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Timestamp: 2020-07-16 18:19:54+00:00

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Guide System e Energie Electrique | Réseau électrique | Puissance (physique)
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ALSTOM EDF-Électricité de France SCHNEIDER ELECTRIC
1.1 NOTIONS GENERALES
1.2 RESEAUX ELECTRIQUES
1.3 COMPOSANTES SYMÉTRIQUES/MODÉLISATION
1.4 ETUDE DE RESEAUX (50 HZ/60 HZ)
1.5 COORDINATION D'ISOLEMENT
1.6 FACTS (FLEXIBLE AC TRANSMISSION SYSTEMS)
L'homme de tout temps a eu besoin d'énergie et n'a pas
hésité à tout mettre en œuvre pour sa conquête tant sur
le plan pacifique (recherche) que sur le plan militaire. Ce
besoin s'est exprimé pendant des millénaires à travers la maîtrise du feu (chaleur), la force (force manuelle de l'homme, animaux de traits, vent, eau des rivières …) etc
Ce n'est qu'à une époque très récente, au XVIII ème siècle que des transformations plus évoluées de l'énergie ont été mises en œuvres : conversion de la chaleur en mouvement … mais c'est l'avènement de l'électricité qui bouleversa radicalement le concept de la production, du transport et de la distribution de l'énergie.
A bien regarder, l'électricité possède cette fabuleuse
propriété de produire (transformer), transporter, distribuer (retransformer) l'énergie sous toutes les
formes dont l'homme a besoin :chaleur, force, lumière, son… et même intelligence
si l'on place derrière le vocable "intelligence" le domaine du traitement de l'information : les ordinateurs et réseaux de communication associés.
C'est en effet, là encore, l'électricité via les ordinateurs qui est à l'oeuvre pour subvenir aux besoins de l'homme d'aujourd'hui, à savoir : gérer le fonctionnement de sociétés devenues hypercomplexes.
Ce thème 1-2 se veut une introduction au Guide de Référence traitant des différents composants qui permettent de maîtriser l'électricité au moins dans le domaine de son transport et de sa distribution.
L'objectif de ce document, depuis sa première parution en 1979, a toujours été de permettre aux acteurs de la filière électrique de mieux appréhender les domaines du
transport et de la distribution de l'électricité tel que les maîtrisent les industriels français.
Il est difficile, même avec une bonne formation d'ingénieur (l'expérience le montre tous les jours), d'avoir une vision globale des problèmes concernant le transport et la distribution de l'énergie électrique tant ce domaine est vaste et met en œuvre des technologies variées.
La formation reçue à l'université est plus ou moins bien digérée et bien vite chacun d'entre nous est plongé dans un domaine spécialisé ou à l'inverse très étendu suivant notre fonction (étude ou management). Dans tous les cas de figures quelques idées synthétiques sont souvent les bienvenues.
Cette première partie a l'ambition de rappeler dans un premier chapitre :
● quelques grands principes électrotechniques
● leurs applications immédiates au besoin du transport et de la distribution de l'énergie électrique
et dans un deuxième chapitre :
● les différents aspects liés à la planification des réseaux, les aspects technico-économiques associés et les principes de la déréglementation
En procédant ainsi nous avons à l'esprit :
● d'aider le jeune ingénieur à avoir une vision synthétique, autant que faire se peut, du transport et de la distribution d'énergie ● permettre à l'ingénieur confirmé de récapituler des notions dont certaines peuvent avoir été oubliées.
1. Aspects électrotechniques
1.1.1 N OTIONS DE P UISSANCE / E NERGIE
Puissance électrique (alternatif / monophasé)
C'est le produit de la tension par le courant :
(ou MVA)
(ou KV)
(ou KA)
Cette puissance est dite puissance apparente.
Elle est la combinaison :
1) d'une puissance active
exprimée en Watt
correspondant à un travail exprimé en joule (action mécanique, échauffement
2) une puissance réactive (Volt Ampères réactif).
exprimée en Var
correspondant pour une part au transport d'une énergie électromagnétique sans lequel le système électrique (alternateur, transformateur, moteur …) ne saurait pas fonctionner.
