production décentralisée raccordées au réseau public de distribution de 2000 à 2008 1.11 Problématiques de l’accès au réseau ......................................................

D 4 239 - 2 — — — — — — —

2 2 3 3 3 5 6

—

10

—

10

— —

13 16

Textes législatifs et réglementaires ................................................. Textes existants avant la loi 2000-108 du 10 février 2000...................... Textes parus à partir de février 2000 ....................................................... Textes d’application relatifs au raccordement prévus par la loi 2000-108 du 10 février 2000 modifiée par la loi 2003-8 du 3 janvier 2003 ................

— — —

17 17 18

—

19

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6

Instruction des demandes de raccordement au réseau .............. Accès au réseau : étude et devis de raccodement.................................. Procédure d’instruction des demandes de raccordement ..................... Pré-étude .................................................................................................... Demande de raccordement ...................................................................... Étude de raccordement............................................................................. Proposition technique et financière .........................................................

— — — — — — —

24 24 24 24 24 24 25

4.

Conclusion ...............................................................................................

—

25

2. 2.1 2.2 2.3

Pour en savoir plus ........................................................................................

Doc. D 4 239

e terme « production décentralisée » qualifie toute production électrique de faible puissance raccordée au réseau public de transport (RPT) en HTB1 (quelques dizaines de megawatts) ou de distribution en HTA de 250 kW à 12 MW) ou en BT (de quelques kilowatts à 250 kW). Cet article se limite à la production décentralisée raccordée au réseau public de distribution (RPD), réseau dont on trouve la définition dans [D 4 200], qui accueille environ 95 % de la production décentralisée.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｭ｡ｩ＠ＲＰＱＴ

L

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＵ

D 4 239 – 1

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＹ

RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Ｔ

Le développement de la production décentralisée doit être examiné sous deux angles principaux : d’une part les conséquences sur le réseau auquel est directement raccordée l’installation, d’autre part les conséquences sur le fonctionnement et la sûreté de l’ensemble du système électrique. Ce dernier aspect conduit à traiter de façon différente le système électrique continental européen caractérisé par un grand réseau électrique interconnecté et les petits systèmes électrique ilotés des réseaux insulaires dénommés ZNI (Zone Non Interconnectée). Pour des raisons éditoriales, cette thématique sur « le raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution » a été scindé en trois articles qui se suivent logiquement : – le présent article [D 4 239] traite des aspects règlementaires et organisationnels du développement de la production décentralisée ; – le deuxième article [D 4 241] traite des conditions d’intégration de la production décentralisée dans le système électrique ; – le troisième article [D 4 242] traite exclusivement des aspects techniques du raccordement sur les réseaux HTA. Dans ce premier article seront exposées les raisons du développement de la production décentralisée, principalement au travers de la Politique énergétique française basée sur la Programmation pluriannuelle des investissements (ou PPI) et sur la mise en place de tarifs d’achat de l’électricité, en particulier pour les énergies renouvelables (ou EnR). Cet article aborde les conditions du développement des EnR qui s’appuient principalement sur une réglementation en évolution permanente et sur la mise en place de schémas de développement tels que les schémas régionaux de raccordement des EnR aux réseaux (ou SRRRER). Un glossaire est présenté en fin d’article.

1. Environnement du développement de la production décentralisée historique et évolutions

normales, mais par contre très élevé durant les 18 heures de pointes des 22 jours « EJP » correspondant à la fourniture de la pointe par les moyens de production les plus onéreux. Le niveau élevé de ce tarif en période de pointe a poussé certains industriels à s’équiper en autoconsommation électrique, pour se substituer à EDF durant les heures d’effacement et ainsi souscrire une puissance nulle en période EJP et ne pas consommer de kilowattheures depuis le réseau durant cette période. Dans les années 1995, il est alors apparu que la mise en place de groupe de production non liés à des besoins d’autoconsommation fonctionnant uniquement en période de pointe serait rentable pour autant que le tarif de rachat consenti soit du même ordre que le tarif de pointe « EJP ». Un arrêté ministériel de 1995 a instauré cette disposition et fixé un tarif d’achat. Il s’en est suivi tout naturellement une première vague de demande de raccordement de plus de 630 MW de groupes de production de puissance inférieure à 8 MW raccordés au réseau de distribution souvent situés à proximité immédiate des postes source afin de minimiser les liaisons électriques.L’énergie issue de ces groupes était rachetée par EDF dans le cadre d’un contrat d’achat d’une durée de 12 ans.

Jusque dans les années 1990, le petit hydraulique, localisé dans des zones très spécifiques Alpes, Pyrénées, Massif central, Vosges etc., était pratiquement le seul représentant de la production décentralisée raccordée sur les réseaux publics de distribution (RPD) français. La tarification d’achat calée sur la théorie des coûts marginaux, à la base de la tarification générale de vente d’EDF (Électricité de France) se traduisait par le fait que les coûts d’achat étaient déterminés à partir des coûts de vente, quel que soit le type d’installation de production. La tarification d’achat était donc indépendante des coûts d’établissement et d’exploitation des différents types de production.

1.2 Migration des groupes EJP vers le fonctionnement dispatchable

1.1 Apparition des groupes EJP en obligation d’achat

Certaines situations ont démontré que le seul fonctionnement des groupes EJP selon la tarification EJP n’était pas optimal : – en fin de saison (du 1 novembre au 31 mars), et pour respecter le nombre de 22 jours EJP, il était souvent nécessaire de déclencher des jours EJP alors que la satisfaction de la pointe de consommation ne nécessitait pas de recourir à des moyens de

La première vague de développement de la production décentralisée : les groupes dits de « pointe mobile » est la conséquence de la mise en œuvre par EDF du tarif « EJP » (Effacement Jour de Pointe). La construction de ce tarif consiste à proposer un prix de vente très intéressant durant les heures

D 4 239 − 2

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＹ _________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

1.4 Émergence d’une politique de développement des énergies renouvelables

production d’extrême pointe onéreux tels que les turbines à combustion (TAC). Pour ces jours, le coût de l’énergie fournie par les groupes EJP était alors très supérieur à celui des autres moyens de production appelés ; – à d’autres périodes, en dehors de la saison EJP, le recours à des moyens d’extrême pointe (TAC) pouvait être nécessaire en raison d’indisponibilité d’ouvrages de production, notamment entretien ou rechargement combustible de centrales nucléaires, alors qu’il n’était contractuellement pas possible d’appeler les groupes EJP.

Les années 2000 vont être celles de l’essor du développement de la production décentralisée sous l’impulsion de la Directive 2001/77/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité. Cette directive prévoyait, en 2010 pour la Communauté, un objectif de fourniture à partir de sources d’énergies renouvelables de 12 % de la consommation intérieure brute et de 22,1 % d’électricité.

Il a été proposé de faire évoluer le mode de fonctionnement des groupes EJP vers un fonctionnement en mode « dispatchable ». Ce mode consistait à démarrer les groupes à la demande d’EDF lorsque la situation du réseau de transport ou de la production le nécessitait. La rémunération mise en place par les contrats dispatchables garantissait une rentabilité analogue à celle de l’EJP et permettait de moins solliciter les groupes rallongeant par la même leur durée de vie. Cela explique la migration quasi générale des contrats EJP vers les contrats dispatchables.

Le terme énergies renouvelables (EnR) recouvre une vaste gamme de moyens de production aux technologies variées. En matière de production d’électricité, il s’agit des sources non fossiles comme les énergies éoliennes, solaires photovoltaïques, solaires thermodynamiques, géothermiques, houlomotrices, hydrocinétique, hydroélectriques ou les énergies issues de la biomasse et du traitement des déchets ménagers de l’agriculture ou du traitement des eaux. Pour atteindre cet objectif, les principaux contributeurs sont l’éolien et l’hydraulique et dans une moindre mesure le photovoltaïque, le biogaz et la biomasse.

L’essentiel de cette rémunération était constituée : – par la rémunération de la puissance garantie sous réserve de vérification des performances effectives associées à un dispositif de malus ; – par la rémunération des kilowattheures produits couvrant simplement les prix des consommables carburant, huile...

Pour la France, la directive européenne fixait dans ses annexes à 21 % en 2010, l’objectif de production d’électricité à partir d’EnR.

Ces contrats dispatchables en obligation d’achat d’une durée de 12 ans sont aujourd’hui arrivés à échéance et n’ont pas été reconduits sous cette forme.

La programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de l’arrêté du 7 juillet 2006 a ensuite fixé en France par type de moyen de production les objectifs à atteindre (tableau 1). Cette nouvelle PPI a pris en compte dans ses objectifs les tendances enregistrées les années précédentes et notamment les résultats inattendues du photovoltaïque.

1.3 Arrivée de la cogénération

La loi Grenelle 1 promulguée en 2009 prévoit d’accroître la production à partir d’EnR et d’atteindre 23 % de la consommation finale en 2020. Une nouvelle PPI publiée par l’arrêté du 15 décembre 2009 fournit les objectifs de développement de la production décentralisée aux horizons 2012 et 2020 (tableau 2).

En 1996, les pouvoirs publics ont décidé de favoriser le développement de la cogénération [D 3 360]. Les installations de cogénération sont des installations performantes en termes de rendement global du fait de l’utilisation effective de la chaleur produite et de l’injection sur le réseau de l’électricité produite. C’est le besoin de chaleur qui pilote l’installation, l’électricité étant un sous-produit du process. Ces installations utilisant le gaz comme combustible primaire sont implantées sur des sites ayant besoin de chaleur : chaufferie urbaine, papeterie, industries chimiques... Selon le niveau de température requis pour l’utilisation de la chaleur, sont utilisés des moteurs alternatifs ou des turbines le cas échéant avec chaudières de post combustion.

Par rapport à la version 2006, cette PPI pour la France continentale : – affiche des objectifs plus élevés en termes d’énergie photovoltaïque, lesquels, en fait, intègrent l’emballement constaté ; – propose, sans afficher d’objectifs quantifiés, de développer la cogénération à partir d’énergies renouvelables notamment la biomasse.

Leur rémunération selon un contrat d’achat d’une durée de 12 ans offre une visibilité aux industriels intéressés. La rémunération comporte deux termes : – d’une part, une rémunération de la puissance garantie avec un dispositif de bonus-malus selon la disponibilité effectivement constatée ; – d’autre part, une rémunération des kilowattheures produits indexée sur le prix de gaz et plafonnée.

Pour les zones non interconnectées cette PPI (tableau 3) : – affiche des objectifs de moyens de production à puissance garantie afin d’assurer la sûreté d’approvisionnement de ces petits systèmes électriques insulaires ; – affiche un objectif 2020 par rapport à la consommation finale d’énergie de pénétration des énergies renouvelables accompagnée de stockage de 30 % à Mayotte et 50 % au minimum dans les autres collectivités d’outre-mer ; – incite au développement des énergies renouvelables intermittentes, telles que l’éolien et le solaire photovoltaïque, jusqu’à la limite d’acceptabilité du réseau telle que fixée par l’arrêté du 23 avril 2008.

Cette visibilité sur l’avenir s’est traduite par 2 300 MW de cogénération raccordée au réseau de distribution avec une puissance moyenne par installation de 3,5 MW. Ces installations de cogénération qui fonctionnent quasi exclusivement de façon permanente du 1er novembre au 31 mars, période la plus chargée du réseau présentent un réel intérêt pour les gestionnaires de réseau compte tenu de leur fonctionnement garanti sauf incident.

1.5 Mise en place de tarifs d’obligation d’achat

Les modalités mises en place pour le développement de la cogénération ont introduit une rupture par rapport au principe de la tarification consistant à déduire le tarif d’achat du tarif de vente. Ainsi, le tarif d’achat cogénération donnait une visibilité sur 12 ans, avec une indexation du prix du kilowattheure sur les prix de l’énergie primaire garantissant ainsi la rentabilité de l’investissement, ce qui sans aucun doute explique le succès en termes de volume installé.

L’atteinte des objectifs de la PPI 2009 suppose que soient mises en place des dispositions incitatives. Il s’agit de favoriser le développement de filières de production d’électricité à partir d’EnR non compétitives à ce jour par rapport aux moyens conventionnels de production (nucléaire, thermique sous ses différentes formes) avec pour but la mise en place de filières industrielles permettant à terme une réduction des coûts d’investissement et d’exploitation.

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＷ

D 4 239 – 3

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＹ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Tableau 1 – Programmation pluriannuelle des investissements, arrêté du 7 juillet 2006 Objectif 2010 (MW)

Objectif 2015 (MW) (1)

Biogaz compris gaz de méthanisation, de décharge, de station d’épuration

100

250

Biomasse (sauf fraction renouvelable des déchets ménagers et assimilés)

1 000

2 000

200

300

13 500

17 000

éolien à terre

12 500

13 000

éolien en mer

1 000

4 000

Géothermie

90

200

Hydraulique (y compris marémotrice et houlomotrice, hors pompage)

500

2 000

Solaire photovoltaïque

160

500

Énergie primaire

Déchets ménagers et assimilés Éolien total dont :

(1) Les valeurs pour les objectifs 2015 comprennent celles retenues pour 2010.

Ｔ

Tableau 2 – Programmation pluriannuelle des investissements, arrêté du 15 décembre 2009 hors ZNI Objectif 2012 (MW)

Objectif 2020 (MW) (1)

Biogaz (3)

–

–

Biomasse

+ 520 (2)

+ 2 300 (2)

Énergie primaire

Déchets ménagers et assimilés

200

300

11 500

25 000

éolien à terre

10 500

19 000

éolien en mer

Éolien total dont :

1 000

6 000

Géothermie (1)

–

–

Hydraulique (y compris marémotrice et houlomotrice, hors pompage)

–

+ 3 000

1 100

5 400

Solaire photovoltaïque

(1) Géothermie : pas d’objectif affiché. (2) Biomasse : pas de précision sur l’origine de la biomasse les chiffres indiqués sont des objectifs de puissance supplémentaire à atteindre par rapport à la date de publication (le 10 janvier 2010). (3) Biogaz : pas d’objectif affiché.

Tableau 3 – Programmation pluriannuelle des investissements, arrêté du 15 décembre 2009 ZNI Besoins en mégawatts

Objectif 2012

Objectif 2020

Corse

175

295

Guadeloupe

194

234

–

72

125

250

Guyane Martinique Mayotte La Réunion Saint-Barthélemy

–

24

174

254

9

12

Saint-Martin

–

5

Saint-Pierre-et-Miquelon

0

20

D 4 239 – 4

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＹ _________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

1.6 Mécanisme de compensation des surcoûts de l’obligation d’achat

Les pouvoirs publics français ont choisi d’inciter le développement des EnR pour la production d’électricité via la mise en place de deux régimes : – un régime d’obligation d’achat à des tarifs d’achat différentiés par filière, rémunérant l’énergie produite sans contrainte de disponibilité ou de productible pour les EnR, avec le cas échéant la délivrance d’une autorisation d’exploiter ; – un régime d’appel d’offres appliqué lorsque les seuls tarifs d’achat ne permettent pas l’atteinte de l’objectif.

Les prix de l’énergie issue d’énergies renouvelables retenus dans le cadre de l’obligation d’achat et destinés à promouvoir des filières d’énergie renouvelable et à leur faire atteindre une maturité industrielle sont supérieurs au prix de l’énergie fournie par les moyens de production conventionnels. Or l’acheteur de ces énergies issues d’énergies renouvelables exerce son activité dans le domaine concurrentiel. Aussi afin de ne pas le pénaliser, l’acheteur reçoit une compensation de la différence entre les coûts d’achat résultant de l’application des tarifs d’obligation d’achat et les coûts du marché.

Des mesures complémentaires telles que la mise en place de crédits d’impôt peuvent compléter le dispositif (cas des installations photovoltaïques résidentielles). Les tarifs d’obligation d’achat concernent les installations de production d’électricité à partir d’EnR de puissance inférieure à 12 MW utilisant :

Le montant de cette compensation est évalué par la commission de régulation des énergies puis est intégré dans la (Contribution au service public de l’électricité) (CSPE).

– l’énergie hydraulique (hors pompage) des lacs, cours d’eau et mers : houlomotrice, hydrocinétique (hydrolienne, usine marémotrice...) ;

En 2011 les surcoûts de l’obligation d’achat métropole représentaient 61 % du montant de la CSPE, le reste étant constitué pour l’essentiel de 37 % de la compensation des coûts entre tarifs de production et de vente (i.e. péréquation tarifaire) plus obligation d’achat dans les zones non interconnectées et de 1,9 % pour les dispositions sociales des tarifs de première nécessité.

– l’énergie mécanique du vent, implantées dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental et hors du périmètre d’une zone de développement de l’éolien ; – l’énergie radiative thermodynamique ;

du

Soleil

photovoltaïque

et

solaire

Dans la prévision 2013 les surcoûts de l’obligation d’achat en métropole représentent 69 % du montant de la CSPE, le reste étant constitué pour l’essentiel de 69 % dû à la péréquation tarifaire plus obligation d’achat dans les zones non interconnectées et de 2,8 % pour les dispositions sociales.

– l’énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines (géothermie) ; – l’énergie dégagée par la combustion ou l’explosion de matières non fossiles d’origine animale ou par la combustion ou l’explosion de gaz résultant de la décomposition ou de la fermentation de déchets issus de l’agriculture ou du traitement des eaux.

À partir de l’estimation des charges de la CSPE, la commission de régulation de l’énergie propose le niveau de contribution unitaire en euros par megawattheure permettant de couvrir ces charges. Le montant de la contribution appliquée sur les factures est fixé par voie règlementaire. Le fond CSPE alimenté par la redevance prélevée sur toutes les factures de consommation d’électricité est géré par la caisse des Dépôts et consignation.

Les tarifs d’obligation d’achat concernent aussi les installations de production d’électricité : – à partir de l’énergie mécanique du vent, sans limite de puissance dans le périmètre de zone de développement éolien ;

Comme le montre le graphique de la figure 1, la contribution appliquée augmente rapidement, tout en restant inférieure au niveau proposé par la CRE qui permettrait de couvrir les charges de la CSPE (figure 2). L’article L 121-13 du Code de l’Énergie introduit fin 2010 limite à 3 €/MWh la hausse annuelle de la contribution.

– de puissance inférieure à 12 MW présentant une efficacité énergétique particulière, soit du fait de l’utilisation de certains combustibles, soit du fait de leurs caractéristiques intrinsèques, notamment dans le cas de cogénération d’électricité et de chaleur valorisée ; – utilisant l’énergie de la combustion des déchets ménagers ou de leur méthanisation. Pour chaque filière de production un arrêté ministériel fixe les modalités, le tarif applicable et la durée du contrat. Le principe retenu consiste, à partir de la connaissance des coûts d’investissement et d’exploitation, à définir les modalités, les tarifs, et la durée du contrat de façon à assurer le retour sur investissement de l’installation : 12 ans pour la plupart des contrats, 15 ans pour l’éolien terrestre, 20 ans pour l’éolien off-shore et le photovoltaïque.

Contribution CSPE €/MWh 20 18,8

18 16

À l’échéance du contrat d’achat, cet arrêté n’est pas renouvelé, sauf dispositions particulières en cas de rénovation des installations. Le producteur doit alors rechercher un acheteur à des coûts négociés pour continuer son activité :

13,7

14

13,5

12,9

12

10,5

10

– pour chaque installation, le tarif de référence est fixé en fonction de la date de demande complète de contrat d’achat ;

8

– une fois ce tarif de référence fixé pour une installation et pour la durée du contrat, une formule de révision de prix permet de prendre en compte les différents facteurs agissant sur le coût d’exploitation ;

5,8 6 4 2

– aux tarifs de référence est parfois associé un dispositif d’évolution à la baisse de façon à prendre en compte la maturité industrielle de la filière ;

4,5 4,5 3

3,3 4,5 4,5

3

3,3

9

4,26

4,5 4,5

6,5

3,4

1,5

1,5

1,5

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

– pour la filière photovoltaïque de puissance inférieure à 100 KWc, une régulation trimestrielle du tarif d’achat à la baisse en fonction du volume de demandes qualifiées le trimestre précédent a été introduite.

proposition CRE

appliquée

Figure 1 – Évolution des niveaux de la CSPE proposée et appliquée

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＶＹ

D 4 239 – 5

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＳＹ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Évolution des charges de service public de l’électricité au titre d’une année

M€

6 000

5 000

Charges de service public prévisionnelles au titre de 2013 (total 5,1 Md€)

Dispositions sociales Autres contrats d’achat (MC) 4 000

EnR (ZNI) Autres EnR (MC)

2,8 %

27,9 %

10,3 % 0,1 % 10,9 %

Photovoltaïque (MC)

3 000

Éolien(MC) Cogénération (MC)

2 000

Péréquation tarifaire dans les ZNI hors Enr Enr : énergies renouvelables MC : métropole continentale ZNI : zones non interconnectées

1 000

0

4,4 % 6,4 %

2003

2004

2005

2006

37,1 %

2007

2008

2009

2010

2011

2012 2013 Prévision

– 1 000

Figure 2 – Répartition par origine des charges de service public et évolution (origine CRE)

Ｔ

1.7 Conditions du développement des énergies renouvelables 1.7.1 Capacités d’accueil des réseaux électriques et règles de facturation Le dimensionnement d’un réseau électrique s’effectue à partir de la connaissance des charges des consommateurs et de la puissance des installations de production qui y sont raccordées en prenant en compte les différents facteurs d’influence : calendrier, température... ainsi que des hypothèses de défaillance d’ouvrage fixées par les gestionnaire de réseau, afin d’assurer la sûreté de desserte des utilisateurs. À partir de ces études de dimensionnement, le réseau est réalisé en retenant pour chacun des différents composants le palier technique adéquat parmi ceux retenus par le gestionnaire de réseau. L’existence de ces paliers techniques conduit à ce qu’un réseau soit quasiment toujours surdimensionné par rapport au strict besoin. À titre d’exemple, pour les réseaux de distribution, les sections de câble souterrain HTA retenues sont le 95 mm2, le 150 mm2, le 240 mm2 aluminium. À la suite d’une étude montrant qu’une section théorique de 180 mm2 serait nécessaire, le gestionnaire de réseau posera du 24 mm2 permettant ainsi une capacité d’accueil complémentaire en transit. Le raccordement d’installations de production au réseau de distribution donne lieu à une étude de la part du gestionnaire de réseau de distribution ainsi qu’à une vérification de la capacité d’accueil du réseau de transport.

Figure 3 – Carte des puissances de raccordement nulles au réseau de transport

Afin de caractériser cette capacité d’accueil, des publications sont effectuées sur les sites Internet des gestionnaires de réseau :

La carte de la figure 3 représente les postes pour lesquels le potentiel de raccordement à fin 2011 est nul empêchant tout nouveau raccordement d’ouvrage de production sauf à réaliser des adaptations du réseau de transport.

– pour le gestionnaire de réseau de distribution, la capacité d’accueil est uniquement publiée par poste source. Celle-ci caractérise la puissance de production supplémentaire acceptable par la transformation du poste source hors situation d’indisponibilité d’ouvrage. L’étendue et la ramification du réseau de distribution sont telles que la publication de capacité d’accueil en tout point du réseau de distribution n’a pas été retenue ; – pour le gestionnaire de réseau de transport, le potentiel de raccordement par poste qui caractérise la puissance supplémentaire maximale de production acceptable par le réseau, étant entendu que des effacements de production pourront s’avérer nécessaires dans certaines circonstances.

D 4 239 – 6

1.7.2 Règles du financement du raccordement des installations de production ■ Séparation des activités de fourniture et de gestion du réseau La directive sur l’ouverture du marché a eu pour effet de séparer d’un côté les activités de fourniture (domaine concurrentiel) et de l’autre les activités techniques de gestion des réseaux (domaine

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＷＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution Conditions d’intégration

par

Jean-Luc FRAISSE

Ｔ

Consultant externe, Ancien chef de service raccordement à la direction technique d’ERDF, La Défense et

Laurent KARSENTI Chef de service raccordement grands producteurs à la direction technique d’ERDF, La Défense Avec la collaboration de Jean-Paul HORSON, ex-consultant senior à ERDF, La Défense, France

1. 1.1 1.2 1.3

Impact sur la sûreté du système....................................................... Qu’est-ce qu’un système électrique ? ..................................................... Comment fonctionne un système électrique ?....................................... Tenue aux régimes perturbés..................................................................