Le champ électromagnétique est le "coupleur" entre l'énergie électrique proprement dite et l'énergie mécanique et réciproquement :
Turbine (mécanique) → Alternateur (électrique)
Réseau (électrique) → Moteur (mécanique)
Sens d'écoulement de l'énergie
Le sens de l'écoulement de l'énergie entre deux réseaux A et B est lié aux signes respectifs de P et Q donc à la valeur de ϕ (attention au signe de ϕ et à la façon dont il est défini : U vers I et ϕ > 0 dans le sens direct) voir figure ci-après.
< ϕ < 90
0 < ϕ < 90
P va de B vers A
P va de A vers B
Q va de A vers B
< ϕ < 270
270 < ϕ < 360
Q va de B vers A
NB : tel que défini préalablement, l’angle ϕ et un angle négatif donc P est > 0 et ϕ est négatif. Puissance triphasée équilibrée
Eléments électrotechniques pour la compréhension des réseaux de transport et de distribution d'énergie électrique ◆ 1.2
Puissance de court circuit
C'est la puissance délivrée par un réseau en un point donné, lorsque les trois phases sont mises en court circuit :
en triphasé avec
Zcc est l'impédance de court circuit vue du point du réseau en défaut.
C'est la sommation :
E peut s'exprimer, comme la puissance, en :
C'est la grandeur que nous consommons et en tout état de cause celle qu'il nous faudra payer.
1.1.2 P ROPAGATION DE L ' ÉNERGIE
L'énergie se propage avec une certaine vitesse ; nous avons tous, enfant, jeté une pierre dans l'eau et vu les ondes se propager en cercles concentriques depuis le point d'impact.
L'énergie électrique ne déroge pas à la règle, elle se déplace à une certaine vitesse ; la formule qui traduit ce déplacement est :
où ν est la vitesse de propagation et x l'abscisse par rapport au point d'impact (générateur).
La loi d'ohm qui nous est familière :
ne fait intervenir que le temps (via la pulsation ω ), les aspects géométriques du circuit (R, L, C) et leur nature ( ρ, µ, ε ) mais pas la vitesse. La formule (2) est donc approchée.
C'est une approximation valable tout aussi longtemps que les dimensions du circuit électrique sont petites devant la valeur de la longueur d'onde.
A 50 Hz, la longueur d'onde du signal sinusoïdal (distance entre deux crêtes de valeur égale du signal qui se propage)
= vT = 6000 km
v = c = 300.000 km/s (ligne aérienne)
1.2 ◆ Eléments électrotechniques pour la compréhension des réseaux de transport et de distribution d'énergie électrique
On comprend dans ces conditions que la loi d'ohm appliquée à un circuit électrique (réseau) dont les dimensions seraient de 300 km par exemple est affectée d'une erreur négligeable, en effet :
soit une erreur de phase de ω / 1000 = 18°
NB : Il ne faut pas confondre cet angle
avec l'angle
que font le courant et la tension.
Nous oublions bien souvent l'approximation de cette "bonne vieille" loi d'ohm et c'est un fait que cette erreur (erreur de phase) ne pose pas de problème dans le domaine des réseaux aussi longtemps que la fréquence reste basse, ce qui est typiquement le cas à 50 où 60 Hz. Mais qu'en est-il quand la fréquence augmente ? Il nous faut revenir en fait aux équations de base dites de Maxwell et dont l'équation 2 est tirée. Nous y reviendrons au § 1.3.
Considérons une onde de tension se propageant sur un réseau (surtension de manœuvre, choc de foudre), cette onde met en œuvre une fréquence dite fondamentale et des harmoniques définis par l'analyse de Fourier. Le fondamental, et à fortiori les harmoniques mettent en jeu des fréquences élevées.
Le fondamental d'une onde de foudre 1,2/50 µs est d'environ de 250 KHz et la longueur d'onde associée de 1,44 km.L'onde est caractérisée par un spectre continu dont 99% de l'énergie est dans la bande 0, 100 Khz.
La longueur de cette onde n'est plus négligeable par rapport aux dimensions usuelles d'un réseau électrique. Une telle onde est dite onde mobile dans la mesure où une caméra ultra rapide verrait cette onde se déplacer à une vitesse v sur la ligne électrique.
Cette onde obéit aux équations de la propagation avec cependant une forme simple pour notre usage :
avec : Û crête de l'onde en KV crête
Zc impédance d'onde en ohms :
(les amortissements sont négligeables)
Î valeur de la crête de l'onde de courant associé.
Chaque milieu sur lequel l'énergie électrique se propage :
ligne aérienne, câble souterrain, transformateur …
est caractérisé par son impédance d'onde :
et une vitesse v = 1 / √LC
Citons quelques valeurs typiques d'impédance d'onde :
défaut phase terre
câble isolé fluoduc Ligne aérienne
500/800 kV
25 à 50 Ω 70 Ω 270 Ω
360-380 Ω
500 à 50000 Ω
Une onde mobile lors d'un changement de milieu de propagation va être sujette à des phénomènes de réflexions/réfractions.
Ces phénomènes sont d'une grande importance pour la coordination d'isolement car c'est aux points de changement d'impédances d'onde que des amplifications de l'onde incidente, sources de claquages de matériel (transformateur …), peuvent avoir lieu.
Les lois de réflexions/réfractions sont simples :
un milieu 1 caractérisé par
un milieu 2 caractérisé par
et une onde de tension qui se déplace du milieu 1 vers le milieu 2.
Une onde de tension est caractérisée elle même par :
sa valeur crête et sa vitesse
onde incidente (V 1 ) + onde réfléchie (V’ 1 ) = onde réfractée (V 2 )
(dans le milieu Zc 1 )
(dans le milieu Zc 2 )
- tension incidente V 1
- tension réfléchie V’ 1
- tension transmise (ou réfractée)V 2 )
1) il y a toujours amplification si Z2 > Z1
2) Si Z2 est infini (circuit ouvert), rien ne se transmet et il y a doublement de l'onde de tension.
Lorsque l'on ferme un longue ligne à vide, l'onde (surtension) de manoeuvre se propage et s'amplifie (double) sur l'extrémité de la ligne ouverte.
NB : ne pas confondre ce phénomène avec l'effet Ferranti : correspondant à une montée en tension de la ligne ouverte à cause de la capacité de cette même ligne (cf § 1.3).
3) Si l'onde de tension rencontre un court circuit Z2 = 0 , tout se transmet et l'ordre réfléchie et égale et opposée à l'onde incidente de façon à décharger le conducteur.
Application : ces formules montrent que les jonctions : Ligne/câble isolée ou GIS/Transformateur dont les valeurs ci- après représentent un ordre de grandeur réaliste, va donner lieu dans le "puits" constitué par le câble isolé, à un jeu de réflexions qui peut endommager les jonctions A et B.
Un parafoudre en A est nécessaire ainsi qu'en B à moins que dans ce dernier cas une étude (EMTP) montre sa non utilité.
1.1.3 E QUATIONS DES RÉSEAUX
Les équations générales d'un signal en courant et tension se propageant sur une ligne bifilaire métallique homogène sont définies par les relations :
où u et i sont des fonctions du temps t et de la distance x par rapport à l'origine (voir figure). r, l, g et c sont respectivement les résistances, inductances, conductances et capacités du circuit tel que :
avec R, L, G, C éléments linéiques du circuit.
Elles s'expriment en :
ohm/km ; henry/km ; mho/km ; farads/km
Constantes localisées / Constantes réparties
Un élément de longueur dx peut être considéré comme étant à constante localisée si dx << λ avec λ = c / f (voir § 1.2)
On admettra qu'une ligne électrique est valablement représentée par un schéma à constantes localisées si les dimensions de la ligne sont petites devant la longueur d'onde λ = 6000 km.
Un schéma en π à constantes localisées constitue une approximation valable de la ligne électrique pour des fréquences basses (50/60 Hz) et des dimensions de la ligne électrique limitées (voir ci-après).