2.

Incidence sur le réseau HTB de la production raccordée au RPD...................................................................................................... Échanges d’information entre GRT/GRD et producteur ........................ Dispositions relatives au raccordement..................................................

2.1 2.2 3. 3.1 3.2 3.3 4.

Contrôle de performance des installations ................................... Installations raccordées en basse tension (puissance inférieure ou égale à 250 kVA) .................................................................................. Installations raccordées en HTA .............................................................. Mise en œuvre des contrôles...................................................................

4.1 4.2 4.3 4.4

Quelles solutions pour favoriser le développement des énergies intermittentes ............................................................... Fonctionnement et sûreté du système électrique.................................. Amélioration de la prévision.................................................................... Une nouvelle approche de la gestion des réseaux : les smart grids.... Fonctionnement du réseau ......................................................................

5.

Conclusion ..............................................................................................

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｮｯｶ･ｭ｢ｲ･＠ＲＰＱＴ

Pour en savoir plus .........................................................................................

D 4 241v2 - 2 — 2 — 3 — 21 — — —

25 25 25

—

28

— — —

28 28 28

— — — — —

29 29 31 31 32

—

33

Doc. D 4 241v2

e terme « production décentralisée » qualifie toute production électrique de faible puissance raccordée au réseau public de transport (RPT) en HTB1 (quelques dizaines de megawatts) ou de distribution en HTA (de 250 kW à 12 MW) ou en BT (de quelques kilowatts à 250 kW). Ce traité se limite à la production décentralisée raccordée au réseau public de distribution (RPD) (ce réseau est défini en [D 4 200]).

L

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＱ

D 4 241v2 – 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Ｔ

Le développement de la production décentralisée doit être examiné sous deux aspects principaux : d’une part les conséquences sur le réseau auquel est directement raccordée l’installation, d’autre part les conséquences sur le fonctionnement et la sûreté de l’ensemble du système électrique. Ce dernier aspect conduit à traiter de façon différente le système électrique continental européen caractérisé par un grand réseau électrique interconnecté et les petits systèmes électriques ilotés des réseaux insulaires dénommés ZNI (zone non interconnectée). Pour des raisons éditoriales, le thème du « raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution » a été partagé en trois articles qui s’articulent logiquement comme suit : – la première partie [D 4 239] traite des aspects règlementaires et organisationnels du développement de la production décentralisée ; – la deuxième partie [D 4 241] traite des conditions d’intégration de la production décentralisée dans le système électrique ; – la troisième partie [D 4 242] traite exclusivement des aspects techniques du raccordement sur les réseaux HTA. Dans le présent article sont exposés les grands principes à mettre en œuvre pour assurer le bon fonctionnement et la sûreté d’un système électrique ainsi que les dispositions à prendre pour y intégrer la production décentralisée : – la section 1 expose les principes généraux de gestion d’un système électrique et des réseaux auxquels sont raccordées les installations de production ainsi que les dispositions permettant de faire en sorte que ces installations deviennent partie intégrante du système électrique ; – la section 2 présente les interactions entre production décentralisée et réseau de transport et les échanges d’informations à mettre en œuvre entre les GRD et le GRT ; – la section 3 présente les contrôles à mettre en œuvre afin de s’assurer que les installations à leur mise en service et dans leur durée de vie disposent des performances permettant de les intégrer dans le système électrique ; – la section 4 présente les solutions en cours de développement ou à venir qui permettront d’intégrer un plus grand volume de production décentralisé tout en maintenant la sûreté du système électrique.

1. Impact sur la sûreté du système

anglais Union for the Coordination of Transmission of Electricity depuis renommée en ENTSOE (European Network of Transmission System Operators for Electricity) en 2009 lors de l’intégration de nouveaux pays. Des zones synchrones différentes peuvent être interconnectées par des liaisons à courant continu qui permettent de dissocier partiellement les réseaux qu’elles relient. C’est par exemple, le cas entre la zone UCTE et la zone UKTSOA (Royaume-Uni) et la zone NORDEL (pays d’Europe du nord).

1.1 Qu’est-ce qu’un système électrique ? Le système électrique est constitué de l’ensemble des réseaux et installations de production interconnectés par des lignes électriques à courant alternatif ou à courant continu. L’interconnexion entre les différents réseaux européens s’est imposée car elle crée les conditions d’une solidarité permanente entre les partenaires ; elle offre de nombreux avantages, dont une capacité d’échanges plus importante entre réseaux favorisant la réalisation d’un marché unique de l’électricité en Europe, ainsi que les possibilités de secours mutuel lors d’une défaillance d’un équipement de transport ou de production. L’interconnexion du système électrique français à la zone ENTSOE le rend plus robuste grâce à la capacité d’échange et donc à l’entraide en cas d’incident. C’est ainsi qu’ont été créés en Europe différents systèmes électriques correspondant à des zones synchrones : réseaux interconnectés par des liaisons à courant alternatif représentées à la figure 1.

Toutefois, vis-à-vis de la sûreté, il faut tenir compte du fait que le fort maillage a pour conséquence : – qu’une perturbation importante, quelle que soit sa localisation, risque de se propager à l’ensemble du système : (l’incident du 4 novembre 2006 dont l’origine se situait en Allemagne du nord et qui a entraîné le délestage de 15 millions de clients de la zone jusqu’en France, Espagne, Italie... suite à la baisse de fréquence) ; – que les perturbations de l’onde électrique résultant des courtscircuits se propagent sur l’ensemble du réseau interconnecté à des vitesses proches de la lumière alors que les automates ou protections travaillent dans des domaines allant de la dizaine de millisecondes à quelques secondes, et certaines régulations pilotent des processus ayant des constantes de temps de plusieurs minutes voire de plusieurs heures. L’équilibre du système repose donc sur une parfaite coordination de l’ensemble des dispositifs de régulation et de protection.

Dans le cas de la France métropolitaine, elle fait partie de la zone UCTE, Union pour la coordination du transport de l’électricité, en

Assurer la sûreté d’un système électrique étendu comportant plusieurs gestionnaires de réseau ayant chacun une compétence

D 4 241v2 − 2

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ _________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

– satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés.

L’interconnexion du système électrique français avec les pays d’Europe de l’Ouest

Garantir la sûreté de fonctionnement suppose la maîtrise de l’évolution et des réactions du système électrique face aux différents aléas dont il est l’objet (court-circuit, évolution imprévue de la consommation ou de la production, indisponibilités fortuites d’ouvrages de production ou de transport...), en réduisant autant que possible le risque d’incidents pouvant conduire à une coupure généralisée de l’alimentation électrique.

Associations UCTE

DK : membre associé de l’UCTE

NORDEL

S

FIN

N

Un équilibre entre coûts et niveau de sûreté est à rechercher dans la mesure où ces coûts sont une des composantes du tarif de vente de l’énergie au client final.

UKTSOA ES

ATSOI

DK

UE

IRL

LI

GB

NL B

CZ CH

SK

A I

P

– à tout instant, il y ait égalité entre production et consommation : P = C. L’électricité ne se stockant pas, le gestionnaire de réseau est tenu, pour satisfaire cet équilibre, de prévoir à l’avance la consommation et les disponibilités des moyens de production et du réseau tout en ayant suffisamment de réserve pour faire face à des aléas pouvant survenir sur le réseau ou les installations de production ;

PL D

L F

Pour assurer cette sûreté de fonctionnement, le gestionnaire du système électrique fait en sorte que :

LE

E

H

SLO

RO

BIH SCG

– la puissance transitée sur les ouvrages du réseau ne dépasse pas leur capacité (lignes et transformateurs), en situation normale d’exploitation et en cas d’indisponibilité programmée par exemple pour maintenance, ou à la suite d’incident ayant entraîné la perte d’un ouvrage. Cette nécessité a conduit à mettre en place la règle du N – 1, c’est-à-dire concevoir et exploiter le réseau de façon à continuer à assurer la mission du réseau en cas de perte d’un ouvrage ;

BG

FYROM

AL

GR MA DZ

TN

UCTE / ETSO

– les situations perturbées résultant d’un incident : surintensité, variation de la fréquence, creux de tension n’affectent pas les ouvrages sains du réseau ou installations de production. Cette condition suppose la mise en place de plans de protection sélectifs et l’imposition de dispositions de tenue des installations aux régimes perturbés ;

L’interconnexion = • un système plus robuste, • une capacité d’échanges plus grande entre réseaux, • une assistance mutuelle entre partenaires.

– la qualité de l’électricité est assurée : maintien de la tension, de la fréquence dans des plages admissibles celles-ci sont généralement définies de façon réglementaire ou normative et contractualisée.

Figure 1 – Carte des associations de gestionnaires de réseaux de transport en Europe

territoriale suppose la mise en place de règles communes de fonctionnement s’imposant aux différents gestionnaires de réseau. Les différents pays membres au sein de ENTSOE établissent ces règles visant en premier lieu le développement de la coordination technique entre les opérateurs de transport d’électricité dans le but de favoriser une exploitation sûre des réseaux européens interconnectés, principalement par l’adoption de règles communes concernant la conduite en temps réel des systèmes électriques, les règles et dispositifs de protection, etc.

1.2.1 Gestion de l’équilibre production = consommation Le gestionnaire du système électrique doit satisfaire les besoins d’électricité des consommateurs tout au long de la journée. Or, ces besoins évoluent en permanence (figure 2). Dans les systèmes insulaires, l’écart entre les besoins de puissance varie du simple au double entre d’une part le milieu de la nuit et d’autre part le jour et le soir.

Dans le cas de la France non métropolitaine, La Réunion, la Guadeloupe, la Martinique, La Guyane, Saint-Pierre et Miquelon, Saint-Martin, Saint-Barthélemy constituent chacun un système électrique car non interconnecté. La Corse est un cas particulier car connectée d’une part à l’Italie par une liaison à courant continu et récemment à la Sardaigne par une liaison à courant alternatif.

Dans le cas d’un système électrique comportant plusieurs gestionnaires de réseau tel l’ENSTOE, chaque gestionnaire de réseau doit assurer son équilibre P = C au niveau de sa zone en faisant appel le cas échéant à des importation ou exportation depuis et vers les autres zones dans le cadre d’accords entre gestionnaires. L’équilibre P = C doit être assuré de façon quasi instantané au niveau du système électrique quels que soient les aléas pouvant survenir :

1.2 Comment fonctionne un système électrique ?

– les fluctuations horaires et saisonnières de la consommation ; – les indisponibilités fortuites ou programmées des installations de production ;

Trois objectifs majeurs gouvernent l’exploitation d’un système électrique :

– les indisponibilités fortuites ou programmées du réseau (lignes, jeu de barres, transformateurs) ;

– garantir la sûreté de fonctionnement ; – favoriser la performance économique et dans le cas d’un marché ouvert favoriser l’ouverture du marché électrique ;

– les fluctuations des installations de production à énergie intermittente (éolien, photovoltaïque...).

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＳ

D 4 241v2 – 3

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Consommation France 8 janvier 2012 (MW)

Consommation France 5 août 2012 (MW)

105 000

50 000 45 000

100 000

40 000 35 000

95 000

30 000 25 000

90 000

20 000 85 000

15 000 10 000

80 000

5 000 0 00:30 01:30 02:30 03:30 04:30 05:30 06:30 07:30 08:30 09:30 10:30 11:30 12:30 13:30 14:30 15:30 16:30 17:30 18:30 19:30 20:30 21:30 22:30 23:30

00:30 01:30 02:30 03:30 04:30 05:30 06:30 07:30 08:30 09:30 10:30 11:30 12:30 13:30 14:30 15:30 16:30 17:30 18:30 19:30 20:30 21:30 22:30 23:30

75 000

Figure 2 – Courbes de consommation 2012 France continentale à la pointe et au creux de charge

Ｔ

df / dr 0

L’équation des masses tournantes : Cm – Cr = J · dΩ dt

Consommation

avec :

Cm : couple moteur en newtons-mètres (N . m) Production Consommation Cr : couple résistant en newtons-mètres (N . m) J : moment d’inertie de l’ensemble des masses tournantes (kg . m2)

Ω : vitesse de rotation en radians par seconde (rad/s) dΩ df dt

dt

R

Production

É

S

E

A

U

: dérivée de la vitesse angulaire par rapport au temps, -

Figure 3 – Équilibre production = consommation et fréquence du réseau

1.2.1.1 Gestion prévisionnelle de l’équilibre production = consommation

concernant, faute de quoi elles seraient à considérer comme un aléa supplémentaire. Dans les ZNI, le taux de pénétration de la production à caractère intermittent a atteint un niveau critique ayant conduit à la mise en place de dispositif de limitation de leur puissance.

La prévision de la consommation infrajournalière et à J + 1 est pratiquée par les gestionnaires de réseau de transport depuis très longtemps et les modèles de prévisions enrichis du retour d’expérience sont considérés comme satisfaisants. Ces modèles évoluent en permanence pour tenir compte de différents facteurs : offres nouvelles des fournisseurs, évolution du tissu industriel, des habitudes de consommation... Il est nécessaire d’établir un plan global de production capable de couvrir la prévision de consommation et les échanges, avec une marge suffisante pour faire face aux différents aléas qui peuvent affecter l’équilibre offre/demande : perte de groupes de production, écart entre prévision de consommation et réalisation...

La prévision de ces installations fait l’objet du paragraphe 1.2.5. 1.2.1.2 Gestion temps réel de l’équilibre production = consommation La stabilité de la fréquence, sur un réseau électrique, traduit l’équilibre entre la production et la consommation (tableau 1). En France continentale, la plage admissible est de 50 Hz +/– 0,5 Hz. L’équilibre production se traduit au niveau des groupes tournants des centrales par un équilibre entre couple moteur et couple résistant (figure 3) :

Cela est obtenu en constituant des réserves de puissance mobilisables soit par le biais d’automatismes (réserves primaire et secondaire) soit par l’action des opérateurs (réserve tertiaire). Ce plan de production est établi à partir des données fournies par les producteurs : disponibilité des ouvrages, programme de marche, disponibilité des services système. Le développement de la production décentralisée à partir d’installations à caractère intermittent (éolien et photovoltaïque) introduit une nouvelle dimension dans l’établissement du plan de production avec la difficulté due au fait que ces installations sont nombreuses, réparties sur le territoire, de petite puissance donc raccordées essentiellement sur des réseaux de distribution. Plus le taux de pénétration de la production décentralisée augmente, plus il convient de disposer d’un modèle de prévision fiable les

D 4 241v2 – 4

– si la demande (la consommation) excède l’offre (la production), le couple résistant est plus élevé que le couple moteur, la vitesse de rotation des machines, donc la fréquence, diminue, le gradient de chute de fréquence dépend du niveau de déséquilibre et de l’inertie des masses tournantes ; – a contrario, si c’est l’offre qui est supérieure à la demande, le système voit les groupes accélérer et la fréquence augmenter.

§ Comportement dynamique Lors d’un incident entraînant un déséquilibre entre production et consommation, (en général la perte d’ouvrages de production), plusieurs phases se succèdent (figure 4) :

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ _________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

Tableau 1 – Système européen et ZNI – fréquence et déséquilibre de puissance 5 puissance/fréquence Île de La Réunion

Jour

environ 60 MW/Hz

Nuit

environ 10 MW/Hz

Système européen

Perte de l’installation de production la plus importante 52,5 MW

à minima 35 000 MW/Hz

1 500 MW

Temps 50 Hz

Fréquence Charge dépendant de la fréquence Énergie cin i étique des masses a tournantes a Puissance

Ｔ Réserve tertiaire

Réserve secondaire Réserve primaire

Temps 0 Quelques secondes

Quelques minutes

Quelques heures

Figure 4 – Évolution de la fréquence dans le temps suite à perte d’ouvrage de production

– TAC 5000 de 22 MW : 13,8 s ; – TAC aérodérivative de 20 MW : 2 s.

– durant les premières secondes, le gradient de la chute de la fréquence dépend uniquement de la valeur du déséquilibre production-consommation et de l’inertie de l’ensemble des masses tournantes des installations de production en service ; – après un temps de réponse de plusieurs secondes, le réglage primaire des groupes de production intervient pour compenser le déséquilibre en augmentant la consigne de production des groupes en réglage.

Disposer d’inertie sur les ouvrages de production est important car cela permet, dans l’attente de la réponse du réglage primaire, de limiter la chute de fréquence évitant ainsi d’atteindre les seuils de délestage fréquencemétrique de la clientèle ou plus grave encore des niveaux de fréquence entraînant le découplage des installations de production suivi d’un blackout.

Le gradient de chute de fréquence peut varier de façon importante selon les caractéristiques du système électrique et la puissance de l’installation de production considérée comme défaillante : – 6 mHz/s pour la perte d’une tranche de 1 300 MW sur le réseau européen ; – 3 Hz/s sur la zone ouest du réseau européen lors de l’incident du 19 décembre 1978 (§ 1.3.1) ; – 2,8 Hz/s pour la perte de la station de conversion de Lucciana (50 MW) en Corse (réseau à faible charge avant l’interconnexion avec la Sardaigne). L’inertie d’une installation de production peut être représentée par son temps de lancer ; c’est temps en seconde que met la machine à l’arrêt pour atteindre sa vitesse nominale sous le couple nominal. Le temps de lancer est dépendant des caractéristiques constructives de l’installation de production : – Turbine vapeur de 600 MW: 13,7 s ; – Turbine vapeur de 1 300 MW: 13,5 s ; – Diesel semi-rapide de 11 MW: 3 s ; – Diesel semi-rapide de 21 MW: 5,2 s ; – Diesel lent de 45 MW : 11 s ;

Le développement d’installations de production ne présentant pas de masses tournantes tel que le photovoltaïque peut poser un réel problème selon son taux de pénétration. À même volume de parc de production, plus le taux de pénétration du photovoltaïque augmente, plus l’inertie du système diminue donc plus le gradient de chute fréquence est élevé pour une hypothèse donnée de déséquilibre production-consommation. Des études de simulation du comportement dynamique de l’ensemble du réseau doivent être effectuées afin de s’assurer du comportement du réseau en cas de perte du plus important des ouvrages de production. Ces études prennent en compte les caractéristiques du parc de production, du plan de délestage fréquencemétrique, du réglage primaire puissance fréquence et des charges. L’adaptation en temps réel de la production à la consommation s’effectue par le biais de l’observation de la dérive de la fréquence par rapport à sa valeur de référence 50 Hz. Le maintien de la fréquence nécessite de recourir à des services système mis à disposition par les producteurs. Ces services système décrits ci-après interviennent avec des échéances de temps de réponse de quelques secondes à plusieurs heures.

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＵ

D 4 241v2 – 5

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Machine d’entraînement

P P – P0 = –K · ∆f

Pmax Plim

K : énergie réglante MW/Hz Capacité du groupe à fournir ∆P (MW) suite à une variation de ∆f (Hz)

P P0

∆f f0

f

Réseau

Actionneur Régulateur

– +

ou

Mesure (vitesse ou fréquence)

Consigne de vitesse

Figure 5 – Mode d’action du réglage primaire de puissance

§ Le réglage primaire de fréquence

Ｔ

Le réglage primaire (figure 5) consiste à disposer sur l’installation de production d’une réserve de puissance garantie mobilisable instantanément (quelques secondes) dès que la fréquence descend en dessous de 50 Hz avec pour objectif d’assurer le rétablissement rapide de l’équilibre offre/demande. C’est un réglage local, assuré par le régulateur du groupe asservi qui agit directement sur les organes d’admission de l’énergie primaire (vapeur, eau, fuel, gaz...) avec un temps de réponse de l’ordre d’une dizaine de secondes. En fin d’action du réglage primaire, un écart de fréquence subsiste et les transits entre les pays sont modifiés puisque toutes les machines des différents pays réagissent à la variation de la fréquence commune, même si la perturbation s’est produite dans un pays voisin. Le niveau total de réserve primaire est déterminé au niveau du système électrique en fonction de l’aléa à couvrir puis réparti sur les différents groupes l’assurant : – dans le cas de l’UCTE cette réserve de 3 000 MW correspondant à la perte simultanée de deux des plus gros groupes existants est répartie aux différents gestionnaires de réseau. L’interconnexion permet à tous les partenaires de mutualiser les participations au réglage primaire de fréquence et à chacun de réduire le dimensionnement de sa réserve primaire ; – dans le cas des systèmes insulaires, compte tenu de l’absence d’interconnexion, le dimensionnement de la réserve primaire correspondant à la perte de la plus grosse installation de production peut s’avérer techniquement difficile et économiquement inacceptable. Auquel cas, il est admis que le délestage fréquencemétrique de la clientèle participe à la gestion de la stabilité du système.

Volume (MW) Réserve tertiaire

Inertie des masses tournantes

Réserve primaire

Quelques secondes

Quelques minutes

Quelques heures

Temps

Figure 6 – Temps de réponse attendu des services système de gestion de l’équilibre production = consommation

d’un nouvel aléa. Les actions correspondantes sont totalement sous le contrôle des opérateurs de conduite des dispatching (figure 6).

§ Les parades ultimes Dans les situations où les actions normales des différents automatismes et de conduite ne permettent plus de maîtriser la fréquence, des actions exceptionnelles de conduite ont engagées : – sur la production, passage à Pmax ; – sur les charges, délestage rapide de la clientèle. Si les lignes de défense précédentes sont insuffisantes en cas d’un incident important, la dernière ligne de défense est constituée par le délestage fréquencemétrique. Il s’agit d’un délestage opéré automatiquement sur les départs de distribution HTA des postes sources lors du franchissement d’un seuil de fréquence. La distribution des départs sur les différents seuils prend en compte la priorité des charges desservies, les départs non prioritaires sont affectés au seuil le plus élevé, les départs dont la priorité est la plus élevée sont hors délestage : – sur le réseau continental, quatre stades de délestage correspondant à quatre seuils de fréquences 49, 48,5, 48 et 47,5 Hz sont utilisés. Les départs HTA sont distribués sur chaque seuil de façon à représenter approximativement 20 % de la consommation totale ; – sur les réseaux insulaires, les seuils de fréquence sont fixés à des valeurs inférieures aux seuils des réseaux continentaux avec un plus grands nombre de stade correspondant à un découpage en fréquence plus fin. Ce choix permet de prendre en compte le gradient élevé de la chute de fréquence élevée en cas de perte d’ouvrage de production et, par un délestage fin, de rechercher un nouvel équilibre production consommation avant action du réglage primaire. Par exemple pour La Réunion, les seuils de délestage sont les suivants :

§ Le réglage secondaire puissance-fréquence Le réglage secondaire a pour but de ramener la fréquence à la valeur de référence (50 Hz). Cet objectif est atteint en modifiant la puissance de consigne des groupes asservis au réglage secondaire fréquence/puissance dans le pays à l’origine de la perturbation ayant entraînée l’action du réglage primaire : – pour le réseau français continental, cette action se fait soit de façon automatique à l’aide d’un signal calculé de manière centralisée au dispatching national pour le réseau français continental, soit par transmission d’une consigne dans les ZNI ; – pour les réseaux insulaires, la modification de la consigne s’effectue généralement de façon manuelle à l’initiative du dispatching. Après action du réglage secondaire (plusieurs minutes), la réserve primaire est reconstituée, les échanges transfrontaliers sont ramenés à leurs valeurs programmées, mais la réserve secondaire est amputée.

§ Le réglage tertiaire Le réglage tertiaire consiste à recaler, par activation d’offres d’ajustement, les programmes de production sur certains groupes afin de reconstituer la réserve secondaire, voire une partie de la réserve primaire lorsque celle-ci est entamée, pour se prémunir

D 4 241v2 – 6

Réserve secondaire

• clients non prioritaires stades 1, 2, 3 (48, 47,75 et 47,5 Hz), • clients prioritaires niveau 3 stade 4 (47,25 Hz),

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ _________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

Q+

Producteur

Consommateur

Injection d’actif Soutirage de réactif

Soutirage d’actif Soutirage de réactif

tan Φ < 0

tan Φ > 0

Φ

P−

P+

tan Φ > 0

tan Φ < 0

Injection d’actif Injection de réactif

Soutirage d’actif Injection de réactif

Q– Figure 7 – Convention de signe

Consommée soutirée

Q+ : énergie réactive

+

P – : énergie active

–

G

Q – : énergie réactive

Fournie injectée

Réseau

Ｔ

P + : énergie active

Figure 8 – Terminologie

À titre d’illustration, l’application de ces conventions conduit à ce qu’une machine asynchrone :

• clients prioritaires niveau 2 stades 5 et 6 (47, 46,5 Hz), • clients prioritaires niveau 1 stades 7 (hors délestage),

– fonctionnant en moteur consomme ou soutire de l’énergie active P+, consomme ou soutire de l’énergie réactive Q+, la tangente Φ est positive ;

• déconnexion des groupes de production à 46 Hz.

– fonctionnant en générateur fournit ou injecte de l’énergie active P–, consomme ou soutire de l’énergie réactive Q+, la tangente Φ est négative.

1.2.2 Réglage de la tension La tension fluctue car elle est d’abord affectée par des variations lentes et générales liées aux cycles d’évolution saisonnière, hebdomadaire et quotidienne de la consommation. Sans action préventive des gestionnaires de réseaux, elle serait plutôt basse aux heures de pointe et haute aux heures creuses. Elle subit aussi des variations rapides liées à de multiples aléas (fluctuations aléatoires des charges, changements de topologie du réseau, déclenchements d’ouvrages du réseau ou de groupes de production).

1.2.2.2 Tension et transit de réactif sont inséparables La tension en un point du réseau est fonction, d’une part, des forces électromotrices des générateurs qui y sont raccordés et, d’autre part, des chutes de tension dans les divers éléments du réseau (machines, transformateurs, lignes). On peut écrire de façon approchée que la chute de tension ∆U/U = ∆V/V (réseau symétrique et équilibré) sur une ligne caractérisée par sa résistance R et sa réactance X avec au dénominateur la tension nominale U en fonction des flux de puissance active et réactive, P et Q, le traversant (figure 9).

Il est donc nécessaire, pour que la tension soit maintenue en tout point des réseaux HTB, HTA, BT dans la plage souhaitée de disposer de moyens de réglage adaptés et parfaitement coordonnés entre eux. 1.2.2.1 Convention de signe et terminologie Dans la suite du texte, les conventions de signes adoptées sont illustrées par le diagramme de quatre quadrants en P, puissance active, et Q, puissance réactive, de la figure 7.

∆U/U =

R*P + X*Q U2

R V1

La terminologie (figure 8) utilisée pour désigner le sens de circulation des énergies actives et réactives se réfère au sens de transit à l’interface entre le réseau et l’installation.

X V2

Figure 9 – Schéma simplifié sous la forme de dipôle d’un élément de réseau

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＷ

D 4 241v2 – 7

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＱ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

1.2.2.3 Gestion de la tension sur le réseau HTB3

On démontre que si au lieu de maintenir la tension V1 constante, on parvient à maintenir la tension aux bornes de la charge V2 constante, la puissance maximale transmissible est deux fois plus importante. Le gestionnaire de réseau de transport va mettre en place un réglage de la tension de façon à « tenir » cette tension en certains points du réseau.

§ Tension et réactif sont indissociables Sur une ligne HTB3, X S 10 R ; c’est donc la circulation du réactif qui crée généralement les chutes de tension prépondérantes. Gérer la tension sur le réseau de transport consiste tout d’abord :

§ Participation de la production au réglage de la tension Sur le réseau continental interconnecté, la gestion de la tension sur le réseau HTB3 utilise la capacité constructive des alternateurs à pouvoir fournir ou absorber du réactif de façon simple en faisant varier le courant d’excitation dans la limite de leurs réserves en réactif déterminées par leur diagramme de fonctionnement. Ces réserves doivent être connues par le gestionnaire du réseau de transport et disponibles. Ces réserves sont sollicitées par l’intermédiaire du régulateur pilotant le courant d’excitation.

– en période de forte charge, à limiter le transit de puissance réactive consommée par les charges (essentiellement les moteurs) et certains éléments de réseau : transformateurs, lignes et câbles. À cette fin, il est indispensable de rechercher à effectuer la compensation du réactif au plus près de la consommation : • par la mise en place de condensateurs ou de compensateurs. Pour inciter à les mettre au plus près de la consommation, le moyen d’y parvenir consiste à recourir à une incitation tarifaire par exemple en facturant le réactif consommé au-delà d’un seuil (cas des consommateurs HTB, HTA et des GRD) ou en facturant la mise à disposition de la puissance apparente (cas des consommateurs BT),

Ｔ

Sur les réseaux insulaires pour lesquels le niveau de tension HTB3 n’existe pas, ces mêmes principes sont appliqués au réseau de transport généralement de tension HTB1.

§ Réglage primaire de tension

• en utilisant les capacités constructives des ouvrages de production pour fournir localement du réactif ;

Le réglage primaire consiste à asservir des grandeurs locales (le plus souvent la tension) à une valeur de consigne (figure 11).

– en période de faible charge, à limiter le transit de puissance réactive fournie par les câbles et lignes de transport à vide :

§ Réglage secondaire de tension Le Réglage secondaire de tension (RST) consiste à agir sur la consigne de tension du régulateur afin d’assurer des fonctions de réglage supplémentaires corrigeant la loi d’action du réglage primaire. Il s’agit de contrôler le plan de tension à l’intérieur d’une zone électrique, appelée « zone de réglage », en agissant de façon automatique et coordonnée sur la puissance réactive de certains groupes de production de la zone de façon à réguler la tension au point pilote de la zone. Ces groupes, asservis au RST, sont appelés « groupes réglants ».

• en installant des réactances au plus près de la fourniture de réactif, • en incitant les utilisateurs à mettre hors service les moyens de compensation du réactif, • en utilisant les capacités constructives des ouvrages de production pour consommer localement du réactif. La mise en œuvre de ces dispositions pour les utilisateurs de réseau est décrite dans les clauses d’accès au réseau des contrats des consommateurs et des contrats d’accès au réseau des producteurs (contrat de service système pour les gros producteurs).

Lorsque la structure du réseau ne permet pas d’identifier des zones de réglage indépendantes un dispositif complémentaire est mis en place : le réglage secondaire coordonné de tension (RSCT) permet de prendre en compte les interactions entre zones.

§ Puissance maximale transmissible sur une ligne Sur une ligne HTB3 pour laquelle X S 10 R , ce sont les transits de réactif qui créent les chutes de tension. À partir d’une source à tension constante V1 , si on fait évoluer la puissance d’une charge purement active à l’extrémité de cette ligne (tension V2), on constate qu’il existe une valeur maximale de puissance active Pmax transmissible à une charge à travers la ligne à la tension de consigne Uc (figure 10).

V2 (kV)

1.2.2.4 Gestion de la tension sur le réseau HTB2 HTB1 (réseau continental interconnecté) La tension sur les réseaux HTB2 (220 kV) est directement liée à celle du réseau HTB3 par des autotransformateurs 600 ou 400 MVA possédant trois prises de réglages manœuvrables à vide à distance (figure 12).

Alternateur Rch = ∞

Enroulements rotoriques

Point critique

Réseau

Uc Excitation

– Régulateur + Rch = 0

Pmax

P (MW)

Consigne de tension

Figure 10 – Puissance transmissible sur une ligne aérienne THT

D 4 241v2 – 8

Mesure de tension

Figure 11 – Principes du réglage primaire de tension

Copyright © –Techniques de l’Ingénieur –Tous droits réservés

ＷＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＲ

Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution Aspects techniques par

Jean-Luc FRAISSE Consultant senior à ERDF (Électricité Réseau Distribution France)

et

Jean-Paul HORSON

Ｔ

Ex-consultant senior à ERDF

1. 1.1 1.2

Incidence sur le réseau HTB de la production raccordée au RPD ........................................................................................................ Vérification de la capacité d’accueil du réseau public de transport........ Vérification du fonctionnement du réseau en situation de défaut..........

D 4 242 - 2 — 2 — 3

2.

Incidence sur le réseau HTA de la production raccordée au RPD ........................................................................................................ 2.1 Étude et tension de raccordement ............................................................. 2.2 Vérification des capacités de transit du réseau ........................................ 2.3 Respect des puissances de court-circuit admissibles sur le réseau........ 2.4 Plan de tension du réseau .......................................................................... 2.5 Plan de protection du réseau...................................................................... 2.6 Plan de sauvegarde ..................................................................................... 2.7 Fonctionnement de la télécommande à fréquence musicale (TCFM) .... 2.8 Études complémentaires (éolien en particulier) ....................................... 2.9 Fonctionnement en îloté ............................................................................. 2.10 Évolution des outils de conduite des réseaux « observabilité » ............. 2.11 Adaptation des comptages et des systèmes de communication............

— — — — — — — — — — — —

4 4 5 5 6 10 15 18 20 22 22 23

3. 1.1 1.1 1.1 1.1

Raccordements à des réseaux isolés non interconnectés ......... Performances et tenue en régime normal et perturbé............................. Protections de découplage ......................................................................... Gestion et conduite du réseau ................................................................... Services système.........................................................................................

— — — — —

25 25 25 25 26

4.

Incidence de la production BT raccordée sur le RPD ..................

—

26

Pour en savoir plus ..........................................................................................

Doc. D 4 241

e dossier fait suite au dossier [D 4 241] sur les aspects réglementaires et organisationnels du raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Seule, la question des études techniques du raccordement de la production décentralisée présente une pérennité relative dans le temps. Les autres aspects que sont : – l’ordonnancement des études en fonction de l’arrivée des demandes ; – le chiffrage des travaux et leur répartition entre le demandeur et le distributeur ; – les délais de réalisation des travaux ; – le contrat d’acheminement, etc ; font l’objet de textes publiés, conformément à la réglementation, sur les sites Internet des distributeurs (cf. Pour en savoir plus).

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｮｯｶ･ｭ｢ｲ･＠ＲＰＱＰ

C

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＷＹ

D

4 2 4 2 –1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＲ

RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

Glossaire (pour les sites Internet, le lecteur se reportera au « Pour en savoir plus »)

Ｔ

BT : terme simplificateur désignant la tension alternative efficace comprise entre 50 et 500 V pour la BTA au sens de la norme NF C18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l’international, cette tension est également qualifiée de Basse Tension (BT) CRE : Commission de Régulation de l’Énergie, dénomination légale de l’Autorité administrative indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz en France. Cet organisme a été mis en place et ses pouvoirs ont été définis par la loi 2000-108 du 10 février 2000 DEIE : Dispositif d’Échange d’Informations d’Exploitation DTR : Documentation Technique de Référence d’un GRD, parfois encore appelée « Référentiel Technique » EDF : Électricité de France ELD : Entreprises Locales de Distribution. Elles sont au nombre de 170 en France, sont en charge de la gestion des réseaux publics de distribution d’électricité non nationalisés en 1946, et représentent 5 % de la consommation française ERDF : Électricité Réseau Distribution France, filiale d’EDF depuis le 1er janvier 2008, en charge de la gestion de la majorité des réseaux publics de distribution d’électricité français GRD : Gestionnaire des Réseaux de Distribution d’électricité, dénomination légale du distributeur d’électricité, quand il s’agit des missions qui lui ont été attribuées par la loi 2000-108 du 10 février 2000 GRT : Gestionnaire des Réseaux de Transport d’électricité, dénomination légale du transporteur d’électricité, quand il s’agit des missions qui lui ont été confiées dans le cadre de la loi 2000-108 du 10 février 2000 HTA : tension alternative efficace comprise entre 1 000 V et 50 000 V au sens de la norme NF C18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l’international, cette tension est souvent qualifiée de Moyenne Tension (MT) HTB : tension alternative efficace supérieure à 50 000 V au sens de la norme NF C18-510, qui fait référence en France en matière de sécurité. À l’international, cette tension est souvent qualifiée de Haute Tension (HT) ou très Haute Tension (THT)

HTB1 : tension alternative efficace supérieure à 50 000 V et inférieure à 150 000 V ICE : Interface Clientèle EMERAUDE : système d’échange d’informations ou de services concernant le comptage d’énergie, la qualité de fourniture ou l’exploitation des installations, entre un gros utilisateur raccordé au réseau HTA et son distributeur PDL : Point De Livraison d’un utilisateur du réseau. Il se situe généralement en amont d’un appareil de séparation du réseau et d’un point de comptage. C’est le point frontière entre le réseau public et le réseau privé d’un utilisateur. C’est là que sont contractualisés les engagements réciproques du distributeur et de l’utilisateur, notamment en matière de qualité PDR : Point de raccordement PPI : Programmation Pluriannuelle des Investissements de production d’électricité RAG : Réseau d’Alimentation Général RPD : Réseaux Publics de Distribution d’électricité, dénomination légale des réseaux de distribution d’électricité français. En France, les réseaux de distribution sont depuis 1946, date de la nationalisation des réseaux électriques, la propriété des collectivités locales et sont concédés, soit à ERDF (Électricité Réseau Distribution France, filiale d’EDF), soit à des Entreprises Locales de Distribution (ELD). C’est le domaine des tensions HTA et de BT RPT : Réseau Public de Transport, dénomination légale du réseau de transport d’électricité français. En France, il est la propriété de l’état français et est exploité par RTE-France (Réseau de Transport d’Électricité – France, filiale d’EDF). C’est le domaine des tensions HTB RTE : filiale d’EDF en charge des Réseaux de Transport d’Électricité TURP : Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics TCFM : Télécommande à Fréquence Musicale ZDE : Zone de Développement Éolien

1. Incidence sur le réseau HTB de la production raccordée au RPD

1.1 Vérification de la capacité d’accueil du réseau public de transport Parallèlement aux études de raccordement en HTA, le gestionnaire du réseau de distribution doit s’assurer auprès du gestionnaire de réseau de transport que le raccordement d’installations de production en HTA est acceptable vis-à-vis du réseau HTB en régime permanent et en régime transitoire. Les études conduites par le gestionnaire du réseau public de transport concernent principalement la vérification du respect des transits dans le réseau de transport. Cette étude est réalisée en prenant en compte les hypothèses habituelles d’étude (situations de n – 1, respect des intensités admissibles en période d’hiver et d’été, hypothèses de production des installations existantes). La forte demande de raccordement d’éolien et sa concentration dans des zones à haut potentiel éolien peut conduire à ce que ces contraintes HTB soient les premières actives.

Le GRD est, vis-à-vis du GRT, un utilisateur. Les conditions de raccordement ou de modification des caractéristiques des installations des gestionnaires de réseau de distribution raccordées au réseau de transport font l’objet de prescriptions figurant au décret 2003-588 du 27 juin 2003 et de l’arrêté du 6 octobre 2006 (cf. § 2.3.1 de [D 4 241]). Ces textes prévoient des dispositions relatives : – au raccordement et à la conception des installations des GRD comportant de la production décentralisée ; – à la sûreté du système électrique en présence de production décentralisée raccordée au RPD (cf. § 4 de [D 4 241]) ; – aux échanges d’informations entre gestionaires de réseaux du RPD et du RPT en présence de production décentralisée raccordée au RPD (cf. § 4.3.2 de [D 4 241]).

D 4 242 – 2

Exemple : dans certains départements, le volume de demande de raccordement éolien atteint sept fois la puissance consommée à la pointe. Dans ces situations, des adaptations lourdes du réseau 63 kV ou 90 kV, voire même du réseau 225 kV sont nécessaires pour accepter les demandes de raccordement en HTA.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＸＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＲ

_________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

1.2 Vérification du fonctionnement du réseau en situation de défaut 1.2.1 Plan de protection, régime de neutre Le développement de la production décentralisée connectée en HTA a pour conséquence que les réseaux de distribution qui ne se comportaient pas comme des générateurs significatifs de puissance de court-circuit le deviennent dès lors que la production décentralisée qui y est raccordée n’est plus marginale. C’est alors le système de protection HTB qui peut s’avérer inadapté, en particulier si celui-ci a fait l’objet de simplifications justifiées par le comportement passif du réseau HTA conjugué à une structure HTB de poste source simplifiée et provisoire.

PVH

L’élimination des défauts apparaissant sur un élément de réseau HTB suppose la prise en compte des apports de courant de défaut par toutes les extrémités du tronçon amont en défaut, par exemple les 2 extrémités dans le cas d’une liaison entre 2 postes HTB du RPT.

Limite RTE/Distributeur PAH

■ Lors d’un défaut polyphasé survenant sur le RPT, ce défaut est alimenté à la fois par le réseau RPT amont, ainsi qu’au travers du poste source par les productions décentralisées raccordées sur le RPD. Le défaut est décelé par les protections du réseau de transport qui provoquent l’ouverture d’appareil(s) de coupure supprimant ainsi l’alimentation de ce défaut par le réseau amont. Selon la nature et la localisation du défaut HTB, le critère de tension basse de la protection de découplage peut provoquer la déconnexion de ces installations à la condition que son réglage soit instantané. Si cette condition n’est pas remplie, le défaut HTB reste alimenté par les productions décentralisées dans un petit système électrique îloté. Le déséquilibre de puissance active et réactive qui résulte de cette situation provoque, de façon quasi obligatoire, le franchissement des seuils de fréquence et/ou de tension des protections de découplage assurant ainsi la déconnexion de toutes les productions décentralisées.

Ｔ G

Producteur

Figure 1 – Positionnement des PVH et PAH dans un poste source, pour éliminer l’alimentation d’un défaut à la terre en HTB par un producteur HTA

■ Pour les défauts à la terre, le mode de mise à la terre du réseau HTB est déterminant pour les apports de courant de défaut des extrémités du tronçon. La participation des groupes connectés au réseau HTA à l’alimentation de défaut terre HTB dépend de l’impédance homopolaire du transformateur HTB/HTA elle-même liée au groupe de couplage et au mode de mise à la terre du neutre HTB :

L’élaboration de la tension homopolaire pour la protection voltmétrique homopolaire peut s’effectuer soit à partir des réducteurs de mesure ligne, soit à partir des réducteurs de mesure HTB de la cellule transformateur lorsque ceux-ci existent.

1.2.2 Automatismes

– si aucune mise à la terre n’est effectuée sur le neutre HTB du transformateur HTB/HTA, le défaut n’est pas alimenté par le producteur raccordé en HTA et est donc impossibe à déceler par le critère max U homopolaire de la protection de découplage installée en HTA. Après fonctionnement des protections amont (ligne) et création d’un réseau séparé, cette protection pourrait agir par critère min/max de fréquence avec un délai dépendant des déséquilibres actif et réactif entre production et consommation. Ce fonctionnement hasardeux est incompatible avec un délai d’élimination de défaut. Il a été retenu d’installer une protection voltmétrique homopolaire (PVH) HTB à temps constant (figure 1) ; – si une mise à la terre est effectuée sur le neutre HTB du transformateur HTB/HTA, le défaut est alimenté par le producteur raccordé en HTA. La sensibilité de détection du critère max U homopolaire de la protection de découplage installée en HTA vis-à-vis du défaut terre HTB ne peut être garantie dans tous les cas. La mise en place d’une protection ampèremétrique homopolaire (PAH) dans la connexion de mise à la terre HTB du transformateur HTB/HTA à action temporisée (3 à 5 s) sur le disjoncteur HTB du transformateur HTB/HT est le seul moyen d’élimination des apports de courant de défaut terre de la part de la HTA (cf. figure 1).

■ Réenclencheurs Les réenclencheurs sur le réseau de transport ou de distribution disposent d’une fonction de verrouillage de la fermeture du disjoncteur sur présence de tension aval (figure 2) afin d’empêcher la mise en liaison de deux réseaux qui présenteraient un écart de phase ou de fréquence. La présence de producteur sur le réseau aval prolonge le maintien sous tension du réseau aval et dégrade ainsi la qualité du réseau en augmentant la durée de l’interruption. En effet, après un défaut, le dispositif ne procède au renvoi de la tension sur la ligne qu’après vérification de l’absence de tension. Dans la pratique, le renvoi ne peut avoir lieu tant que la tension U > 0,2 Un sur l’ouvrage HTB1 en défaut. L’utilisation d’une protection supplémentaire de type PVH ou PAH, ne modifie en rien cette situation. Le temps de fonctionnement d’une telle protection étant généralement supérieur à la seconde, le réenclenchement rapide ne peut généralement pas avoir lieu. Le réenclenchement lent préserve toutefois son efficacité (mais avec une coupure brève (> 1 s) du poste source). Compte tenu de cette situation, il a été convenu que : – les postes sources HTB1 neufs accueillant dans un premier temps uniquement de la production HTA ne seront pas équipés d’un dispositif de réenclenchement rapide. Ce dispositif sera toutefois installé ultérieurement si de la clientèle distribution est alimentée par le poste ;

La mise en place de ces dispositifs de protection dans les postes sources comportant plus de 12 MW de production raccordée au RPD est prescrite dans l’article 8 de l’arrêté du 6 octobre 2006 ; les modalités pratiques de mises en œuvre sont rendues publiques par RTE dans la documentation technique de référence.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＸＱ

D 4 242 – 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＲ

RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

sont nécessaires à la définition du raccordement ainsi que, à la demande du gestionnaire, les éléments justificatifs de cette certification. Les éléments de base à fournir sont précisés dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau.

Tension HTB

L’attestation précitée porte a minima sur : – l’aptitude de l’installation de production à fonctionner dans les conditions normales de tension (c’est-à-dire pour une tension au point de livraison ne s’écartant pas de la tension contractuelle de plus ou de moins de 5 %) et de fréquence (c’est-à-dire pour une fréquence comprise entre 49,5 et 50,5 Hz) rencontrées sur le réseau public de distribution d’électricité et sans limitation de durée ; – l’aptitude de l’installation de production à rester en fonctionnement lorsque la fréquence ou la tension sur le réseau public de distribution d’électricité atteint des valeurs exceptionnelles et pendant des durées limitées ; – la conformité de l’installation de production avec les obligations réglementaires et les normes relatives à la compatibilité électromagnétique des équipements électriques et électroniques en vigueur.

Durée d'isolement Temps

a

sans producteur – Réenclenchement rapide HTB

Verrouillage des réenclencheurs HTB (présence tension)

Tension HTB

Durée de fonctionnement de la protection de découplage du producteur

Sur la base des renseignements visés au premier alinéa et conformément aux méthodes, aux hypothèses de sûreté, qui concernent notamment le schéma normal d’alimentation et la surcharge temporaire admissible suite à une indisponibilité d’éléments du réseau public de distribution d’électricité et aux caractéristiques de ce dernier, qui sont mentionnées dans sa documentation technique de référence, le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité effectue une étude des conditions techniques du raccordement ».

Durée d’isolement

Ｔ

Temps b

avec producteur – Réenclenchement rapide HTB

« Le raccordement de l’installation de production doit être compatible avec les prescriptions du présent arrêté, avec les autres obligations réglementaires auxquelles le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité est lui-même soumis et avec les autres engagements contractuels auxquels ce dernier a souscrit, notamment en matière de qualité de l’électricité. À cette fin, l’étude identifie les éventuelles contraintes que le raccordement de l’installation de production est susceptible de faire peser, notamment sur : – l’intensité maximale admissible dans les ouvrages du réseau public de distribution d’électricité ; – le pouvoir de coupure des disjoncteurs, la tenue thermique et la tenue aux efforts électrodynamiques des ouvrages du réseau public de distribution d’électricité, ainsi que, d’une façon générale, sur le fonctionnement des dispositifs de protection de ce réseau ; – le pouvoir de coupure des disjoncteurs, la tenue thermique et la tenue aux efforts électrodynamiques des ouvrages du poste de livraison de l’installation de production à raccorder ; – le pouvoir de coupure des disjoncteurs, la tenue thermique et la tenue aux efforts électrodynamiques des ouvrages des postes de livraison des autres utilisateurs du réseau public de distribution d’électricité déjà raccordés ; – le niveau de la tension au point de livraison de l’installation de production ; – le niveau de la tension aux points de livraison des autres utilisateurs du réseau public de distribution d’électricité déjà raccordés, y compris les postes HTA/BT ; – le fonctionnement du plan de protection du réseau public de distribution d’électricité ; – le fonctionnement de la transmission des signaux tarifaires.