A contrario un signal de fréquence élevée (onde de foudre) devra pour être étudié valablement, mettre en œuvre un schéma à constantes réparties.
Un programme informatique tel que EMTP/ATP utilise une représentation à constantes réparties pour l'analyse du comportement des ondes mobiles sur un réseau.
Etude d'une ligne à 50/60 Hz. La résolution des équations (1) et (2) dans le cas particulier d'un régime permanent sinusoïdal (régime triphasé équilibré) donne :
élément longitudinal en ohm élément transversal en mho
est la résistance en ohm
est la réactance en ohm
est la conductance en mho
est la suceptance en mho
La notion d'élément transversal et longitudinal vient de ce que le circuit électrique bifilaire peut être représenté par un schéma en π .
La conductance G qui traduit l'isolement de la ligne n'est pas représentée, car négligeable. Ces équations (3) et (4) peuvent être assimilées aux solutions d'un quadripole dans lequel on aurait :
impédance d'onde.
NB : jusqu'à 500 km de ligne aérienne ou 300 km de câble, on peut utiliser un développement limité permettant d'écrire avec une bonne approximation
1.1.4 B ILAN ÉNERGÉTIQUE DE LA LIGNE ÉLECTRIQUE
(impédance et puissance caractéristique)
La ligne consomme :
de l'énergie active
de l'énergie réactive
LωI 2
CωU 2
Note : en toute rigueur il faudrait aussi prendre en compte les pertes actives dues à l'effet Couronne. Ces pertes sont proportionnelles au carré de la tension U 2 : P couronne = KU 2
Le bilan énergétique de la ligne peut se représenter de la façon suivante :
Notons bien les signes utilisés dans ces formules.
Ce calcul est approximatif car en fait le profil de tension n'est pas constant le long de la ligne et dépend de P2 et Q2
La ligne consomme toujours de la puissance active, c'est à dire des watts, mais suivant la valeur du courant I , le bilan
- LωI 2 + CωU 2 peut être positif ou négatif ou nul.
Il existe en effet une valeur de I pour lequel : - LωI 2 + CωU 2 = 0
Cette relation permet de trouver I : soit
(impédance caractéristique ou impédance d'onde)
Une ligne fermée sur cette impédance ne consomme ni ne fournit de réactif.
si on néglige les pertes par effet couronne.
On appelle puissance caractéristique :
On appelle aussi cette puissance caractéristique : puissance naturelle de la ligne, puissance pour laquelle le profil de tension est constant sur la ligne si la charge est purement résistive.
Cette puissance ne présente pas d'intérêt pratique car elle est très inférieure à la capacité de transit de la ligne. La capacité de transit est la capacité thermique de la ligne, capacité liée à la flèche de la portée entre deux pylônes et à l’échauffement maximal autorisé. C’est la flèche qui est en fait le facteur limitatif.
1.1.5 R ÉGLAGE DE TENSION ET DE FRÉQUENCE
L'énergie électrique ne se stocke pas, il faut donc en permanence assurer l'équilibre :
en respectant des critères de qualité :
tension et fréquence varient dans des limites prédéfinies
propreté de la forme d'onde
Ces aspects font l'objet de travaux importants de la part des exploitants, car les consommateurs tant individuels qu'industriels deviennent exigeants quant à la qualité de la fourniture de l'énergie électrique.
Considérons le dipole ci-après : (on a négligé la capacité du circuit)
Les puissances P2 et Q2 dépend de la charge Z2.
Nous pouvons déduire de ce dipôle le diagramme de tension.
car R << Lω
avec X = R + jLω
∆V dépend essentiellement de la puissance réactive Q2 consommée
δV dépend essentiellement de la puissance active P2 consommée
On cherche à réduire la chute de tension .
Action sur Q 2 On peut agir sur Q 2 en fournissant localement cette énergie réactive et donc éviter de la transporter. On utilise pour ce faire des bancs de capacité souvent installés dans les postes HT/MT ou en insérant des Static Var Compensator (voir § Fact.3).