Figure 2 – Effet de la fonction de verrouillage de la fermeture du disjoncteur en cas de présence d’un producteur

– les dispositifs de réenclenchement rapide déjà installés sur des postes sources existants alimentant de la clientèle distribution seront conservés après le raccordement de productions HTA sur ces postes ; – si les conditions locales le permettent, le réglage de la temporisation du réenclencheur rapide sera adapté afin d’améliorer le taux de réussite du réenclenchement rapide et minimiser la durée des coupures ; – les réenclencheurs triphasés lents peuvent être installés ou maintenus en présence de PVH ou PAH.

■ Automates de reprise de service Les automates de reprise de service ou de permutation utilisant également des fonctions de vérification d’absence de tension subissent également des perturbations.

2. Incidence sur le réseau HTA de la production raccordée au RPD 2.1 Étude et tension de raccordement

Sur la base de son étude, et suite à une concertation préalable, le gestionnaire du réseau public de distribution GRD d’électricité propose au producteur une solution de raccordement respectant les prescriptions du présent arrêté. Cette solution peut comporter des modalités techniques de raccordement et des adaptations techniques du réseau public de distribution d’électricité RPD et du réseau public de transport d’électricité RPT à effectuer préalablement à ce raccordement. Elle peut également être subordonnée à des adaptations techniques de l’installation de production à raccorder et à des conditions à respecter pour son exploitation. Dans tous les cas, cette solution précise au producteur dans la convention de raccordement les éléments qui lui sont nécessaires pour adapter l’installation de production, y compris ses divers dispositifs de protection. Le réglage de ces derniers est précisé dans la convention d’exploitation.

Lors des études de raccordement d’installation de production, les gestionnaires de réseau doivent examiner les différents aspects répertoriés dans les textes réglementaires cités ci-après. Les principes de conception du réseau de distribution (cf. [D 4 220]) conduisent à ce que les aspects plan de tension, plan de protection, tenue à la puissance de court-circuit, perturbation, etc. soient traités avec une attention toute particulière. L’article 3 de l’arrêté du 23 avril 2008, « Étude et tension de raccordement », précise le contenu de ces études. « Après en avoir attesté l’exactitude, le producteur communique au gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité les caractéristiques techniques de son installation de production qui

D 4 242 – 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＸＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＲ

_________________________________________________________ RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

Les documentations techniques de référence DTR des différents gestionnaires de réseau peuvent présenter quelques différences d’approche. Les méthodes d’études présentées ci-après sont celles du distributeur ERDF généralement adoptées par les autres gestionnaires de réseaux de distribution. La documentation technique de référence du distributeur ERDF est accessible sur son site Internet.

Les installations de production ont en effet comme propriété d’augmenter localement la puissance de court-circuit. Nota : les effets des courts-circuits sur les réseaux sont exposés dans le dossier [D 4 800v2] Protection des réseaux, ils ne seront pas rappelés ici.

Le raccordement d’installations de production accroît progressivement le niveau des contraintes de puissance de court-circuit (Pcc) sur les réseaux, et le distributeur doit prendre en compte cette contrainte dans ses hypothèses de dimensionnement. Les études prennent en compte l’apport en courant de court-circuit au point de livraison des producteurs. Au niveau de son installation, c’est-à-dire en aval du point de livraison, le producteur peut installer tout dispositif permettant de limiter l’apport de courant de court-circuit.

Pour réaliser leurs études de raccordement en HTA, les distributeurs utilisent des logiciels de calcul de réseau HTA et BT, raccordés à des bases de données réseaux et charges. Ces logiciels (Load Flow) assurent les calculs, au niveau de chacun des tronçons du réseau, en présence et en absence des producteurs, et permettent d’appréhender, en situation normale d’exploitation et en secours : – le transit et donc les surcharges éventuelles ; – les pertes ; – le niveau de tension et les écarts éventuels avec la norme ; – l’intensité maximale de court-circuit en régime établi.

2.3.2 Normalisation et réglementation en vigueur La méthode utilisée pour le calcul des courants de défaut met en œuvre les principes de calcul de la publication CEI 60909, et ce, conformément aux textes réglementaires : décret 2003-229 du 13 mars 2003 et arrêtés du 17 mars 2003. Les valeurs retenues pour la tenue des éléments de réseaux sont issues de la publication CEI 60986 et de calculs prenant en compte : – l’élévation maximale de température du conducteur ; – la flèche en milieu de portée ; – la tenue aux efforts électrodynamiques pour le réseau aérien.

D’autres logiciels sont nécessaires pour appréhender certains phénomènes transitoires à l’origine des flickers, des à-coups de tension et des harmoniques. Ils sont également appuyés sur la base de données réseau. Les installations de production raccordées sur le réseau basse tension, bien que se développant rapidement particulièrement le photovoltaïque, représentent encore de faibles puissances dont l’incidence essentielle se manifeste par une modification des charges des postes HTA/BT à prendre en compte dans les calculs des capacités de transit et du plan de tension.

■ De la CEI 60909, on retient que, sur le plan des hypothèses de

calcul :

– les caractéristiques du réseau et les caractéristiques du court-circuit restent inchangées durant le court-circuit ; – l’impédance des transformateurs est rapportée au changeur de prise en position principale ; – les résistances d’arc ne sont pas prises en compte ; – toutes les capacités de ligne, admittances en dérivation et charges non tournantes, sauf celles du réseau homopolaire, sont négligées.

2.2 Vérification des capacités de transit du réseau

■ Sur le plan de la méthode de calcul, on retient de la norme CEI 60-909 que :

Cette vérification a pour objet de déterminer aux périodes de fonctionnement de l’installation de production et dans les différentes hypothèses de charge durant cette période que la capacité de transit des différents matériels en réseau n’est pas dépassée.

– elle introduit une source de tension équivalente au lieu du défaut, comme seule tension active :

Les intensités maximales admissibles dans les conducteurs aériens et souterrains, ainsi que leurs résistance et réactance linéiques ont été précisées dans un arrêté du 14 avril 1995, aujourd’hui obsolète, mais qui n’ont été ni reprises ni modifiées par aucun autre arrêté. Ces grandeurs et leurs valeurs ont donc été introduites telles quelles dans la documentation technique de référence du distributeur ERDF. En ce qui concerne les autres matériels de réseaux, le distributeur se réfère aux notices constructeurs.

c Un / 3 Pour les courants de courts-circuits maximaux (capacité ou régime assigné des matériels électriques), c = 1,05 en BT et 1,10 en HTA et HTB. Pour les courts-circuits minimaux (réglage des protections, choix des fusibles et contrôle de la mise en marche des moteurs), c = 0,95 en BT et 1,00 en HTA et HTB. Les autres sources d’alimentation, les machines synchrones et asynchrones sont remplacées par leurs impédances internes ;

Le Load Flow du distributeur calcule le réseau étudié avec les hypothèses et données précisées et met en évidence tous les tronçons de réseau où des dépassements de transit sont constatés. Pour solutionner ces dépassements, des travaux de renforcement ou de création de réseau sont nécessaires.

– les moteurs doivent généralement être inclus ; – la résistance des lignes doit être prise à 20 oC ; – elle admet, lorsqu’il y a plusieurs sources, de conduire le calcul soit via la méthode des réseaux maillés, soit en admettant le principe de superposition des courants de court-circuit de chacune des sources prises indépendamment des autres ; – les alternateurs, les machines asynchrones, les transformateurs et les groupes de production doivent être affectés de facteurs de correction :

2.3 Respect des puissances de court-circuit admissibles sur le réseau 2.3.1 Exposé du problème

• le facteur µ s’applique à l’intensité de court-circuit calculée à partir de l’impédance subtransitoire des alternateurs et des machines asynchrones. Ce facteur, inférieur ou égal à 1, varie dans le temps en fonction de l’intervalle de temps qui sépare le début du défaut, du moment où il est considéré et du rapport existant entre la valeur du courant de court-circuit symétrique initial et le courant assigné de la machine (CEI 60-609 p. 110 figure 16),

Le gestionnaire des réseaux publics de distribution doit vérifier la tenue de ses ouvrages (appareillages et des conducteurs) vis-à-vis des contraintes de courant de court-circuit survenant à l’occasion de défauts sur les réseaux. Ces études sont réalisées systématiquement lors de la réactualisation du schéma directeur, du changement de puissance et/ou de tension d’un transformateur HTB/HTA et en particulier lors du raccordement d’un producteur.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＸＳ

D 4 242 – 5

Ｔ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＲＴＲ

RACCORDEMENT DE LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE AUX RÉSEAUX DE DISTRIBUTION _________________________________________________________

ERDF retient tout particulièrement les délais suivants : 0,050 s, en rapport avec le délai de fonctionnement de l’instantané de la protection des départs aériens ; 0,100 s, en rapport avec le délai de fonctionnement des protections utilisateurs ; 0,250, en rapport avec le délai de fonctionnement des protections des départs souterrains ;

Tronçon HTA en contrainte

Poste HTB/HTA

L = cumul des longueurs de réseau de la zone

• le courant de court-circuit résultant au niveau du défaut est la somme de (CEI 60909 p. 110 formule 72) :

Zone dans laquelle tout défaut Au-delà de cette limite, un courant polyphasé conduit à un dépassement de court-circuit ne met plus AB en de la tenue du tronçon AB contrainte

′′ (réseau) + µ I′′ (machine synchrone) + µ q I′′ (machine asynchrone) IkT kS kM

Figure 3 – Zone de contrainte apportée par l’intensité de court-circuit sur un tronçon de réseau

2.3.3 Méthode d’étude

Ｔ

A B

• le facteur q s’applique à l’intensité de court-circuit calculée à partir de l’impédance subtransitoire des machines asynchrones en plus du facteur µ. Ce facteur varie également dans le temps en fonction de l’intervalle de temps qui sépare le début du défaut, du moment où il est considéré et du rapport existant entre la puissance active assignée de la machine et le nombre de paires de pôles de cette machine (CEI 60-909 p. 112 figure 17),

Les groupes de production apportent de la puissance de court-circuit. Cet apport de courant de court-circuit est variable selon leurs caractéristiques constructives. Il dépend de leur réactance subtransitoire et de la présence éventuelle d’électronique de puissance.

Ce plan de tension consiste à utiliser en HTA les possibilités de réglage de la tension de consigne au niveau du jeu de barres du transformateur HTB/HTA alimentant le réseau concerné et en BT les prises de réglage hors charge des transformateurs HTA/BT. Il s’appuie sur le profil de tension général des départs HTA raccordés à un même transformateur HTB/HTA. Traditionnellement, les prises des transformateurs HTA/BT sont utilisées pour compenser tout ou partie des chutes de tension sur les réseaux HTA au moment de la pointe, tandis que la tension de consigne du poste peut être une valeur fixe ou une valeur fixe corrigée d’un compoundage actif (qui varie donc en fonction de la charge appelée au niveau du transformateur HTB/HTA).

La méthode d’étude consiste (figure 3) : – à simuler un défaut sur chaque tronçon de réseau alimenté en schéma normal par le même transformateur HTB/HTA que le producteur ; – à calculer selon les hypothèses et les méthodes de calcul de la publication CEI 60-909 les courants de défaut dans chaque tronçon de réseau et à comparer ceux-ci avec les intensités de court-circuit admissibles par cet élément ; – à probabiliser la survenance de ce défaut à partir des statistiques de défaut triphasé ; – à ne retenir que les situations pour lesquelles les tronçons de réseau sont en dépassement et pour lesquels la fréquence d’apparition est inférieure à 1 fois tous les 20 ans.

Le compoundage a pour effet de compenser en partie les chutes de tension du réseau HTA. En cas d’utilisation d’un compoundage, le gestionnaire de réseaux a tout intérêt à gérer des départs HTA, présentant le même profil de consommation à peu près au même moment.

Ainsi, si compte tenu de la probabilité d’occurrence annuelle de 0,48 au 100 km d’un défaut triphasé sur le tronçon considéré (chiffre résultant d’un retour d’expérience) et sur ceux qui sont en aval et sont donc susceptibles de soumettre le dit tronçon à des courants de défaut, le nombre de dépassement de la surintensité constructive admissible ne dépasse pas un tous les 20 ans, il n’y a pas lieu de renforcer le tronçon.

Le raccordement d’une installation de production sur un réseau HTA induit, du fait de l’injection de puissance active et réactive, une modification des transits d’énergies sur le réseau (figures 4 et 5).

Prises à vide

Le logiciel de Load Flow du distributeur permet de calculer les contraintes tronçon de réseau par tronçon de réseau.

HTA HTB

2.3.4 Solutions de raccordement

BT

En cas de dépassement de Pcc non acceptable, les solutions envisageables sont, selon les cas : – le remplacement des matériels réseaux en contrainte (appareillage ou conducteur) ; – la recherche d’un autre point de raccordement : HTA ou HTB (un autre poste source non contraint, un départ HTA dédié) ; – le choix d’une autre technologie de machine de production apportant moins de puissance de court-circuit (par exemple, en éolien, une machine à convertisseur intégral à électronique de puissance : famille 6).

Régleur en charge Figure 4 – Principe de régulation de tension sur un réseau de distribution sans producteur

Compoundage HTA

HTB

Consommateur important

2.4 Plan de tension du réseau 2.4.1 Exposé du problème

HTA BT

En général, pour assurer en tout point du réseau (HTA ou BT) une tension satisfaisant aux valeurs de tension contractuelles et réglementaires, tant en moyenne tension qu’en basse tension (figure 6), le gestionnaire est amené à établir un plan de tension.

D 4 242 – 6

G

Producteur

Figure 5 – Principe de régulation de tension sur un réseau de distribution avec producteur

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＸＴ

Réseaux électriques de distribution publique (Réf. Internet 42264)

1– Les grands choix techniques et politiques 2– Le fonctionnement des réseaux, protections et automatismes 3– L'exploitation et la conduite des ouvrages

Ｕ

4– Développement des réseaux 5– Ingénierie des réseaux

Réf. Internet page

Techniques de coupure en moyenne tension

D4705

87

Câbles aériens isolés

D4446

93

Parafoudres basse tension - Composants. Réseaux basse tension

D4840

97

Parafoudres basse tension. Description. Installation

D4841

103

Postes à moyenne tension

D4600

109



Sur www.techniques-ingenieur.fr • Saisissez la référence Internet pour accéder directement aux contenus en ligne • Retrouvez la liste complète des ressources documentaires ＸＵ

Ｕ

ＸＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＷＰＵ

Techniques de coupure en moyenne tension par

Serge THÉOLEYRE Normalisation et communication technique Transport et distribution Schneider Electric

D 4 705 - 4

1.

Principe de la coupure............................................................................

2.

Coupure des courants de charge.........................................................

—

6

3.

Coupure des courants de défaut .........................................................

—

11

4.

Aspects technologiques fondamentaux............................................

—

13

5.

Coupure dans l’air....................................................................................

—

15

6.

Coupure dans l’huile ...............................................................................

—

16

7.

Coupure dans le vide ..............................................................................

—

17

8.

Coupure dans le SF6 ................................................................................

—

20

9.

Comparaison des différentes techniques et évolution .................

—

23

Pour en savoir plus...........................................................................................

Doc. D 4 705

epuis les centrales de production, l’énergie électrique est acheminée jusqu’aux points de consommation par un réseau électrique formé d’un maillage ou d’une arborescence de liaisons, lignes ou câbles, comme on le voit sur la figure A. Il est indispensable de pouvoir couper le courant en tout point du réseau pour des raisons d’exploitation et de maintenance ou pour protéger le réseau lorsqu’il y a un défaut. Il faut également pouvoir le rétablir dans diverses situations normales ou de défaut. Pour cela, on emploie des appareils de déconnexion dont le

D

Réseau de transport THT 800 kV - 300 kV

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｮｯｶ･ｭ｢ｲ･＠ＱＹＹＹ

Centrale de production

Réseau de répartition HT 300 kV - 52 kV

Réseau de distribution MT 52 kV - 1 kV

Postes de transformation MT / BT

Postes de transformation HT / MT

Postes de transformation THT / HT

Abonnés HT

Réseau de distribution BT 1 kV - 220 V

Abonnés MT

Abonnés BT

Figure A – Schéma d’un réseau électrique

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＸＷ

D 4 705 − 1

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＷＰＵ

TECHNIQUES DE COUPURE EN MOYENNE TENSION ___________________________________________________________________________________________

choix dépend de la nature des courants à couper et du domaine d’application (tableau A). ■ Ces courants peuvent être classés en trois catégories : — courants de charge, par principe inférieurs ou égaux au courant assigné Ir ; le courant assigné Ir est la valeur efficace du courant que le matériel doit être capable de supporter indéfiniment dans des conditions prescrites d’emploi et de fonctionnement ; — courant de surcharge, lorsque le courant dépasse sa valeur assignée ; — courant de court-circuit, lors d’un défaut sur le réseau, dont la valeur dépend de la puissance de la source, du type de défaut et des impédances amont du circuit. ■ De plus, que ce soit à l’ouverture, à la fermeture ou en service continu, tous ces appareils sont soumis à des contraintes : — diélectriques (tension) ; — thermiques (courants normaux et courants de défaut) ; — électrodynamiques (courant de défaut) ; — mécaniques. Les contraintes les plus importantes sont liées aux phénomènes transitoires qui interviennent lors des manœuvres et lors des coupures avec arc électrique de courants de défaut. Cet arc a un comportement difficile à prédéterminer malgré les techniques actuelles de modélisation.

Ｕ

■ L’expérience, le savoir-faire et l’expérimentation contribuent donc toujours et dans une large mesure à la conception des appareils de coupure. Ces appareils sont dits « électromécaniques » car, aujourd’hui encore, la coupure statique en moyenne et haute tension n’est pas technico-économiquement envisageable. Parmi tous les appareils de déconnexion, les disjoncteurs sont les plus complexes car ils sont capables d’établir, de supporter et d’interrompre des courants dans des conditions normales et anormales (court-circuit). Dans cet article, nous traiterons donc principalement la coupure du courant alternatif par disjoncteur. Le domaine de tension considéré est celui de la moyenne tension MT (1 kV à 52 kV), car c’est dans ce niveau de tension qu’il existe le plus grand nombre de techniques de coupure. L’étude des phénomènes apparaissant lors de la coupure et de la fermeture constitue la première partie de ce document. La deuxième partie présente les quatre types de techniques de coupure actuellement les plus répandues, à savoir les techniques de coupure dans l’air, l’huile, le vide et l’hexafluorure de soufre (SF6).

D 4 705 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＸＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＷＰＵ

__________________________________________________________________________________________

TECHNIQUES DE COUPURE EN MOYENNE TENSION

Tableau A – Les différents appareils de connexion, leurs fonctions et leurs applications Appareil de connexion

■ Définition CEI

Fermer

Ouvrir

Isoler

■ Fonction

Sectionneur ■ Appareil mécanique de connexion oui non qui assure, en position d’ouverture, une distance de sectionnement satisfaisant à des conditions spécifiées.

oui

h

oui non

non oui

oui

h

oui non

non non

oui oui

non oui

■ Destiné à assurer l’isolement de sécurité d’un circuit, il est souvent associé à un sectionneur de terre. Sectionneur ■ Sectionneur spécial conçu pour oui non de mise à la raccorder des conducteurs de phase terre à la terre. ■ Destiné à la sécurité en cas d’intervention sur les circuits, il relie les conducteurs actifs hors tension à la terre. Interrupteur ■ Appareil mécanique de connexion oui oui capable d’établir, de supporter et d’interrompre des courants dans les conditions normales du circuit, y compris, éventuellement, les courants de surcharge en service.

oui

h

Ｕ

■ Destiné à la commande (ouverture et fermeture) des circuits, il est souvent prévu pour assurer la fonction sectionnement. Sur les réseaux MT de distribution publique et privée, il est fréquemment associé à des fusibles. Contacteur

■ Appareil mécanique de connexion oui oui ayant une seule position de repos, commandé autrement qu’à la main, capable d’établir, de supporter et d’interrompre des courants dans les conditions normales du circuit, y compris les conditions de surcharge de service.

oui

oui oui

non non

oui

oui oui

oui

■ Prévu pour fonctionner très fréquemment, il est principalement destiné à la commande de moteurs. Disjoncteur

■ Appareil mécanique de connexion oui oui capable d’établir, de supporter et d’interrompre des courants dans les conditions normales du circuit et dans les conditions anormales spécifiées du circuit, telles que celles du court-circuit.

non

■ Appareil de connexion d’usage général. Outre la commande de circuits il assure leur protection contre les défauts électriques. Il remplace les contacteurs pour la commande des gros moteurs MT. = à vide

= en charge

= court-circuit

h

= selon les cas

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＸＹ

D 4 705 − 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＷＰＵ

TECHNIQUES DE COUPURE EN MOYENNE TENSION ___________________________________________________________________________________________

1. Principe de la coupure R

1.1 Introduction

L

i e

Bien que le principe mis en œuvre pour interrompre le courant dans les appareils électromécaniques paraisse simple, puisqu’il suffit de séparer les contacts, la coupure des courants est un phénomène complexe qui fait intervenir de nombreux paramètres.

e

En plus de l’ intensité des courants à interrompre et des valeurs de tension de réseau, les phénomènes transitoires et les contraintes qui en résultent dépendent fortement du comportement des appareils, en particulier de l’arc qui s’établit entre les contacts et des réactions du réseau liées aux caractéristiques du circuit en amont et en aval de l’appareil.

Charge

source alternative

i

Coupure

Nous décrivons successivement ces deux aspects puis dans les paragraphes 2 et 3 les principales situations de coupure rencontrée par les disjoncteurs.

t R

Ｕ

Dans le texte, pour les réseaux, les appellations haute tension (HT) et moyenne tension (MT), utilisées dans le langage courant, sont employées. Toutefois les dénominations actuelles (UTE C 18-510) sont HTB pour les tensions supérieures à 50 kV et HTA pour les tensions comprises entre 1 et 50 kV.

t

Figure 1 – Coupure réalisée par un interrupteur idéal

1.2 La coupure idéale

l’ordre du kV/µs). En simplifiant, cela signifie que, pour éviter l’échec de la coupure, l’interrupteur idéal doit pouvoir supporter plusieurs kilovolts moins d’une micro-seconde après la transition conducteurisolant.

Un appareil de coupure idéal serait un appareil capable d’interrompre le courant instantanément ; or, aucun appareil mécanique n’est capable de couper le courant sans l’aide de l’arc électrique qui limite la tension à ses bornes et l’énergie électromagnétique qu’il devrait dissiper.

Il faut donc que l’appareil de coupure n’agisse pas trop brutalement en tentant de couper avant le passage par zéro du courant, mais suffisamment pour surmonter les surtensions qui surviennent inévitablement à ses bornes. C’est là que deviennent importantes les caractéristiques de l’arc électrique.

En effet, pouvoir interrompre instantanément un courant i signifie être capable de passer directement de l’état conducteur à l’état isolant. La résistance R d’un tel interrupteur « idéal » doit donc passer immédiatement de zéro à l’infini (figure 1).

1.3 Couper avec l’arc électrique

Cet appareil devrait être capable : — d’absorber toute l’énergie électromagnétique accumulée dans le circuit avant la coupure, soit, en cas de court-circuit, 1/2 Li 2 (L inductance) du fait de la nature inductive des réseaux ; — de supporter la surtension (Ldi/dt) qui apparaît à ses bornes et aurait une valeur infinie si le passage isolant-conducteur se faisait en un temps infiniment petit, ce qui conduirait inévitablement au claquage diélectrique.

■ Deux raisons expliquent l’existence d’un arc. ● Il est quasiment impossible de séparer les contacts très exactement au zéro naturel de courant, du fait de l’incertitude mesurecommande : pour une valeur efficace de 10 kA, le courant instantané 1 ms avant d’atteindre son zéro vaut encore 3 000 A. La surtension instantanée Ldi/dt qui apparaîtrait aux bornes de l’appareil si celui-ci devenait immédiatement isolant serait infinie et entraînerait le claquage immédiat de l’espace intercontacts encore faible. ● La séparation des contacts doit se faire à une vitesse suffisante pour que la tenue diélectrique entre les contacts soit supérieure à la tension transitoire de rétablissement. Cela nécessite une énergie mécanique proche de l’infini qu’en pratique aucun appareil ne peut fournir.

Un des intérêts majeurs du courant alternatif est que le courant passe périodiquement par zéro et que l’on peut imaginer interrompre le courant lors d’un passage à un zéro naturel. En supposant qu’une synchronisation parfaite ait été réalisée entre cet instant et la transition isolant-conducteur de l’appareil, un autre phénomène tout aussi délicat doit être surmonté, celui de la tension transitoire de rétablissement (TTR). En effet, juste après l’interruption du courant, la tension (de rétablissement) aux bornes de l’interrupteur rejoint la tension du réseau qui est maximale à cet instant-là pour les circuits inductifs. Cela se fait sans discontinuité brutale du fait des capacités parasites du réseau. Un régime transitoire s’établit alors, assurant le raccordement de la tension à celle du réseau. Cette tension, appelée tension transitoire de rétablissement (TTR), dépend des caractéristiques du réseau et sa vitesse de croissance (dv/dt) peut être considérable (de

D 4 705 − 4

■ Examinons le processus de coupure avec un arc électrique. Il est constituée de trois périodes : — la période d’attente ; — la période d’extinction ; — la période post-arc.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＹＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＷＰＵ

__________________________________________________________________________________________

TECHNIQUES DE COUPURE EN MOYENNE TENSION

Rarc Rr

Anode

ion –

a

e Re e e

ion +

t i, u

ion +

ur e e

ue

Cathode

b Figure 2 – Composition d’un arc électrique dans un milieu gazeux

t

ir ●

Ｕ

Période d’attente

Avant le zéro de courant, les deux contacts se séparent, provoquant la rupture diélectrique du milieu intercontacts. L’arc qui apparaît est constitué d’une colonne de plasma composée d’ions et d’électrons e provenant du milieu intercontacts, ou des vapeurs métalliques dégagées par les électrodes (figure 2). Cette colonne reste conductrice tant que sa température est suffisamment élevée. L’arc est ainsi « entretenu » par l’énergie qu’il dissipe par effet Joule.

Courant post-arc

ie coupure réussie (indice "r") échec thermique (indice "e")

La tension qui apparaît entre les deux contacts, du fait de la résistance de l’arc et des chutes de tension de surface (tensions cathodique et anodique), s’appelle la tension d’arc (uarc). Sa valeur, qui dépend de la nature de l’arc, est influencée par l’intensité du courant et par les échanges thermiques avec le milieu (parois, matériaux...). Ces échanges thermiques, qui se font par rayonnement, convection et conduction, sont caractéristiques de la puissance de refroidissement de l’appareil.

Figure 3 – Évolution de la résistance d’arc et de la tension et du courant pendant la période d’extinction, en cas de coupure réussie ou d’échec thermique

Si la puissance dissipée par effet Joule dépasse la puissance de refroidissement caractéristique de l’appareil, le milieu ne se refroidit plus, c’est l’emballement thermique suivi d’une nouvelle rupture diélectrique : c’est un échec thermique.

Le rôle de la tension d’arc est essentiel, car elle conditionne la puissance dissipée dans l’appareil au cours de la coupure :

Si, en revanche, la croissance de la tension n’excède pas une certaine valeur critique, la résistance de l’arc peut augmenter suffisamment vite pour que la puissance dissipée dans le milieu reste inférieure à la puissance de refroidissement de l’appareil évitant ainsi l’emballement thermique.

t arc

∫u

arc

i dt

t0

●

où t0 est l’instant d’initiation de l’arc et tarc est l’instant de la coupure.

Période post-arc

Pour que la coupure soit réussie, il faut également que la vitesse de régénération diélectrique soit plus rapide que celle de la TTR (figure 4), sinon un claquage diélectrique apparaît. ●

En moyenne tension et haute tension, elle reste toujours très inférieure aux tensions de réseau et n’a donc pas d’effet limiteur, sauf artifices particuliers développés paragraphe 5. La coupure se fait donc au voisinage du zéro « naturel » du courant alternatif. ● Période d’extinction

À l’instant où se produit la rupture diélectrique, le milieu redevient conducteur, ce qui génère des phénomènes transitoires qui seront exposés en détail plus loin (§ 2). Ces échecs diélectriques post-coupure sont appelés :

L’interruption du courant qui correspond à l’extinction de l’arc se fait au zéro de courant à condition que le milieu redevienne rapidement isolant. Pour cela, le canal de molécules ionisées doit être cassé. Le processus d’extinction se fait de la manière suivante.

— réallumages, s’ils ont lieu dans le quart de période qui suit le zéro de courant ; — réamorçages, s’ils se produisent après.

Au voisinage du zéro de courant, la résistance de l’arc augmente selon une courbe qui dépend principalement de la constante de temps de désionisation du milieu intercontacts (figure 3). Au zéro de courant, cette résistance a une valeur qui n’est pas infinie et un courant circule à nouveau dans l’autre sens du fait de la tension transitoire de rétablissement qui apparaît à ses bornes.

■ La TTR dans les normes Bien que la vitesse de croissance de la TTR ait un rôle fondamental sur les capacités de coupure des appareils, sa valeur ne peut être déterminée précisément pour toutes les configurations de réseau. La norme CEI 60056 définit, pour chaque tension assignée, une

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＹＱ

D 4 705 − 5

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＷＰＵ

TECHNIQUES DE COUPURE EN MOYENNE TENSION ___________________________________________________________________________________________

u

Tableau 1 – Tension transitoire de rétablissement − TTR − assignée en cas de court-circuit aux bornes d’un disjoncteur [d’après § 4.102 de la norme CEI 60056] Tension assignée Ur ............ (kV)

7,2

12

17,5

24

36

52

Valeur crête de la TTR Uc ..................... (kV)

12,3

20,6

30

41

62

89

Temps t3 .............. (µs) Vitesse d’accroissement Uc / t3.............. (kV/µs)

t

0 a

52

60

72

88

108

132

0,24

0,34

0,42

0,47

0,57

0,68

coupure réussie

2. Coupure des courants de charge

u

On pourrait penser que la principale difficulté est la coupure des très forts courants. En fait, certains courants de charge rendent la coupure difficile à cause des interactions arc/réseau. Nous allons, dans ce paragraphe, aborder successivement les différentes situations normales ou de défaut que l’on rencontre sur les réseaux.

Ｕ

t

0 b

2.1 Coupure des courants résistifs

échec diélectrique

tension de rétablissement

En exploitation normale, en MT, la coupure d’un circuit se fait : — sur un courant de charge de quelques ampères à quelques centaines d’ampères, faible par rapport au courant de court-circuit (de 10 à 50 kA) ; — avec un facteur de puissance supérieur ou égal à 0,8 ; le déphasage entre la tension du circuit électrique et le courant est petit et le minimum de tension se produit aux alentours du minimum de courant (circuit fortement résistif).

courbe de régénération diélectrique tension de rétablissement si l'appareil n'avait pas réamorcé tension de rétablissement avec réamorçage Figure 4 – Courbes de régénération diélectrique

La tension aux bornes de l’appareil de coupure s’établit alors, à la tension du réseau, quasiment sans phénomène transitoire (figure 6).

UTTR

Dans de telles conditions, la coupure se fait au passage du zéro de courant, sans difficulté, puisque l’appareil est dimensionné pour des courants élevés en quadrature avec la tension.

UC

2.2 Coupure des courants inductifs

t3

Il s’agit, en moyenne tension, des courants magnétisants des transformateurs à vide ou faiblement chargés, des moteurs et des inductances shunt.

t

Les phénomènes qui apparaissent lors de la coupure de petits courants inductifs peuvent rendre celle-là assez délicate, en particulier les phénomènes d’arrachement de courant ou de réallumage.

Figure 5 – Tension transitoire de rétablissement

valeur enveloppe qui correspond aux besoins normalement rencontrés (figure 5 et tableau 1).

2.2.1 Arrachement de courant

Le pouvoir de coupure (PdC) d’un disjoncteur est alors défini, à sa tension assignée et avec la TTR assignée correspondante, comme la valeur la plus élevée du courant qu’il peut couper.

La coupure de courants inductifs peut donner lieu à des surtensions provoquées par la coupure précoce du courant, c’est le phénomène appelé « arrachement de courant ».

Un disjoncteur doit donc être capable de couper tout courant inférieur à son PdC pour toute TTR dont la valeur est inférieure à la TTR assignée.

Pour des courants inductifs faibles (quelques ampères à quelques dizaines d’ampères), la capacité de refroidissement des appareils dimensionnés pour le courant de court-circuit est très élevée par

D 4 705 − 6

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＹＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＴＴＶ

Câbles aériens isolés par

Claude PIRIOU Ingénieur de l’École Nationale Supérieure des Arts et Métiers (ENSAM)

et

Christophe TOURCHER Ingénieur Reprise du texte rédigé par Jacques FERRAN

D 4 446 — 2 — 2 — 4

1. 1.1 1.2

Matériels..................................................................................................... Premiers choix techniques et investigations ............................................. Procédures d’agrément et domaine d’emploi...........................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4

Réalisation des réseaux.......................................................................... Types de réseaux ......................................................................................... Matériels de connexion............................................................................... Matériels de soutien et d’ancrage .............................................................. Réalisation des différents modes de construction....................................

— — — — —

4 4 4 6 6

3. 3.1 3.2 3.3 3.4

Réalisation des branchements ............................................................. Types de branchements .............................................................................. Matériels de connexion............................................................................... Matériels de suspension et d’ancrage ....................................................... Réalisation des différents modes de construction....................................

— — — — —

10 10 10 11 11

4.

Propriétés et avantages des réseaux basse tension en conducteurs isolés.............................................................................

—

12

5.

Conclusion .................................................................................................

—

12

Pour en savoir plus ...........................................................................................

Doc. D 4 446

l’origine, les réseaux aériens basse tension (BT), ou ouvrages de première catégorie, étaient réalisés en conducteurs nus en cuivre installés soit sur des supports en zones rurales ou urbaines, soit sur des ferrures (potelets, consoles) fixées sur les façades ou les toitures en zone urbaine. Les conducteurs étaient isolés de leurs supports au moyen d’isolateurs. C’est en 1955 qu’Électricité de France (EDF), pour remplacer les anciens réseaux en cuivre nu posés sur façades qui devenaient vétustes ou insuffisants, a décidé d’utiliser les torsades aériennes en conducteurs isolés, d’où leur première dénomination de réseaux façades. Ces premières torsades, compte tenu des matériaux disponibles à l’époque, avaient des âmes conductrices en cuivre, isolées au caoutchouc synthétique et protégées des intempéries atmosphériques par une gaine en polychloroprène (Néoprène). Ce mode de réalisation a paru immédiatement intéressant et des recherches furent entreprises conjointement par la direction de la Distribution et la direction des Études et Recherches d’EDF, les câbliers, la société Aluminium Pechiney et le Syndicat des industries du matériel électrique pour améliorer cette technique et en étendre son application en zone rurale. Les réseaux aériens BT en conducteurs isolés sont maintenant d’un emploi général en France où l’on n’installe plus de conducteurs nus. Toutefois, depuis quelques années la volonté d’EDF d’enfouir davantage de réseau a conduit à une diminution de la technique aérienne (notamment des réseaux nus) au profit des réseaux souterrains (particulièrement dans les zones agglomérées).

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠｡ｯｴ＠ＲＰＰＷ

A

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. — © Editions T.I.

ＹＳ

D 4 446 − 1

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＴＴＶ

CÂBLES AÉRIENS ISOLÉS ________________________________________________________________________________________________________________

Compte tenu de l’expérience acquise sur les réseaux en conducteurs nus, les qualités requises par l’exploitant étaient les suivantes : — un maximum de fiabilité du matériel pour assurer une qualité de service aussi bonne que possible ; — un entretien le plus réduit possible ; — un matériel facile à mettre en œuvre ; — une durée de vie analogue à celle des lignes en conducteurs nus ; — un coût global au plus égal à celui de la ligne en conducteurs nus à capacité de transport égale ; — une amélioration de la sécurité tant pour le personnel intervenant que pour les tiers ; — une facilité d’intervention en exploitation et notamment en travail sous tension. Cette technique a aussi été développée pour les réseaux aériens moyenne tension (HTA), ou ouvrages de deuxième catégorie, mais ces derniers sont d’un usage exceptionnel (60 à 80 km par an) et ne sont donc pas traités dans le présent dossier.

Ｕ

1. Matériels

Afin d’assurer une meilleure tenue au glissement dans les pinces d’ancrage, un séparateur en papier a été rendu obligatoire, dans un premier temps, entre l’âme du neutre porteur et sa gaine isolante, puis à partir de 2004 ce séparateur a été abandonné avec l’arrivée des gaines en polyéthylène réticulé chimiquement par silane.

1.1 Premiers choix techniques et investigations

1.1.2 Conducteurs de phase 1.1.1 Isolants À l’origine, les conducteurs étaient en cuivre mais, dès 1961, l’aluminium s’est imposé, compte tenu de son prix et de ses qualités. Une première sélection de sections a été opérée :

L’apparition en France, en 1962, des premiers isolants de synthèse permit de mettre au point des matériaux assurant simultanément la fonction d’isolant et de protection à savoir : — le polychlorure de vinyle (PVC) ; — le polyéthylène chlorosulfoné (Hypalon) ; — le polyéthylène réticulé (PR).

— 25, 35, 50, 70 et, depuis 1990, 150 mm2 pour les réseaux ; — 16 et 25 mm2 pour les branchements et l’éclairage public. Par la suite, les sections 25 et 50 mm2 ont été abandonnées pour les réseaux par EDF (tableau 1), ainsi que le 16 mm2 pour les branchements.

Si l’Hypalon fut très rapidement abandonné (coût élevé, performances médiocres), les deux autres matériaux ont fait l’objet d’un très grand nombre d’essais en laboratoires (EDF, câbliers) pour déterminer leur tenue : — aux rayonnements ultraviolets ; — aux agents chimiques (acide, brouillard salin, ozone, etc.) ; — à l’abrasion et aux chocs mécaniques ; — au vieillissement dans le temps ; — aux contraintes électriques et mécaniques pour des températures variant de − 30 à + 120 ˚C.

1.1.3 Conducteur neutre porteur Avec les conducteurs de phase en cuivre, le neutre était torsadé avec eux. Si la tenue mécanique était insuffisante, la torsade était suspendue à un porteur en acier soit nu, soit isolé. Avec la généralisation de l’aluminium, on utilisa pour les câbles de réseau un neutre faisant office de porteur en aluminium-acier nu ou isolé. Mais, en raison de sa raideur qui ne facilitait pas la confection de courbes pour les réseaux en façades et compte tenu des difficultés rencontrées au niveau des pinces d’ancrage et des manchons de jonction pour intéresser les brins de l’âme d’acier aux efforts mécaniques, il a été décidé d’utiliser pour ce neutre porteur un alliage d’aluminium (AGS/L) dit Almélec (alliage d’aluminium, magnésium, silicium, et fer, de contrainte à la rupture de 324 MPa). Afin de standardiser les fabrications et de permettre de réduire le nombre des accessoires tout en les adaptant au mieux à leur fonction, une section unique de 54,6 mm2 avait été retenue, section utilisée par ailleurs sur les réseaux nus moyenne tension et basse tension.

Tous ces essais de qualification des isolants sont indiqués dans la norme NF C 33-209. L’utilisation en réseau et les essais de laboratoire ont conduit en 1977 à abandonner le PVC car, ses caractéristiques s’altérant à basse ou haute température, il pose des problèmes de tenue des conducteurs dans les pinces d’ancrage (§ 1.1.6) et de mise en œuvre des connecteurs de dérivation avec perforation d’isolant (§ 1.1.5). En définitive, seule la gaine isolante en PR a été retenue et, pour garantir sa conservation dans le temps, on a été conduit à imposer un pourcentage minimal de noir de carbone dans cette gaine (10 % en masse environ).

D 4 446 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. — © Editions T.I.

ＹＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＴＴＶ

_______________________________________________________________________________________________________________

CÂBLES AÉRIENS ISOLÉS

(0)

Tableau 1 – Caractéristiques des conducteurs (1) Désignation

Âme conductrice

Section nominale

Nature

Nombre de brins

Phase ou neutre non porteur

Neutre porteur Pilote

Conducteur

Épaisseur moyenne (valeur prescrite)

Diamètre extérieur minimal

maximal

(mm)

(mm)

Résistance linéique maximale à 20 ˚C

minimal

maximal

Force à la rupture minimale

(Ω/km)

(mm)

(mm)

(daN)

(mm)

(mm2)

Diamètre des âmes

Gaine isolante

25

7

1,20

5,8

6,3

300

1,4

8,6

9,4

35

7

0,868

6,8

7,3

(2)

1,6

10,0

10,9

70

12

0,443

9,7

10,2

(2)

1,8

13,3

14,2

150

19

0,206

13,9

15,0

(2)

1,7

17,3

18,6

54,6

7

0,63

9,2

9,6

1 660

1,6

12,3

13,0

70

7

0,50

10,0

10,2

2 000

1,5

12,9

13,6

1,5

1

12,1

...............

1,5

.......................

1,2

3,7

4,2

(1) D’après la norme NF C 33-209 citée en documentation. (2) Les conducteurs de phase du faisceau de réseau ne participent pas à la tenue mécanique de la torsade.

L’apparition de conducteurs de phase de section 150 mm2, l’augmentation des charges et le développement des branchements monophasés 90 A ont conduit à retenir, en plus, une nouvelle section de 70 mm2 (tableau 1).

Les caractéristiques principales des faisceaux et des conducteurs sont données dans les tableaux 1 et 2.

Le porteur est toujours isolé car, bien qu’il soit mis à la terre au départ du poste et périodiquement sur le réseau, la législation française (UTE C 11-001 Arrêté interministériel du 17 mai 2001) le considère comme un conducteur actif étant donné qu’il participe à la transmission de l’énergie.

Tableau 2 – Caractéristiques des faisceaux

(0)

Sections de faisceaux avec neutre porteur (1) (mm2)

1.1.4 Faisceaux ou torsades

Éclairage public en aluminium

1 × 54,6 + 3 × 35 + K × 16

2 × 25 + K′ × 1 ,5

1 × 54,6 + 3 × 70 + K × 16

4 × 25 + K′ × 1 ,5

1 × 70 + 3 × 150 + K × 16

Le faisceau de réseau, destiné aux lignes aériennes BT en câble isolé torsadé, se compose d’un conducteur neutre central faisant office de porteur autour duquel sont torsadés les trois conducteurs de phase et, le cas échéant, le ou les conducteurs d’éclairage public (figure 1). Ce porteur supporte seul les efforts mécaniques au niveau des ancrages et des suspensions. Le faisceau de branchement, sans porteur, se compose de deux ou quatre conducteurs isolés identiques torsadés entre eux et participent tous à l’effort mécanique. À ce faisceau peuvent être associés deux fils pilotes en cuivre de section 1,5 mm2.

Gaine isolante

Sections de faisceaux sans neutre porteur (2) (mm2)

(1) K représente le nombre de conducteurs destinés aux circuits d’éclairage public ; il peut être nul ou égal à 1, 2 ou 3. (2) K ′ représente le nombre de fils pilotes : il peut être nul ou égal à 2.

1.1.5 Accessoires de connexion Un groupe de travail d’utilisateurs et de constructeurs a étudié en détail les besoins spécifiques de ces réseaux en matière d’accessoires de connexion. En effet, à l’origine de l’emploi des réseaux torsadés, on a installé un très grand nombre d’accessoires en coffrets pour résoudre les problèmes divers de connexions électriques : remontées aérosouterraines (§ 2.4.2.3), frontières de zone d’action de postes, origine des dérivations, regroupement des branchements, etc. Tous ces accessoires se sont avérés générateurs d’incidents dus principalement aux échauffements, aux desserrages et aux oxydations des contacts. Ils ont peu à peu été déposés, améliorant ainsi l’esthétique de ces réseaux en même temps que leur fiabilité.

Neutre porteur en almélec

Les premiers accessoires de connexion sont maintenant remplacés par : — un matériel de connexion (§ 2.2.1 et 3.2.1) préisolé non démontable et mis en œuvre par rétreint hexagonal au moyen d’un outillage léger et polyvalent ; — un matériel de dérivation (§ 2.2.2 et 3.2.2) préisolé démontable, mis en œuvre par serrage mécanique, avec perforation d’isolant au moins sur le câble principal, et facilitant le travail sous tension ; — un matériel de répartition sous forme de coffret (§ 3.2.2), permettant de diminuer le nombre de connecteurs de branchement sur le réseau.

Phase en aluminium

Figure 1 – Exemple de faisceau de réseau

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. — © Editions T.I.

ＹＵ

D 4 446 − 3

Ｕ

Ｕ

ＹＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＰ

Parafoudres basse tension

Composants. Réseaux basse tension par

Alain ROUSSEAU Ingénieur école centrale de Lyon DEA de génie électrique Président du Comité International de Normalisation Parafoudres (IEC SC37A) Président SEFTIM, Vincennes, France

1. 1.1 1.2 1.3

Évolution technique et normative............................................................. Amélioration de la compréhension des phénomènes en basse tension Évolution normative ................................................................................... Rappel des définitions et des données de base sur la protection contre la foudre.......................................................................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 3. 3.1 3.2 3.3

D 4 840v3 - 2 — 2 — 2 —

4

Composants ................................................................................................ Varistances .................................................................................................. Éclateurs ...................................................................................................... Composants solides à base de silicium .................................................... Vieillissement et fin de vie ......................................................................... Composants de découplage : thermistances, résistances, inductances… .......................................................................................................

— — — — —

5 5 7 8 9

—

10

— — —

11 11 11

3.4 3.5

Réseaux basse tension ............................................................................... Différents types de réseaux d’énergie....................................................... Transmission des surtensions sur les réseaux basse tension ................ Influence des paratonnerres et des coups de foudre directs ou proches de la structure.............................................................................................. Statistique des surtensions de foudre sur les réseaux basse tension.... Protection et analyse du risque .................................................................

— — —

13 14 16

4.

Conclusion ...................................................................................................

—

17

5.

Glossaire ......................................................................................................

—

18

Pour en savoir plus ......................................................................................

Doc. D 4 840v3

es matériels électriques utilisés tant dans les applications domestiques que dans les applications industrielles sont de plus en plus sensibles aux surtensions, en raison de l’utilisation massive de composants électroniques. Les ampoules d’éclairage à incandescence, le moteur de la machine à laver ont une tenue intrinsèque contre les surtensions assez élevée. Pendant longtemps, leur protection contre les surtensions n’était donc pas un problème majeur. De nos jours, les lampes à LED, les alarmes, ordinateurs, télévisions et même le programmateur de la machine à laver utilisent des composants électroniques, ce qui augmente leur fragilité vis-à-vis des surtensions. L’usage croissant de prises protégées (prises de courant avec parafoudre incorporé), que l’on peut trouver aussi bien dans les magasins de bricolage que dans les catalogues de vente par correspondance, témoigne bien de l’évolution rapide de la protection contre les surtensions et de sa pénétration dans le milieu domestique. Néanmoins, les parafoudres ne se résument pas à ces prises protégées qui, en général, ne consistent qu’en une barrière secondaire contre les surtensions.

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠､￩｣･ｭ｢ｲ･＠ＲＰＱＶ

L

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＹＷ

D 4 840v3 – 1

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＰ

PARAFOUDRES BASSE TENSION

Ｕ

______________________________________________________________________________________________________

Il faut installer d’abord des parafoudres dans le tableau d’entrée de l’installation afin de dériver le plus rapidement possible à la terre les surtensions dangereuses et assurer une fonction d’équipotentialité. Les parafoudres qui sont en aval de ce premier parafoudre (installés dans des tableaux divisionnaires ou dans les prises de courant) ne servent alors qu’à stabiliser le potentiel en des points sensibles du réseau et à dériver à la terre la faible partie de la surtension qui n’a pas été entièrement éliminée par le parafoudre de tête installé en amont. Les parafoudres et leur mode d’installation seront présentés dans l’article [D4841]. Il est, en effet, fondamental de bien choisir le ou les parafoudres nécessaires et aussi de les installer convenablement. Cependant, les surtensions peuvent se propager jusqu’à l’appareil considéré, non seulement par les lignes d’énergie, mais aussi par les lignes téléphoniques (fax, répondeurs, box…), les câbles coaxiaux (antennes de télévision hertzienne ou satellitaire…), les circuits de données (prises USB ou HDMI des ordinateurs) ou, même, par le circuit de terre (cas d’un bâtiment protégé par un Système de Protection Foudre, par exemple). Les informations sur les réseaux basse tension utiles pour la sélection des parafoudres sont présentées dans le présent article. Idéalement dans une structure, chacune des voies d’entrée pour les surtensions doit être protégée et une grande quantité de types de parafoudres existent donc sur le marché, en plus des parafoudres pour lignes d’énergie. La description de ces différents types de parafoudres fait l’objet de l’article [D4841]. Parallèlement, les composants utilisés dans les parafoudres ont évolué dans le sens d’une toujours plus grande fiabilité, d’une augmentation permanente de tenue en énergie et d’une amélioration du niveau de protection. Ces composants sont présentés dans le présent article.

1. Évolution technique et normative

répartitions des surtensions et des courants associés dans une structure complexe. Ces divers outils ne sont généralement pas utilisés directement par les utilisateurs des parafoudres. Les résultats des études sont intégrés dans les normes et guides les plus récents et le respect de ces normes suffit en général à garantir la bonne qualité de l’installation de protection contre la foudre. Néanmoins, dans certains cas spécifiques, (data center, installations sensibles…) on doit démontrer l’efficacité de la protection apportée par des parafoudres et l’utilisation de simulations s’avère nécessaire.

1.1 Amélioration de la compréhension des phénomènes en basse tension Pendant longtemps, les études des phénomènes transitoires en basse tension étaient limitées. En particulier, la relative bonne tenue intrinsèque des matériels n’imposait pas des études précises. Ce n’est plus le cas et, depuis quelques années, un grand nombre d’études ont été publiées sur ce sujet.

1.2 Évolution normative Les normes se font naturellement l’écho des évolutions des matériels de protection et de la compréhension des phénomènes mis en jeu. Tant au niveau national (AFNOR), européen (CENELEC), qu’international (IEC), des groupes de travail ont élaboré de nouvelles normes (voir le Pour en savoir plus) aussi bien pour les produits que pour leurs applications. Ces documents intègrent les connaissances les plus récentes et insistent sur l’aspect sécurité.

Des simulations, des mesures sur site et des essais en laboratoire ont été effectués, donnant de précieuses indications sur les statistiques des surtensions, leur amplitude, la tenue des différents matériels ainsi que sur les nécessaires emplacements et caractéristiques des parafoudres. Ainsi, les surtensions de manœuvre, alors qu’elles sont souvent considérées comme négligeables, peuvent, dans certaines configurations, être aussi sévères, voire même plus, que les surtensions de foudre. Ces nombreuses études sont à la base des informations données au paragraphe 3 ainsi que dans [D4841].

En effet, les parafoudres sont de plus en plus utilisés en milieu domestique où la sécurité est un élément fondamental. À cet égard, une partie de la norme de référence du domaine (NF, EN et IEC 61643-11) est dédiée aux parafoudres portables destinés à un usage domestique pour tenir compte du risque de mauvaise utilisation ou d’absence des moyens de protection (disjoncteur, différentiel…) pour des installations anciennes. La fonction principale des parafoudres (protection) et les fonctions secondaires (tenue

Des appareils [1] permettent de faire des mesures précises des différents paramètres caractéristiques des surtensions. Par ailleurs, les moyens de calcul de plus en plus évolués (logiciel EMTP par exemple) permettent de calculer avec précision les

D 4 840v3 – 2

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＹＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＰ

_______________________________________________________________________________________________________ PARAFOUDRES BASSE TENSION

mécanique, fin de vie…) sont ainsi testées avec des essais très sévères. Exemple Le coût d’essai d’un parafoudre a été presque multiplié par 8 entre la norme française NF C 61-740 de 1987 et la norme la plus récente (NF EN 61643-11). Cela est principalement dû à l’introduction de nombreux essais complémentaires (sécurité notamment en fin de vie, tenue aux chocs de foudre élevés et aux chocs de foudre directs..) et aussi à des essais spécifiques plus élaborés, liés aux caractéristiques des parafoudres. Des normes traitent parfois de domaine d’applications spécifiques comme les applications éoliennes ou photovoltaïques qui requièrent des parafoudres spéciaux. Ces évolutions normatives sont le reflet des évolutions technologiques et, réciproquement, un niveau minimal de performance est désormais exigé pour les parafoudres installés dans les tableaux électriques. Il est possible de trouver actuellement sur le marché des parafoudres qui ne vieillissent pas, qui supportent des chocs de foudre élevés et qui, en cas de choc de foudre excédant leur tenue garantie, se détruiront sans danger en donnant une indication de leur état.

Figure 1 – Générateur capable d’injecter 10 impulsions dans un temps très court (photo GrandTop)

Des investigations sont en cours dans certains pays pour expliquer certains modes de défaillance et adapter les essais existants pour les couvrir. C’est en particulier le cas des applications en courant continu (DC) pour lesquels les modes de défaillances sont potentiellement différents. C’est aussi le cas des essais en multiimpulsions (voir figure 1) qui pour certains sites très contraints entraînent des défaillances pour des niveaux de courants bien plus bas que le courant maximal que supporte le parafoudre. Dans ce cas, les composants du parafoudre n’ont pas le temps de se refroidir entre deux impulsions. Les normes évoluent nécessairement en fonction de l’évolution des produits et des besoins.

Ces normes impliquent différents comités (généralement au niveau international IEC avec des comités miroirs au CENELEC et à l’AFNOR pour traiter les spécificités européennes ou nationales) dont l’approche et la cible sont largement différentes : – le comité de normalisation « protection contre la foudre » (comité portant au niveau international, européen et français le numéro 81) traitait originellement uniquement de la protection foudre contre les impacts directs sur les structures (bâtiments, zones de stockage…). Du fait de l’approche globale, ce comité publie désormais des normes dont une partie traite des parafoudres de façon assez détaillée (NF EN 62305-4) en incorporant des parties du guide d’application parafoudre établi par le comité 37A. Ce comité 81 a pour cible les installateurs spécialisés en protection foudre et les bureaux d’études ayant à traiter des problèmes dus à la foudre pour des installations complètes ; – le comité 37A est le comité en charge des parafoudres basse tension. Il doit aussi intégrer les contraintes générées par la foudre frappant directement la structure protégée ou le réseau électrique par exemple. Ce comité rédige des documents de référence qui sont destinés principalement aux bureaux d’études spécialisés et aux autres comités de normalisation concernés par ce sujet ; – enfin, le comité 64, en charge de l’installation électrique des bâtiments, traite aussi de la protection contre les surtensions par parafoudres ; il a pour cible les installateurs électriciens qui, en général, ne sont pas spécialisés en protection foudre, mais rencontrent des besoins en protection foudre dans les installations qu’ils réalisent. Bien qu’il existe un comité miroir du comité 64 à l’AFNOR, en France c’est le comité 15, éditeur de la fameuse norme NFC 15-100, qui traite de l’installation électrique et donc des parafoudres ; – d’autres comités sont aussi impliqués dans ce domaine mais dans une moindre mesure pour l’utilisateur de parafoudres. Il s’agit du comité en charge de la coordination d’isolement (109) et du comité en charge de la compatibilité électromagnétique : CEM (77B).

L’approche normative est désormais plus internationale qu’elle ne l’était. Bien que de nombreux pays aient des réseaux différents, les exigences de base sont les mêmes et les normes intègrent les exigences spécifiques de certains pays afin d’éviter la prolifération de normes nationales et assurer un niveau minimal de performance et de sécurité dans le monde de la protection foudre. La tendance est également de faire une approche système de la protection foudre intégrant les paratonnerres, les parafoudres, l’équipotentialité, les prises de terre dans un Système de Protection Foudre…

Parallèlement, les travaux menés au niveau national (AFNOR), européen (CENELEC) et international (IEC) conduisent aussi à des normes qui sont parfois différentes. La réglementation européenne interdit les normes nationales spécifiques pour les produits mais dans le domaine des guides ou normes d’installation, c’est généralement la règle. La norme NFC 15-100 est actuellement obsolète pour certains paramètres liés à l’utilisation des parafoudres, mais une révision est en cours qui devrait tendre à minimiser les écarts entre cette norme et les documents d’installation des parafoudres au niveau européen.

Parallèlement, il a été démontré que des parafoudres qui ne répondaient pas aux normes les plus récentes posaient des problèmes de fiabilité et de fin de vie. Ainsi, des essais aux surtensions temporaires (surtensions 50 Hz de longue durée) sur des parafoudres non conformes ou encore des essais de vieillissement accéléré ont montré que la varistance intégrée au parafoudre devenait de plus en plus chaude, jusqu’à enflammer sa résine d’encapsulage et, enfin, entraînait la fusion de cette résine et le coulage de celle-ci via les orifices du boîtier. Une telle situation peut entraîner des problèmes graves pour l’installation électrique et même à l’ensemble de la structure, si les flammes se propagent le long des câbles électriques ou dans le tableau électrique. Un essai est donc prévu dans la norme pour interdire ce mode de défaillance. De même, des essais en choc de foudre de forte amplitude (choc de foudre direct) ont montré que, si le parafoudre n’était pas conforme aux normes, il n’était pas forcément capable d’arrêter le courant 50 Hz après le passage du choc de foudre (courant de suite) et donc pouvait présenter un risque de feu important par échauffement. Pour toutes ces raisons, la conformité aux normes est une condition indispensable.

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés.

ＹＹ

D 4 840v3 – 3

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＰ

PARAFOUDRES BASSE TENSION

Ｕ

______________________________________________________________________________________________________

Ainsi pour les parafoudres, la norme de référence valide en France est la norme NF EN 61643-11 qui diverge sur quelques points de la version internationale de la norme (IEC 61643-11). Il s’agit généralement d’introduire des essais plus sévères notamment au niveau de la sécurité et aussi de ne pas copier des parties inutiles pour les européens comme les cas particuliers des réseaux américains ou japonais.

1.3 Rappel des définitions et des données de base sur la protection contre la foudre

D’autres normes ou spécifications techniques ont également vu le jour récemment pour des domaines spécifiques comme par exemple la norme NF EN 50539-11 pour les parafoudres continu (DC) des applications photovoltaïques ou encore la spécification technique pour les parafoudres dans le domaine de l’éolien (CLC TS 50539-22).

Le choc de foudre est un générateur de courant dont l’amplitude peut varier de quelques kiloampères à quelques centaines de kiloampères. Le point d’impact peut être le sol lui-même, une pièce conductrice (paratonnerre, antenne ou même un arbre…) ou une ligne électrique.

Un choc de foudre correspond à la décharge au sol d’un nuage orageux lorsque le gradient de potentiel limite de claquage dans l’air est atteint [2].

Nota : le fait d’être un générateur de courant veut dire que la foudre va imposer ce courant dans les différents circuits qu’elle rencontre sans possibilité de lui résister. On ne peut que diriger ce courant vers des points privilégiés où ils créeront un minimum de problèmes. Ces points sont en général la terre où le courant pourra s’écouler sans danger pour les matériels et sans danger pour les personnes, si des précautions sont prises au niveau de la qualité de la prise de terre.

Les modifications entre les diverses versions des normes, si elles ne sont pas très sensibles pour un utilisateur, sont fondamentales pour un spécificateur et encore plus pour un fabricant de parafoudres. Dans le cadre de l’application en France, les normes françaises valides à la date de publication sont : – la norme NF EN 61643-11 : parafoudres basses tension pour réseau alternatif AC (norme décrite en détail dans le présent article) ; – la norme NF EN 61643-21 : parafoudres pour réseaux de données et de télécommunications ; – la norme NF EN 62305-3 et -4 ainsi que la norme NF C 17-102 : normes relatives aux Système de Protection Foudre (SPF) pour les deux premières et aux paratonnerres à dispositif d’amorçage (PDA) pour la dernière, qui font référence aux parafoudres comme moyen de protection complémentaire notamment pour assurer l’équipotentialité des réseaux avec le SPF ; – la norme NF C 15-100 sur l’installation électrique des bâtiments qui traite des parafoudres à la section 443 (détermination du besoin en protection contre les surtensions) et à la section 534 (choix des parafoudres) ; – la norme NF EN 50539-11 : parafoudres pour applications photovoltaïques (côté DC, le côté AC étant traité par la norme NF EN 61643-11).

Le dispositif utilisé sur les circuits pour diriger la foudre vers la terre est le parafoudre qui va limiter la tension à ses bornes (donc réaliser l’équipotentialité entre le réseau et la terre et protéger les équipements en aval) et être capable de supporter l’énergie créée par le passage du courant de foudre : – on parle de coups de foudre directs quand la structure à protéger est frappée directement (zone 1 de la figure 2) ; – on parle de coups de foudre indirects quand le choc de foudre ne frappe pas directement la structure, mais qu’une fraction significative du courant de foudre initial se propage jusqu’à la structure (zone 2 de la figure 2) ; – enfin, on parle de coups de foudre induits quand la foudre frappe le sol suffisamment loin de la structure pour que seule la tension générée par induction sur la ligne ou dans la structure soit à prendre en compte (zone 3 de la figure 2). On considère alors la foudre induite comme un générateur de tension car le courant n’est alors plus imposé par le nuage mais pas la configuration du circuit dans lequel se produit l’induction.

Figure 2 – Différents points d’impact possibles de la foudre

D 4 840v3 – 4

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＱＰＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＰ

_______________________________________________________________________________________________________ PARAFOUDRES BASSE TENSION

Tableau 1 – Distribution statistique de l’amplitude du coup de foudre Amplitude du coup de foudre en kA Premiers coups de foudre négatifs

Fréquence cumulée 98 %

95 %

4

80 %

50 %

20

5 % 90

Coups de foudre négatifs suivants

5

12

30

Éclairs positifs

5

35

250

Tableau 2 – Distribution statistique du temps de queue du coup de foudre Temps de queue du coup de foudre en μs

Figure 3 – Onde de courant de foudre normalisée

Fréquence cumulée 95 %

50 %

5 %

Premiers coups de foudre négatifs

30

75

200

Coups de foudre négatifs suivants

7

32

140

Éclairs positifs

25

200

2 000

l’usage courant fait de plus en plus apparaître « μs » associé à ces ondes. Ainsi on verra souvent dans les catalogues de parafoudre l’expression 8/20 μs ou 10/350 μs. De même l’onde 1,2/50 est une onde de tension dont le temps de montée à la valeur maximale est 1,2 μs et la durée jusqu’à la mi-valeur en retombée 50 μs.

On définit deux types de composants non linéaires utilisés dans les parafoudres : les composants limiteurs et les composants commutateurs. Ces termes sont peu parlants. On utilise souvent les termes plus usuels de composants non linéaires dont le plus connu est la varistance et de composants écrêteurs dont le plus connu est l’éclateur.

Nota : la foudre étant alors représentée par un générateur de tension, cela signifie que c’est la tension qui est maintenant imposée et que le courant devient une conséquence de cette tension et des différentes impédances mises en jeu (ligne, parafoudre…). Par l’utilisation d’un parafoudre, il sera possible de diminuer cette tension jusqu’à un niveau acceptable, et le courant généré sera plus faible qu’en cas de choc de foudre direct et donc moins contraignant pour le parafoudre. Par contre, les surtensions induites sont bien plus fréquentes que les chocs de foudre directs et indirects.

Dans le premier cas, la caractéristique courant-tension varie de façon continue. Un exemple typique est celui des varistances à oxyde de zinc (ZnO) (figure 4). Le paramètre à prendre en compte est le courant de foudre injecté et la réponse du composant à cette contrainte. Dès que la surtension est passée, le courant du réseau ne passe plus dans le composant.

Ce sont évidemment les chocs de foudre directs et indirects qui sont les plus sévères et donc qui sont dimensionnant pour les parafoudres. Les principaux paramètres à prendre en compte pour la foudre sont l’amplitude crête Ιˆ de l’onde de choc, le temps de front tf et le temps de queue tq. Les distributions statistiques des paramètres tq et Ιˆ sont données dans les tableaux 1 et 2. Ces paramètres sont définis pour des ondes de foudre normalisées comme indiqué sur la figure 3. En effet, dans la réalité, les courants de foudre ont des formes bien plus complexes [2]. Nota : on définit également souvent la cxharge

Dans le second cas, le paramètre à prendre en compte est la surtension de foudre. Face à cette contrainte, la caractéristique du parafoudre varie brusquement. Un exemple typique est celui de l’éclateur (figure 4). Après passage de la surtension, il y a circulation du courant du réseau (appelé courant de suite) qui ne s’arrêtera qu’en fonction de certaines conditions du réseau et des caractéristiques de l’éclateur (éclateur auto-extinguible par exemple)

et l’énergie spécifique

pour décrire une forme d’onde, mais ces deux paramètres sont évidemment liés aux paramètres

Ｕ

2. Composants

Comme on peut le constater, ces deux types de composants ont des comportements très différents et ne sont pas caractérisés par les mêmes paramètres. Ils vont donc être présentés séparément dans la suite. Il faut toutefois noter que certains composants solides (à base de silicium) sont du type limiteur alors que d’autres sont du type commutateur.

et tq.

Le temps de front tf et l’amplitude sont nécessaires pour la détermination des surtensions (car elles dépendent principalement du di /dt de l’onde) alors que Ιˆ et tq servent à la détermination de l’énergie (car l’énergie est en général négligeable sur le front de l’onde). Les formes d’onde usuelles sont les ondes 8/20 et 10/350 pour les chocs de courant et l’onde 1,2/50 pour les surtensions. L’onde 8/20 est caractéristique des chocs de foudre induits ou lointains alors que l’onde 10/350 est caractéristique des chocs de foudre directs ou proches. C’est cette dernière onde qui est utilisée pour tester les composants des SPF.

2.1 Varistances Tous les paramètres caractérisant les parafoudres sont définis en détail dans la section 2 de l’article [D4841]. Ce sont les composants de base de type limiteur. Il existe un petit nombre de matériaux (à ce jour majoritairement l’oxyde de zinc, ZnO, même si des travaux récents concernent le carbure de silicium) qui possèdent une caractéristique courant-tension non

Nota : une onde 8/20 (resp. 10/350) est une onde de courant dont le temps de montée à la valeur maximale est 8 μs (resp. 10 μs) et la durée jusqu’à la mi-valeur en retombée 20 μs (resp. 350 μs). Par définition une onde 8/20 ou 10/350 s’écrit sans « μs » mais

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés.

ＱＰＱ

D 4 840v3 – 5

Ｕ

ＱＰＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＱ

Parafoudres basse tension Description. Installation par

Alain ROUSSEAU Ingénieur école centrale de Lyon DEA de génie électrique Président du Comité International de Normalisation Parafoudres (IEC SC37A) Président SEFTIM, Vincennes, France

1. 1.1

1.2

Installation des parafoudres basse tension.............................................. Installation sur les réseaux d’énergie........................................................ 1.1.1 Coordination de deux parafoudres ................................................. 1.1.2 Surtensions en mode différentiel .................................................... 1.1.3 Distance entre le parafoudre et la ligne où il est raccordé............ 1.1.4 Protection des parafoudres par déconnecteurs ............................. 1.1.5 Coordination des déconnecteurs avec les appareils de protection du réseau contre les contacts indirects, les surintensités et les courts-circuits .................................................................................... Autres applications .....................................................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4

D 4 841v3 - 2 — 2 — 4 — 4 — 5 — 6 — —

8 9

Parafoudres pour réseaux d’énergie ......................................................... Descriptif...................................................................................................... Essais ........................................................................................................... Évolutions récentes..................................................................................... Choix des parafoudres................................................................................

— — — — —

9 9 9 10 13

3. 3.1 3.2

Parafoudres pour autres installations....................................................... Descriptif...................................................................................................... Essais et choix des parafoudres ................................................................

— — —

15 15 17

4.

Coordination entre les parafoudres pour réseaux d’énergie et ceux pour d’autres installations............................................................

—

17

5.

Exemple d’application ................................................................................

—

18

6.

Conclusion ...................................................................................................

—

21

7.

Glossaire ......................................................................................................

—

21

Pour en savoir plus .............................................................................................. Doc. D 4 841v3

e premier article Parafoudres basse tension. Composants. Réseaux basse tension [D4840] a présenté les évolutions techniques et normatives récentes dans le domaine de la protection contre les surtensions. La connaissance de ces éléments est nécessaire à la bonne compréhension des mécanismes de choix et des règles d’installation des parafoudres qui sont présentés dans ce second article. En effet, les parafoudres actuels ont tiré parti de ces évolutions et leurs caractéristiques permettent une amélioration de l’efficacité de la protection contre les surtensions. Les parafoudres assurent deux fonctions principales : l’équipotentialité entre l’installation électrique et la terre du bâtiment et la protection des équipements sensibles. Le parafoudre d’équipotentialité est installé en tête de l’installation dans le bâtiment et vise à éviter les amorçages et les incendies dans la structure. Les autres parafoudres assurent la protection des équipements et sont localisés dans la structure non loin des équipements à protéger. Les deux fonctions (équipotentialité et pro-

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠､￩｣･ｭ｢ｲ･＠ＲＰＱＶ

L

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＱＰＳ

D 4 841v3 – 1

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＱ

PARAFOUDRES BASSE TENSION

Ｕ

______________________________________________________________________________________________________

tection) du parafoudre sont directement liées aux caractéristiques des composants qui forment la partie active. La description détaillée des composants utilisés et de leurs avantages et inconvénients est donnée dans [D4840]. Cependant, ces deux fonctions principales d’un parafoudre ont moins évolué que les fonctions secondaires (indicateur de défaut du parafoudre, renvoi d’état à distance, maîtrise de la fin de vie…) qui font désormais partie intégrante de la majorité des parafoudres basse tension. Ces fonctions ont parfois pris plus d’importance que la protection elle-même dans le choix du parafoudre. On constate ces dernières années une accélération de la connaissance dans le domaine des surtensions et des réseaux basse tension. L’état actuel des connaissances dans ce domaine est présenté dans [D4840]. Parallèlement, il faut aussi noter des progrès importants dans la technologie des parafoudres et dans les moyens d’essais. Les parafoudres actuels n’ont plus grand chose à voir avec les parafoudres de la génération précédente et notamment vis-à-vis des fonctions additionnelles. Ils sont fiables, protègent mieux et supportent des courants de foudre élevés. En outre, ils informent en permanence sur leur état et signalent toute défaillance sans créer de problèmes à l’installation électrique. Enfin, le besoin de connaître l’état des parafoudres à distance pousse à développer des parafoudres communiquant connus sous le terme générique anglais de « smart SPD (Surge Protective Device) ». Les normes peinent à suivre des progrès aussi rapides et les guides d’applications qui aident à la compréhension de ces normes ont encore plus de difficultés à être à jour. Les éléments de base décrits dans le présent article sont des éléments valides en termes de physique des phénomènes mis en jeu, indépendamment des évolutions normatives. Cependant, les projets de normes les plus récents ont été pris en compte ; ils sont présentés dans le premier article [D4840].

1. Installation des parafoudres basse tension

1.1 Installation sur les réseaux d’énergie Les parafoudres sont installés en fonction des différents régimes de neutre. Le tableau 1 correspond à l’implantation de parafoudres à l’entrée de l’installation et les parafoudres situés en aval peuvent ou non également être installés conformément au tableau 1. Ainsi, par exemple, il est possible pour un régime TT, de ne protéger qu’en mode différentiel, c’est-à-dire entre phase et neutre, en aval du parafoudre installé en tête d’installation.

On parle généralement de « parafoudres » tout court quand on veut mentionner les parafoudres basse tension (BT) car ils sont les plus nombreux dans les installations. Les parafoudres des autres réseaux sont alors nommés en fonction de leur utilisation comme par exemple parafoudre haute tension ou parafoudre télécom. En anglais un parafoudre haute tension est dénommé « surge arrester » alors qu’un parafoudre basse tension est dénommé « surge protective device ». Il est à noter que des termes anciens comme parasurtenseur ou encore parasurtension sont utilisés dans le langage courant pour séparer la fonction d’équipotentialité de la fonction de protection. Il s’agit là de pratiques qui ne sont pas normalisées. Ces dispositifs sont tous des parafoudres et on rencontre également des parafoudres ayant les deux fonctions de protection et d’équipotentialité.

L’installation en régime TT, TNS et IT (cf. § 3.1 de [D4840]) peut se faire suivant deux schémas. L’un est le schéma qui était principalement utilisé en France jusqu’il y a quelques années. Il sera nommé dans cet article, par analogie avec le nouveau schéma, schéma 2+0 en monophasé et 4+0 en triphasé avec neutre. Dans ce schéma chaque conducteur actif (c’est-à-dire phase ou neutre) est relié à la terre (conducteur vert-jaune PE) par un parafoudre. Dans le nouveau schéma introduit depuis quelques années et qui tend désormais à être le plus fréquent, appelé schéma 1+1 en monophasé et 3+1 en triphasé, tous les conducteurs de phase sont reliés au neutre par un parafoudre, le neutre étant à son tour relié à la terre par un parafoudre. Ces schémas sont présentés sur la figure 1. La protection de mode commun (entre conducteurs actifs et terre) assure principalement la sécurité de l’installation. C’est la protection attendue généralement par le parafoudre d’équipotentialité installé en tête d’installation. La plupart des équipements de l’installation sont plus sensibles entre phase et neutre, là où se trouvent les circuits des équipements. La protection de mode commun est donc inadaptée pour réaliser leur protection et elle n’assure qu’une fonction de protection au niveau de l’isolement des équipements, qui est généralement bien plus grand que la tenue en mode différentiel. Avec le schéma 3+1 (cas d’un réseau triphasé plus neutre) on protège à la fois là où l’équi-

Quand le parafoudre doit prendre en compte des courants de foudre partiels (installation protégée par un Système de Protection Foudre (SPF) ou choc de foudre sur la dernière portée d’un réseau basse tension aérien) le parafoudre de tête doit être de Type 1, c’est-à-dire testé avec une onde de courant de foudre direct de forme 10/350. Quand ce n’est pas le cas, le parafoudre de tête est de Type 2, c’est-à-dire testé avec une onde de forme 8/20 représentant les surtensions induites ou les chocs de foudre lointains. Sauf exception, les autres parafoudres dans l’installation doivent être de Type 2 (une exception étant, par exemple, quand une installation de toiture est raccordée à un conducteur du SPF. Alors dans ce cas le parafoudre protégeant cette installation doit être de Type 1 afin d’assurer l’équipotentialité entre l’installation et le SPF).

D 4 841v3 – 2

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＱＰＴ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＱ

_______________________________________________________________________________________________________ PARAFOUDRES BASSE TENSION

pement est sensible (entre phase et neutre) et on assure la protection de l’isolement entre conducteurs actifs et terre. Cependant, si la protection entre neutre et terre est réalisée par un seul composant de protection, la protection entre phase et terre est constituée de deux composants en série : entre phase et neutre puis entre neutre et terre. Il est à noter que le niveau de protection d’un tel parafoudre entre phase et terre n’est pas forcément donné sur la plaque signalétique du parafoudre ou sur sa fiche technique. En absence de donnée fournie par le constructeur on doit considérer que le niveau de protection entre phase et terre est la somme des niveaux de protection entre phase et neutre et entre neutre et terre. Ce niveau peut être supérieur à ce que supporte l’équipement à protéger et peut donc ne pas convenir. Pour rappel : le niveau de protection d’un parafoudre est la tension maximale à ses bornes, dans certaines conditions d’essais, en kilovolts. Plus le niveau de protection est élevé et moins la protection est bonne. Dans le tableau 1, pour les schémas 2+0 et 4+0 le parafoudre entre conducteurs actifs et terre est obligatoire en tête d’installation pour assurer la sécurité de celle-ci (c’est le sens du terme « Oui » utilisé dans ce tableau 1). Pour les autres parafoudres de l’installation le mode de protection indiqué par « Oui » peut ne pas être utilisé en fonction de la protection recherchée. Dans la plupart des cas, la grosse partie des surtensions entrantes dans l’installation est traitée par le parafoudre de tête et dès lors la contrainte de mode commun pour les parafoudres avals est bien plus faible. Il est souvent d’usage d’utiliser un parafoudre de mode commun en tête d’installation et un parafoudre apportant une protection de mode commun et différentiel dans le reste de l’installation. Un parafoudre n’apportant qu’une protection de mode commun, installé en aval du parafoudre de tête serait la plupart du temps peu efficace pour protéger les équipements.

Figure 1 – Différents schémas utilisés pour les régimes TT, TNS et IT

point en entrée d’installation. Plus on s’éloigne de l’entrée de l’installation plus la différence de potentiel entre neutre et PE peut devenir grande si un conducteur est le siège d’une impulsion de courant et que l’autre n’est pas affecté. Il est donc également nécessaire de mettre en place un parafoudre entre neutre et PE dès lors que la distance dépasse 50 cm, et donc en pratique quand le parafoudre n’est pas installé dans le tableau électrique où se trouve le point commun entre neutre et PE. C’est le sens du terme « > 50 cm » (tableau 1).

L’utilisation du schéma 1+1 et 3+1 permet de ne pas se poser la question puisque la protection de mode différentiel est alors toujours présente. Pour les schémas 2+0 et 4+0 le mode de protection différentiel n’est pas obligatoire en tête d’installation mais le terme « sens. » (tableau 1) indique alors qu’il est utile pour protéger les matériels sensibles situé dans l’installation ou même en tête de celle-ci.

Les parafoudres doivent toujours être installés le plus près possible du matériel à protéger. Un parafoudre disposé en tête d’installation ne protège pas toute l’installation, mais permet

Dans le cas particulier du schéma TNS, le neutre et le PE (conducteur de protection) sont séparés mais reliés au même

Tableau 1 – Installation des parafoudres sur les réseaux d’énergie Régime de neutre (voir [D4840]) TT

TNS

IT avec neutre distribué

Schéma d’installation

Schéma d’installation

Schéma d’installation

2+0 4+0

2+0 4+0

2+0 4+0

Installation du parafoudre entre

TNC

1+1 3+1

1+1 3+1

1+1 3+1

Conducteur de phase et conducteur PE

Oui

Conducteur de neutre et conducteur PE

Oui

Oui

Oui

Oui

Oui

Oui

Sens.

Oui

> 50 cm

Oui

Sens.

Oui

Conducteur de phase et conducteur de neutre Conducteur de phase et conducteur PEN

Oui

IT sans neutre distribué

Oui

Oui

Oui

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés.

ＱＰＵ

D 4 841v3 – 3

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＱ

PARAFOUDRES BASSE TENSION

______________________________________________________________________________________________________

contraire, il est possible que la majorité du courant de foudre incident s’écoule dans le second parafoudre et non dans le parafoudre de tête [5][13]. Cela est dommageable à plusieurs titres. D’une part, le choc de foudre circule dans l’installation, pouvant y créer des surtensions par induction : la protection CEM n’est plus assurée. D’autre part, le second parafoudre n’est, en général, pas dimensionné pour supporter des chocs de foudre d’amplitude élevée et il risque d’être détérioré, alors que le parafoudre de tête sera intact. Il est également probable que l’équipement ne soit pas protégé et qu’il soit détruit par cette surtension.

Parafoudre à varistance ZnO de niveau de protection Up 1,2 kV

Comme la coordination entre deux parafoudres peut être complexe à étudier, elle est souvent minimisée voire ignorée dans les installations. Elle peut se faire par des simulations mais ceci impose de bien connaître les paramètres du réseau et également les caractéristiques réelles de parafoudres (courbe réelle et pas les quelques points extrêmes indiqués dans la documentation des parafoudres). Une autre méthode consiste à réaliser en laboratoire le montage réel de l’installation et à injecter le courant de tenue du parafoudre de tête et vérifier que le second parafoudre n’est pas détruit. Ce phénomène est décrit en détail dans la norme IEC 61643-12 et sa version européenne CLC TS 61643-12.

Ｕ

En général, il est recommandé de suivre les indications du constructeur de parafoudres en ce qui concerne la coordination. Des distances minimales entre parafoudres (ou des valeurs d’inductance de découplage équivalentes en partant de l’hypothèse communément admise qu’un mètre de conducteur est équivalent à 1 μH) sont ainsi indiquées. Ceci impose évidemment de ne retenir qu’un seul constructeur pour les parafoudres d’un circuit protégé.

Figure 2 – Doublement de tension après une distance de 10 m

seulement de dériver à la terre la plus grande partie de l’énergie incidente et d’éviter ainsi de trop contraindre les matériels en aval. De plus, on évite ainsi la circulation de courant de foudre dans l’installation et donc, les problèmes de compatibilité électromagnétique (CEM) qui y sont liés.

Pendant très longtemps la coordination entre parafoudres résidait uniquement en une coordination énergétique. Pour peu que le parafoudre en aval du parafoudre de tête ne casse pas, la situation était considérée comme satisfaisante. Cependant, comme l’a montré [D4840], pour certaines technologies de parafoudre, la tension augmente avec le courant. Dès lors que l’on dépasse le courant nominal de décharge d’un parafoudre de Type 2, la tension peut dépasser le niveau de protection garanti Up. Donc il ne suffit pas que la coordination énergétique soit obtenue, encore faut-il que la coordination en niveau de protection soit obtenue, c’est-àdire que le niveau de tension au niveau du second parafoudre reste en dessous de son niveau de protection Up.

Par ailleurs, les courbes u = f(i) des parafoudres à varistance sont tellement plates que l’injection d’une onde de courant de foudre normalisée (8/20, par exemple) va créer une onde de tension aux bornes du parafoudre comme celle décrite à la figure 2. Cette onde de tension peut générer, dans le réseau aval constitué d’inductances (les câbles) et de capacités (l’appareillage), des oscillations qui peuvent, après une dizaines de mètres, atteindre deux fois le niveau de protection du parafoudre.

On peut même aller plus loin. Si la coordination est bonne, on peut avoir au niveau du parafoudre aval, un courant bien plus petit que et donc une tension plus faible que le niveau de protection Up. Cette technique tend à se répandre et doit se baser sur les moyens de calcul proposés par le constructeur des deux parafoudres. On obtient ainsi des niveaux de protection très bons grâce à une cascade à deux ou même trois parafoudres alors qu’il serait difficile de trouver sur le marché des niveaux de protection aussi bas. Sur la base de cette approche on obtient des probabilités de protection (voir [D4840]) PSPD bien meilleure que les valeurs standards proposées par la norme NF EN 62305-2.

Il est à noter que pour les parafoudres deux ports, la tension de sortie est généralement à front bien plus lent que pour un parafoudre un port. En conséquence, les oscillations ne sont excitées que pour des longueurs de circuit plus longues et on considère [3] que l’on peut protéger efficacement pour des distances en aval du parafoudre de 50 m au moins, ce qui est un avantage évident des parafoudres 2 ports. Ils sont d’ailleurs très populaires en Asie. Cependant, leur désavantage est leur taille qui est proportionnelle au courant de charge de l’installation. En amont, d’une installation importante un parafoudre deux ports peut représenter une armoire alors qu’un parafoudre un port sera généralement intégré sur un rail Din dans un tableau électrique existant.

1.1.2 Surtensions en mode différentiel Il est donc clair que la distance de protection d’un parafoudre est relativement faible et qu’un parafoudre ne protège pas une installation mais un équipement.

Dans le cas du régime TT, un autre phénomène peut se produire qui correspond à l’apparition d’une surtension de mode différentiel (entre phase et neutre), même quand une protection de mode commun est présente (entre phase ou neutre et terre). Dans ces réseaux (figure 3) le neutre du transformateur est relié à une terre qui est généralement faible (5 Ω typiquement). Si la valeur de la prise de terre de l’installation est, par contre, élevée (30 à 100 Ω), on va assister à la circulation préférentielle du courant de foudre depuis la phase via le parafoudre de phase jusqu’à la prise de terre et, de là, vers le neutre via le parafoudre de neutre. On a donc, dans le pire des cas, une tension entre phase

1.1.1 Coordination de deux parafoudres Dans le cas où la distance entre le parafoudre de tête et le matériel sensible est trop grande, ou lorsque le niveau de protection du parafoudre de tête est trop haut, il convient d’installer un autre parafoudre près de ce matériel sensible. Dans ce cas, les deux parafoudres doivent être coordonnés. En effet, dans le cas

D 4 841v3 – 4

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

ＱＰＶ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＴＱ

_______________________________________________________________________________________________________ PARAFOUDRES BASSE TENSION

Figure 3 – Surtension générée en mode différentiel

et neutre qui est égale à la somme du niveau de protection de chacun des parafoudres de mode commun, soit, en général, deux fois le niveau de protection. Cela justifie la nécessité de l’installation de parafoudres entre phase et neutre pour le régime TT. Des phénomènes similaires peuvent aussi se produire en régime TNS, dès que la distance entre le point commun PE-neutre et le parafoudre dépasse une dizaine de mètres. On considère même aujourd’hui que dès lors que cette distance est supérieure à 50 cm un second parafoudre est nécessaire. Autant dire que si le point commun n’est pas dans le tableau électrique où le parafoudre est installé, le parafoudre neutre-PE est nécessaire.

ℓ1

Ｕ

ℓ1 et ℓ2 ℓ2

1.1.3 Distance entre le parafoudre et la ligne où il est raccordé La distance entre les bornes du parafoudre et les conducteurs (longueurs de la figure 4a) doit être aussi la plus courte possible sans dépasser 50 cm au total. En effet, le passage du courant de foudre dans les conducteurs de raccordement va créer une chute de potentiel inductive en série avec le parafoudre qui va donc s’ajouter au niveau de protection du parafoudre.

Figure 4 – Distance entre le parafoudre et la ligne où il est raccordé

de tension Up 2 kV ne devra pas être câblé avec des conducteurs de plus de 50 cm au total.

Exemple En général, on considère que l’on a une inductance L de 1 μH par mètre de conducteur. Cela veut donc dire que, si la longueur totale des conducteurs de raccordement est de 1 m, on aura, pour un courant de 10 kA ayant un front de 10 μs circulant dans le parafoudre, une différence de potentiel de :

Dans un tableau électrique de grande taille il peut sembler difficile d’obtenir cette longueur maximale de 50 cm. Il y alors plusieurs solutions possibles. La première consiste à utiliser un parafoudre avec un niveau de protection plus petit que celui demandé. Ainsi dans l’exemple précédent, si un parafoudre de tension Up 1,5 kV est utilisé, une marge supplémentaire de 500 V est obtenue. Celle-ci correspond à 50 cm supplémentaire (sur la base des 1 kV/m calculés précédemment). On peut donc câbler le parafoudre avec des conducteurs de 1 m au maximum. Bien évidemment c’est un maximum. Plus cette distance est courte, meilleure est la protection.

Cette tension vient s’ajouter au niveau de protection du parafoudre. Cette valeur de 1 kV/m de chute de potentiel dans les conducteurs de liaisons du parafoudre est celle qui est considérée dans les normes quel que soit le parafoudre.

Il est aussi possible de réduire cet effet en installant le parafoudre conformément à la figure 4b. C’est ce qu’on appelle le schéma en « V ». Celui-ci peut s’appliquer des deux côtés (conducteurs actifs et borne de terre) mais assez souvent c’est du côté de la ligne que ce schéma s’applique. La longueur de conducteur prise en compte est alors de 0 cm du côté où le schéma en « V » est utilisé permettant de réduire la longueur totale.

Les éventuelles chutes de potentiel dans les autres éléments en série avec le parafoudre (déconnecteur, par exemple) doivent aussi être prises en compte. En général cette chute de potentiel est négligeable mais elle peut atteindre quelques centaines de volts pour certaines technologies. Pour cette raison, la distance entre parafoudre et conducteurs doit être la plus courte possible (en général, on demande 50 cm comme longueur totale et cette valeur est même imposée dans les normes les plus récentes). Ces 50 cm sont adaptés à une marge de 20 % entre le niveau de tenue Uw en kV de l’équipement et le niveau de protection du parafoudre Up en kV. Ainsi pour un équipement standard du réseau 230/400 V qui a une tenue de 2,5 kV, le niveau de protection Up ne doit pas dépasser 2 kV (20 % de moins que 2,5 kV). Un parafoudre

La figure 5 présente un parafoudre où les longueurs de câblage sont réduites (déconnecteur intégré, câblage en « V » et longueur de conducteur PE réduite). On peut également utiliser une borne de terre intermédiaire comme représenté à la figure 6. Le parafoudre et son déconnecteur éventuel sont positionnés en haut du tableau pour minimiser

Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés.

ＱＰＷ

D 4 841v3 – 5

Ｕ

ＱＰＸ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＶＰＰ

Postes à moyenne tension par

Georges VALENTIN Ingénieur EEIP EDF-GDF Services technique électricité. Réseaux et services

René FONDEUR Ingénieur ENSI-Caen Société Forclum, direction technique

Bernard JOYEUX-BOUILLON Ingénieur IEG (Institut polytechnique de Grenoble) Directeur technique Appareillage et Équipements moyenne tension. GEC-Alsthom et

Jean-Claude TURPAIN Ingénieur IEG (Institut polytechnique de Grenoble) Responsable marketing. Domaine d’activités stratégiques Transport et Distribution. Groupe Schneider.

Terminologie..............................................................................................

2. 2.1 2.2

Fonctionnalités des postes rencontrés sur les réseaux HTA....... Réseaux de distribution publique .............................................................. Réseaux privés.............................................................................................

— — —

3 3 4

3. 3.1 3.2

Aspects économiques............................................................................. Réseaux publics ........................................................................................... Réseaux privés.............................................................................................

— — —

4 4 5

4. 4.1 4.2

— —

5 5

4.3 4.4 4.5 4.6

Besoins et contraintes formalisés dans un cahier des charges . Généralités ................................................................................................... Besoins et qualité pour l’alimentation des usages particuliers de l’électricité Maintenabilité .............................................................................................. Exploitation .................................................................................................. Contraintes d’installation et d’environnement.......................................... Normes et réglementation..........................................................................

— — — — —

5 5 6 6 6

5. 5.1 5.2 5.3

Postes de distribution publique. Structures et schémas ............. Postes sources ............................................................................................. Postes HTA de structure.............................................................................. Postes HTA/BT .............................................................................................

— — — —

7 7 9 11

6. 6.1 6.2 6.3

Postes privés. Structures et schémas................................................ Structures sources....................................................................................... Structures de distribution ........................................................................... Fonctions de contrôle et de surveillance ...................................................

— — — —

13 13 15 15

7. 7.1 7.2

— —

16 16

—

18

7.4 7.5 7.6 7.7

Technique des postes HTA .................................................................... Généralités sur les tableaux HTA ............................................................... Tableaux de disjoncteurs HTA à double sectionnement pour poste source de distribution publique Tableaux de disjoncteurs HTA à double sectionnement pour les réseaux privés Tableaux de disjoncteurs HTA à simple sectionnement........................... Tableaux interrupteurs HTA pour postes HTA/HTA et HTA/BT ............... Postes HTA de structure en zones rurales ................................................. Choix des matériels .....................................................................................

— — — — —

21 21 21 25 26

8. 8.1 8.2

Réalisation des postes HTA................................................................... Relais de protection et leurs évolutions .................................................... Installation des postes HTA ........................................................................

— — —

26 26 27

9.

Conclusions ...............................................................................................

—

28

7.3

ｐ｡ｲｵｴｩｯｮ＠Ｚ＠ｳ･ｰｴ･ｭ｢ｲ･＠ＱＹＹＶ

D 4 600 - 2

1.

Pour en savoir plus...........................................................................................

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＰＹ

Doc. D 4 601

D 4 600 − 1

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＶＰＰ

POSTES À MOYENNE TENSION

___________________________________________________________________________________________________________

n poste à moyenne tension est un ouvrage placé à un nœud d’un réseau, qui regroupe un ensemble d’équipements destiné à en assurer la protection et faciliter l’exploitation. Les réseaux à moyenne tension sont maintenant, pour la plupart, réalisés en câbles souterrains ; de ce fait, les seules interventions d’exploitation possibles ne peuvent se faire qu’à partir des postes, d’où l’importance grandissante de ces ouvrages. Les postes à moyenne tension abritent de plus en plus d’appareillages qui apportent de nouvelles fonctions nécessaires à une exploitation mieux contrôlée, voire automatisée. Le présent article ne traite que des installations à courant alternatif triphasé. Dans le texte, les appellations haute tension et moyenne tension, utilisées dans le langage courant, sont employées. Par contre, les abréviations sont celles définies dans l’arrêté technique du 2 avril 1991, en l’occurrence HTB pour les tensions supérieures à 50 kV (haute tension) et HTA pour les tensions comprises entre 1 et 50 kV (moyenne tension). L’article s’adresse : — aux concepteurs, installateurs, exploitants de postes publics ou privés ; — aux techniciens et ingénieurs du domaine Génie électrique. Il décrit les fonctionnalités des postes rencontrés sur les réseaux HTA, la terminologie et les normes, les aspects économiques, les besoins et contraintes formalisés dans un cahier des charges, les structures et schémas des postes de distribution publique, les structures et schémas des postes privés et la technique et la réalisation des postes HTA.

U

Ｕ 1. Terminologie

■ Poste d’interconnexion privé : poste de structure d’un réseau de distribution privé permettant des manœuvres de réalimentation puis la recherche et l’élimination des défauts.

■ Réseau de transport : réseau HTB qui assure la liaison entre les centrales de production et les postes de transformation qui alimentent le réseau de distribution HTA.

■ Poste de distribution privé : poste HTA raccordé sur le réseau de distribution privé. ■ Tableau à moyenne tension ou simplement, tableau : ensemble d’appareillages HTA (disjoncteurs ou interrupteurs ou sectionneurs sous enveloppe métallique, que l’on trouve dans tous les types de postes évoqués ci-dessus. La définition de ces appareillages et leur fonction est donnée ci-après.

■ Réseau de distribution publique : réseau HTA ou BT (basse tension) qui assure l’alimentation directe de la clientèle courante du distributeur. ■ Réseau privé : réseau interne à une installation industrielle ou tertiaire nécessitant une puissance importante.

■ Structure de distribution privée : structure de réseau HTA et BT interne à des installations industrielle ou tertiaire.

■ Rame (dénomination EDF) : deux tableaux de disjoncteurs HTA embrochables sur jeux de barres dans un poste source (figure 2). Chacun des tableaux, formant une demi-rame, comporte un disjoncteur arrivée transformateur, une cellule sectionnement, douze disjoncteurs départ, deux disjoncteurs shunt, un disjoncteur de protection des gradins de condensateurs et une cellule transformateur de potentiel.

■ Poste source : nœud du réseau de transport et point de transformation de la HTB vers la HTA du réseau de distribution publique chez le distributeur ; il est équivalent au poste de centrale électrique dans une installation privée.

■ Source autonome de production : installation de production électrique pouvant satisfaire les besoins d’un réseau de distribution privé sans être nécessairement connecté au réseau du concessionnaire.

■ Poste de structure : nœud fonctionnel du réseau HTA qui permet aux exploitants des reprises d’alimentation en cas de défaut ou de travaux sur une artère.

■ Cellule : terme général désignant un appareil, disjoncteur ou interrupteur, sous enveloppe métallique et ses moyens de raccordement au réseau.

■ Poste de distribution publique : poste de transformation HTA /BT du distributeur alimentant le réseau BT de distribution publique.

■ Unité fonctionnelle : partie élémentaire d’un ensemble d’appareillages assurant des fonctions simples (§ 5.1.3).

■ Structure source : structure de réseau, comportant des postes sources (de livraison ou/et de centrale électrique) et des postes de distribution.

■ Le disjoncteur et l’interrupteur sont des appareils capables d’établir, de supporter ou d’interrompre des courants dans les conditions normales des circuits (courant de charge), ainsi que d’établir et de supporter des courants de court-circuit. Un disjoncteur est capable de couper tous les courants de court-circuit (valeurs typiques du courant maximal de court-circuit d’une installation : 10 à 50 kA) ; un interrupteur ne coupe des courants de court-circuit que de valeurs très faibles (typiquement 500 à 1 500 A en coordination avec des fusibles).

■ Poste de livraison ou poste client : point d’interconnexion entre le réseau du distributeur et un réseau de distribution privé. ■ Poste de centrale électrique : point d’injection d’une centrale de production électrique sur un réseau de structure source, dans une installation privée.

D 4 600 − 2

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＱＰ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＶＰＰ

___________________________________________________________________________________________________________ POSTES À MOYENNE TENSION

■ Le sectionneur assure en position d’ouverture une distance d’isolation, de sectionnement ; il a donc une tenue diélectrique au franchissement supérieure au niveau d’isolement général d’une installation.

Nous ne mentionnerons pas, dans cet article, les appareils à moyenne tension spécifiques des réseaux aériens tels que les interrupteurs aériens télécommandés ou non. Ils ne font pas à proprement parler partie de la catégorie des postes à moyenne tension, bien que certaines des technologies qu’ils utilisent rappellent de plus en plus celles des postes à moyenne tension. Quelques éléments concernant ces matériels sont donnés dans l’article [D 4 220] Réseaux de distribution. Conception et dimensionnement [1].

■ L’interrupteur-sectionneur est un interrupteur qui, dans sa position d’ouverture, satisfait aux conditions d’isolement spécifiées pour un sectionneur. ■ Le sectionneur de terre est utilisé pour mettre en court-circuit et à la terre les parties d’un circuit. Il est capable de supporter et, lorsque c’est spécifié, de fermer les courants de court-circuit ; mais il n’est pas prévu pour supporter du courant en régime permanent.

2.1 Réseaux de distribution publique On trouve sur les réseaux de distribution publique divers types de poste à moyenne tension. Chacun de ces postes joue un rôle différent. On peut classer ainsi les postes par rapport aux fonctions qu’ils assurent.

■ Les normes suivantes, concernant les installations privées, sont applicables : — NF C 15-100 installations électriques BT ; — NF C 13-100 postes de livraison établis à l’intérieur d’un bâtiment et alimentés par un réseau de distribution publique de deuxième catégorie (HTA) ; — NF C 13-200 installations électriques à haute tension ;

2.1.1 Postes sources HTB/HTA

no

ainsi que le décret 88-1056 avec la circulaire DRT 89-2 (ministère du Travail et de l’Agriculture) avec les arrêtés correspondants.

Les postes HTB/HTA alimentent et protègent le réseau HTA (§ 5.1) ; ils assurent l’abaissement de la tension et l’alimentation du réseau HTA, en le protégeant par des disjoncteurs.

2. Fonctionnalités des postes rencontrés sur les réseaux HTA

2.1.2 Postes HTA de structure Les postes HTA de structure permettent l’exploitation du réseau HTA. Ils sont placés dans le réseau et abritent des appareils de coupure servant à fractionner les artères en tronçon pour faciliter la recherche des défauts et permettre les isolements nécessaires à certaines opérations d’exploitation. Parmi les postes HTA de structure, on cite ceux qui suivent, dont la description est donnée au paragraphe 5.2.

Sur le réseau de distribution électrique français, la valeur prédominante de la tension HTA est de 20 kV. D’une façon générale, il est fait une distinction entre les réseaux de distribution publique et les réseaux propres aux utilisateurs privés (figure 1).

■ Les postes d’étoilement HTA /HTA permettent, à partir d’une artère, de créer plusieurs extensions qui peuvent être isolées séparément par des interrupteurs-sectionneurs. ■ Les armoires de tronçonnement [armoires de coupure manuelle (ACM)] renferment un interrupteur-sectionneur permettant, pour un coût minime, de tronçonner une artère en deux. ■ Les armoires de tronçonnement et de dérivation [armoire de coupure manuelle avec dérivation (ACMD)] permettent, en adjoignant à l’armoire précédente une dérivation séparable, de créer une extension à partir du réseau principal avec une bonne souplesse d’exploitation. ■ Les armoires de tronçonnement et de dérivation [armoire de coupure à 3 commandes manuelles (AC3M)] sont semblables aux armoires précédentes et comprennent trois interrupteurs-sectionneurs, deux sur l’artère principale et un pour pouvoir isoler la dérivation. ■ Les postes de tronçonnement et de dérivation télécommandés permettent le tronçonnement télécommandé d’une artère, depuis un point central. Ils abritent des appareils motorisés que l’on appelle organes de manœuvre télécommandés (OMT). Parmi les OMT, on peut citer : — l’interrupteur de poste télécommandé (IPT) ; on le trouve nécessairement dans un poste HTA/BT, en général sur le réseau souterrain ; — l’armoire de tronçonnement avec action à distance ; cette armoire de coupure télécommandée (ACT) est équivalente à l’ACM, mais avec télécommande de l’interrupteur ; — l’armoire de tronçonnement avec action à distance et dérivation ; cette armoire de coupure télécommandée à 3 directions (AC3T) est équivalente à l’AC3M, mais avec la télécommande des interrupteurs ;

Figure 1 – Distinction entre réseaux de distribution publique et réseaux privés

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＱＱ

D 4 600 − 3

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＶＰＰ

POSTES À MOYENNE TENSION

___________________________________________________________________________________________________________

— le disjoncteur réenclencheur en réseau (DRR) ; on le trouve sur le réseau aérien ou le réseau souterrain en amont d’un réseau aérien ; il permet de déporter dans le réseau les automatismes de protection et de réenclenchement qui sont ceux d’un disjoncteur de poste source.

• des liaisons électriques, • des équipements d’interconnexion entre les sources de courant constitués par des tableaux et les liaisons électriques ; — une structure de distribution, alimentée depuis l’installation source, et comprenant : • des liaisons, • des tableaux de distribution, • les transformateurs HTA/HTA ou HTA/BT eux-mêmes alimentés depuis les tableaux de distribution.

2.1.3 Poste HTA/BT Les postes HTA/BT assurent l’alimentation et la protection du réseau BT (§ 5.3). On rencontre deux types principaux :

■ On définit ainsi une hiérarchie des équipements électriques comportant : — des postes de la structure source, raccordés aux sources de courant ou assurant l’interconnexion entre ces sources, équipés d’appareils de coupure (disjoncteurs) asservis à des protections électriques assurant une sélectivité correcte avec les protections propres aux sources de courant ; — des postes de la structure de distribution alimentant les circuits d’utilisation par l’intermédiaire de transformateurs eux-mêmes généralement protégés par des fusibles.

■ Les postes HTA /BT sur réseaux aériens sont très majoritairement représentés par les transformateurs sur poteau sans appareil de coupure sur la HTA. ■ Les postes HTA/BT sur réseaux souterrains sont majoritairement représentés par les postes en cabine avec deux interrupteurssectionneurs HTA pour manœuvrer sur l’artère et un interrupteurfusible en protection du transformateur.

■ Ces équipements sont reliés par des canalisations électriques que l’on peut également classer par ordre d’importance et qui comprennent : — des liaisons d’alimentation et d’interconnexion des postes de la structure source, dimensionnées en fonction des puissances à transporter et des courants de court-circuit susceptibles d’apparaître dans les conditions les plus défavorables (elles peuvent éventuellement être doublées par sécurité) ; — des liaisons de distribution alimentant les tableaux de distribution depuis les tableaux sources.

2.2 Réseaux privés Ils assurent la répartition de l’énergie électrique entre les différents points d’utilisation d’une installation industrielle ou tertiaire nécessitant une puissance importante.

Ｕ

■ Dans le cas le plus général, leur alimentation est réalisée séparément ou simultanément (figure 1) : — par un réseau de distribution publique, par l’intermédiaire d’un poste de livraison ; — par une source autonome d’énergie (centrale électrique). L’énergie électrique est normalement fournie par le réseau de distribution publique, les sources autonomes de production étant généralement utilisées en secours ou en appoint. Cependant, sous certaines conditions, les excédents d’énergie fournis par les sources autonomes de production peuvent être absorbés par le réseau de distribution publique.

3. Aspects économiques Les postes jouent un rôle majeur dans la conception d’un réseau, public ou privé. De leur bonne adéquation et de leur fonctionnement dépend largement la fiabilité de ce réseau. C’est sur les postes que vont se concentrer bien souvent les frais et charges d’entretien du réseau ; il convient donc d’en tenir compte pendant leur conception et leur réalisation.

Les réseaux privés sont peu étendus et, de ce fait, leur impédance propre étant faible, les courants de court-circuit aux différents point d’utilisation sont très voisins de celui de la source de courant qui les alimente. Pour cette raison ils ne sont pas maillés. Les éléments qui les constituent (jeux de barres, liaisons en câbles, etc.) peuvent éventuellement être doublés pour réaliser des systèmes redondants améliorant le taux de disponibilité de l’installation. Les coûts d’investissement correspondants sont alors plus élevés et la recherche de la solution optimale nécessite éventuellement une étude de fiabilité prenant en compte les risques de défaillances et les opérations de maintenance.

3.1 Réseaux publics Le but recherché par le distributeur est d’améliorer la qualité de fourniture de l’électricité à la clientèle, au moindre coût.

La présence d’une source autonome de production peut engendrer des courants de court-circuit très différents selon que l’installation est alimentée : — par le réseau de distribution publique seul ; — par la source autonome de production seule ; — par les deux couplés en parallèle. D’une façon générale, ces installations sont réalisées en fonction des dispositions architecturales des bâtiments et des locaux qu’elles desservent et adaptées aux besoins de l’utilisateur. Les seules règles à respecter en la matière sont celles imposées par les normes et la réglementation en vigueur.

■ Des études technico-économiques sont menées au niveau national, pour définir les grandes orientations en terme de conception des réseaux (structures, nouveaux matériels à développer, etc.). Dans ce cadre, le développement de matériels achetés en quantité avec un coût total élevé fait de plus en plus l’objet d’une démarche d’analyse de la valeur (analyse fonctionnelle, prise en compte du coût global d’une installation et pas seulement de son coût d’achat) et d’études de fiabilité. ■ Au niveau local, pour décider du mode d’alimentation de clients ou du renouvellement d’un ouvrage, on compare plusieurs solutions techniques qui répondent au problème posé sur une période donnée correspondant généralement à leur durée de vie. Dans certains cas (raccordement d’un simple client BT par exemple), la solution technique à mettre en œuvre est suffisamment évidente pour ne pas nécessiter d’étude technico-économique.

■ Il est néanmoins recommandé de concevoir et de réaliser ces installations à partir d’une structure logique (figure 1), qui fait apparaître : — une structure source comprenant : • les sources de courant (poste de livraison, postes de centrale électrique),

D 4 600 − 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＱＲ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＶＰＰ

___________________________________________________________________________________________________________ POSTES À MOYENNE TENSION

3.2 Réseaux privés

● Les caractéristiques du réseau d’alimentation à prendre en compte sont : — le niveau de tension ; — la qualité de la fourniture (variations de tension, coupures brèves ou longues, harmoniques, flicker...) ; — la puissance de court-circuit. ● Les besoins liés aux utilisations permettent de définir les caractéristiques électriques nécessaires pour leur alimentation : — niveau de tension ; — puissance réellement installée et puissance souscrite ; — puissance de court-circuit aux différents points de l’utilisation ; — variations de tension tolérées ; — compensation de l’énergie réactive et tenue de la tension ; — immunité des machines aux perturbations (creux de tension, coupures brèves, coupures longues, harmoniques, flicker...) ; — réglementation liée à la sécurité des installations [immeubles de grande hauteur (IGH)), établissements recevant du public (ERP), hôpitaux, installations classées...].

L’étude technique d’un réseau privé est toujours associée à une étude économique permettant d’évaluer l’investissement et, éventuellement, la rentabilité des différentes solutions qui peuvent être proposées. Les critères pris en compte sont essentiellement les coûts d’investissement, d’exploitation et la sécurité de fonctionnement. Dans ce contexte, les opérations de maintenance sont prises en compte, sachant que tout manque d’entretien peut conduire à des arrêts d’exploitation coûteux. Une surabondance de matériel entraîne simultanément un risque supplémentaire de défaillance et un investissement exagéré qui peuvent remettre en cause le projet. Il est donc indispensable de concevoir des schémas simples, complétés par des dispositions assurant un niveau de sécurité suffisant. Le prix de l’énergie électrique, qu’elle soit achetée au réseau de distribution publique ou produite par une centrale autonome, intervient d’une façon importante dans les coûts d’exploitation d’une installation. Une étude précise des besoins tenant compte des fluctuations journalières et saisonnières de la consommation permet de choisir le tarif d’achat le plus économique et de souscrire, dans chaque tranche tarifaire, les puissances les mieux adaptées aux nécessités de l’exploitation.

■ Dans le cas d’une installation privée, on tient compte également des valeurs des pointes de courant susceptibles d’apparaître au démarrage de certains appareils. Le raccordement d’une installation privée sur un réseau de distribution publique implique, en outre, diverses contraintes en raison notamment des perturbations de tension qui peuvent apparaître du fait des conditions atmosphériques (coupures de courant ou surtensions). Certains équipements tels que l’appareillage informatique ou l’électronique de puissance sont très sensibles à ces perturbations.

4. Besoins et contraintes formalisés dans un cahier des charges

Lorsque l’installation comporte une centrale électrique fonctionnant couplée au réseau de distribution publique, l’apparition d’une perturbation de tension, même de très courte durée, peut entraîner la rupture du synchronisme des machines et engendrer des incidents mécaniques graves. Il est alors indispensable de prévoir des protections de découplage susceptibles de séparer l’installation, ou la partie d’installation concernée, du réseau le plus vite possible et ce dès l’apparition de la perturbation.

4.1 Généralités Préalablement à toute réalisation, il est nécessaire de constituer un cahier des charges définissant les conditions générales d’utilisation. Les dispositions à préciser comprennent notamment : — les besoins à satisfaire (puissance, disponibilité de l’installation, maintenabilité, exploitation...) ; — les normes de référence et les textes réglementaires ; — les caractéristiques du réseau d’alimentation ; — la qualité d’alimentation demandée par les usages particuliers de l’électricité ; — les contraintes d’installation et d’environnement. Dans le cas d’un réseau privé, il convient, en outre, de déterminer : — la répartition des points d’utilisation et les consommations correspondantes envisagées ; — la présence ou non d’une centrale électrique imposée soit par la réglementation, soit par une nécessité d’exploitation.

4.3 Maintenabilité L’utilisateur doit définir le niveau de maintenabilité des installations en fonction : — de ses besoins de disponibilité ; — des moyens de dépannage ou de secours qu’il est susceptible de mettre en œuvre ; — de la qualification des exploitants. Les interventions de maintenance se répartissent en : — entretien courant, qui correspond à de la maintenance systématique ou à de la maintenance curative de premier niveau comprenant des réglages ou des interventions simples, par exemple échanges de fusibles ; — maintenance programmée, qui correspond à de la maintenance systématique de deuxième et éventuellement de quatrième niveau comprenant les vérifications périodiques, le nettoyage des appareils et le remplacement systématique des pièces d’usure ; — dépannage, qui correspond à de la maintenance curative de troisième niveau concernant les interventions consécutives aux incidents qui peuvent survenir en cours d’exploitation.

Les mêmes principes s’appliquent aussi bien à un distributeur d’énergie électrique pour la conception de son réseau qu’à son utilisateur privé. Ce que ce dernier considère comme une utilisation constitue un client pour le distributeur.

4.2 Besoins et qualité pour l’alimentation des usages particuliers de l’électricité

Ces interventions imposent éventuellement des coupures de courant, donc des contraintes qui doivent être prises en compte lors de la conception des installations à travers l’étude de fiabilité et de disponibilité. Les types et le niveau de maintenance souhaités par les utilisateurs doivent être définis en fonction des besoins réels. Les niveaux et les types de maintenance sont présentés dans la norme NF X 60-010.

■ Dans le cas d’une installation de distribution publique, les équipements servent d’interface entre le réseau d’alimentation et les utilisations. À ce titre, l’installation doit prendre en compte les caractéristiques du réseau d’alimentation ainsi que les besoins liés aux utilisations.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＱＳ

D 4 600 − 5

Ｕ

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＶＰＰ

POSTES À MOYENNE TENSION

___________________________________________________________________________________________________________

4.4 Exploitation

— les contraintes mécaniques (chocs, vibrations, etc.) ; — la présence de flore ou de moisissure ; — la présence de faune ; — les influences électromagnétiques, électrostatiques ou ionisantes ; — le rayonnement solaire ; — les effets sismiques, éventuellement ; — les risques de foudroiement ; — l’action du vent ; — la présence de neige, de givre et de glace ; — l’altitude. Dans le cadre des installations privées, les normes ([Doc. D 4 601]) définissent une classification des influences extérieures.

L’exploitation de l’installation peut être assurée par l’utilisateur lui-même ou par un prestataire de service. Les modes de conduite, de maintenance et de dépannage sont liés au niveau de formation et d’habilitation du personnel. Les interventions en cours d’exploitation sur les installations électriques [6] [7] [8] [9] ne peuvent être effectuées que par du personnel spécialisé ayant reçu une formation adaptée et habilité réglementairement, conformément aux dispositions de l’UTE C 18-510. ■ Dans le cas d’installations simples correctement réalisées, les incidents d’origine électrique sont rares, l’appareillage est peu sollicité et les contraintes d’exploitation sont faibles.

Ｕ

■ La réglementation prévoit également une classification des conditions d’utilisation [7] concernant : — la compétence des personnes ; — la résistance électrique du corps humain en fonction de l’environnement ; — la fréquence des risques de contacts des personnes avec le potentiel de terre ; — la nature des matières traitées ou entreposées (cas des installations industrielles).

■ Pour des installations importantes et complexes, possédant par exemple plusieurs niveaux de tension ainsi que des sources de production autonomes fonctionnant éventuellement couplées au réseau de distribution publique, il n’en est pas de même. Dans ce cas, les risques de fausses manœuvres deviennent importants et, lors d’incident, les réactions humaines peuvent être trop lentes ou trop aléatoires. Il est alors souhaitable, notamment dans le cadre d’un réseau privé, d’automatiser les installations de distribution. Les automatismes correspondants doivent faire l’objet d’une étude soignée sachant que leur rôle est essentiellement de se substituer aux interventions humaines en réduisant les risques et les temps de manœuvre au minimum.

■ Il y a lieu, enfin, de tenir compte des contraintes provenant de l’installation elle-même vis-à-vis de l’environnement [7] telles que : — la compatibilité électromagnétique ; — l’esthétique ; — le niveau de bruit ; — les conditions de dépose de l’installation en fin de vie prenant en compte le retraitement, le recyclage et l’élimination éventuelle des composants ; — les conditions d’immunisation de l’installation, permettant de se prémunir contre des dysfonctionnements et leurs conséquences provoqués en particulier par des surtensions, des surintensités (courant d’appel de transformateurs à leur mise sous tension par exemple) ou toute autre perturbation électrique liée à des charges polluantes (harmoniques, flicker, etc.). L’installation devra être conçue pour répondre au niveau de fiabilité requis par l’utilisation.

Il est souvent nécessaire d’utiliser des automates programmables ou des calculateurs. Des dispositions particulières doivent éventuellement être prises pour qu’une défaillance de l’un d’eux n’ait pas de conséquence momentanée sur le fonctionnement de l’installation. Les contraintes de continuité de la fourniture électrique nécessitées par l’installation ou les utilisations permettent de définir le niveau d’automatisation et/ou de téléconduite de l’installation. Un deuxième élément déterminant peut être la présence ou non de personnels pour surveiller l’installation.

■ Des dispositions doivent être prises pour assurer : — la sécurité des personnels et des tiers pendant la construction de l’ouvrage et pendant son exploitation ; — la protection des utilisations.

4.5 Contraintes d’installation et d’environnement L’environnement immédiat de l’installation intervient dans le choix des matériels en fonction : — de la place disponible ; — de la nécessité éventuelle d’intervenir dans une installation existante comportant déjà du matériel ancien. On distingue également : — les installations extérieures situées dans des emplacements complètement ouverts ; — les installations abritées, situées dans des locaux ou emplacements partiellement fermés où les influences directes des conditions atmosphériques ne sont pas complètement exclues ; — les installations intérieures, situées dans des locaux complètement fermés où les influences directes des conditions atmosphériques sont totalement exclues.

4.6 Normes et réglementation ■ La réglementation pour les postes de distribution publique (arrêté technique du 2 avril 1991 ; publications JO 1536, pour les IGH, et JO 1477, pour les ERP) est donnée en [Doc. D 4 601]. Les normes et spécifications d’entreprise pour les postes de distribution publique, sont données par le tableau ci-après (cf. leur titre en [Doc. D 4 601]). On trouve les définitions de ces postes (0) paragraphe 1.

■ Les caractéristiques des matériels ainsi que leurs conditions de mise en œuvre doivent tenir compte des influences extérieures [7], soit : — la température extérieure ; — l’humidité relative ; — la présence d’eau ; — la présence de corps solides (poussière, corps étrangers, etc.) ; — la présence de substances corrosives ; — la présence de pollution ;

D 4 600 − 6

Postes sources

Postes de structure

Postes de distribution publique

HN 64-S-40

NF C 11-201 HN 64-S-41 HN 64-S-42 HN 64-S-35

NF C 11-201 HN 64-S-41 HN 64-S-42 HN 64-S-31, 32, 33

■ Pour les postes privés, on trouve la réglementation (décret du 14 novembre 1988 et arrêté du 17 janvier 1989) en [Doc D 4 601].

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

ＱＱＴ

GAGNEZ DU TEMPS ET SÉCURISEZ VOS PROJETS EN UTILISANT UNE SOURCE ACTUALISÉE ET FIABLE Techniques de l’Ingénieur propose la plus importante collection documentaire technique et scientifique en français ! Grâce à vos droits d’accès, retrouvez l’ensemble des articles et fiches pratiques de votre offre, leurs compléments et mises à jour, et bénéficiez des services inclus.









RÉDIGÉE ET VALIDÉE PAR DES EXPERTS

MISE À JOUR PERMANENTE

100 % COMPATIBLE SUR TOUS SUPPORTS NUMÉRIQUES

SERVICES INCLUS DANS CHAQUE OFFRE

   

+ de 350 000 utilisateurs + de 10 000 articles de référence + de 80 offres 15 domaines d’expertise Automatique - Robotique Biomédical - Pharma Construction et travaux publics Électronique - Photonique Énergies Environnement - Sécurité Génie industriel Ingénierie des transports

Innovation Matériaux Mécanique Mesures - Analyses Procédés chimie - Bio - Agro Sciences fondamentales Technologies de l’information

Pour des offres toujours plus adaptées à votre métier, découvrez les offres dédiées à votre secteur d’activité

Depuis plus de 70 ans, Techniques de l’Ingénieur est la source d’informations de référence des bureaux d’études, de la R&D et de l’innovation. www.techniques-ingenieur.fr CONTACT : Tél. : + 33 (0)1 53 35 20 20 - Fax : +33 (0)1 53 26 79 18 - E-mail : [email protected]

SERVICES ET OUTILS PRATIQUES

ACCÈS

LES AVANTAGES ET SERVICES compris dans les offres Techniques de l’Ingénieur 





Accès illimité aux articles en HTML

Téléchargement des articles au format PDF

Consultation sur tous les supports numériques

Enrichis et mis à jour pendant toute la durée de la souscription

Pour un usage en toute liberté

Des contenus optimisés pour ordinateurs, tablettes et mobiles





Questions aux experts*

Articles Découverte

Dictionnaire technique multilingue

Les meilleurs experts techniques et scientifiques vous répondent

La possibilité de consulter des articles en dehors de votre offre

45 000 termes en français, anglais, espagnol et allemand





Archives

Impression à la demande

Alertes actualisations

Technologies anciennes et versions antérieures des articles

Commandez les éditions papier de vos ressources documentaires

Recevez par email toutes les nouveautés de vos ressources documentaires

*Questions aux experts est un service réservé aux entreprises, non proposé dans les offres écoles, universités ou pour tout autre organisme de formation.

ILS NOUS FONT CONFIANCE

www.techniques-ingenieur.fr CONTACT : Tél. : + 33 (0)1 53 35 20 20 - Fax : +33 (0)1 53 26 79 18 - E-mail : [email protected]