Action directement sur ∆V
On peut aussi réduire ∆V en ajoutant algébriquement une tension additionnelle ; c'est la tâche des régleurs en charge des transformateurs.
Action sur X = jLω (compensation série)
On peut enfin réduire X = jLω en insérant en série sur la ligne électrique une capacitance 1 / Cω ; l'impédance
Le contrôle de tension sur un réseau concerne, pour une grande part, la gestion du réactif. C'est aux centrales, prioritairement, de gérer la tension du réseau et donc le réactif ; Un groupe ne peut fournir cependant qu'une quantité limitée de réactif, c'est à dire de MVAR. Cette limite dépend du courant rotorique et donc de l'échauffement provoqué par ce dernier.
Note : On remarquera sur le schéma du dipole l'angle θ que font les tensions V 1 et V 2 ; cet angle dit angle de transport joue un rôle essentiel dans la stabilité du réseau électrique. Son maximum (<90°) détermine la capacité de transport du dipôle, capacité qui doit être distinguée de la capacité thermique de la ligne électrique.
Régulateur primaire de tension
La régulation de tension est assurée prioritairement par les centres de production d'énergie (centrales électriques).
On agit directement sur le flux rotorique : Eƒ = MωIr
avec M mutuelle rotor/stator, et Ir courant rotorique
L'expérience montre que ce type de régulation, si il assure un niveau de tension requis derrière la centrale, n'est pas capable en fait de contrôler correctement la tension en un point quelconque du réseau.
∆V réf (réglage secondaire) RSCT
∆V réf
Réglage secondaire (RSCT)
C'est pourquoi on compense la tension V de référence de l’alternateur avec une tension dite pilote prise en un point du réseau qui, après avoir été "traitée" en général au centre régional de conduite est envoyée dans les différentes centrales sous la forme d'une consigne ∆V réf pour améliorer la tension de référence.
Régulation de fréquence et de puissance :
Sur un réseau isolé, le contrôle puissance/fréquence consiste à agir sur l’admission en fluide (eau, gaz, vapeur ) des moteurs (turbines) pour fournir, au rendement près, la puissance appelée par le réseau.
Des dispositifs adaptés de régulation permettent de maintenir cet équilibre et de garder stable la fréquence du réseau. Le statisme des régulations des divers groupes de production impliqués permet de répartir les contributions de ces groupes lors des variations transitoires de charge. Pour cela, des réserves de production doivent être disponibles à tout moment et mobilisables instantanément par les régulations.
L’interconnexion des réseaux permet de mutualiser ces réserves et d’assurer ainsi une meilleure tenue de la fréquence, à coût réduit. Lors d’un à-coup de charge local, tous les groupes réglants participent instantanément à l’obtention du nouvel état d’équilibre en fonction de leurs paramètres de régulation ainsi qu’en fonction de leur éloignement électrique vis à vis du phénomène initiateur (régime transitoire). La fréquence, qui doit normalement être maintenue dans un créneau contractuel de l’ordre de ± 0.5 Hz est en fait beaucoup plus stable, sur ces grands réseaux.
Le nouvel état d’équilibre auquel on parvient de la sorte n’est pas forcément celui que souhaitent les exploitants du réseau. Il se caractérise par des transits de puissance dans les lignes et ouvrages qui ne représentent pas forcément ni l’optimum en matière de pertes ou de sûreté de fonctionnement (redondances) et qui ne sont pas non plus forcément conformes aux exigences de satisfaction des contrats commerciaux de fourniture conclus entre compagnies interconnectées.
Un deuxième type de régulation, prenant en compte ces transits, est donc nécessaire. De plus grande constante de temps, elle rétablira, après généralement quelques secondes au maximum, un plan d’échanges satisfaisant. Ceci se passe alors à fréquence quasi constante. Des actions à plus long terme seront éventuellement mise en œuvre par les dispatcheurs. C’est en effet la tâche du dispatcheur que d’anticiper la demande et sa localisation, ainsi que de suivre ses variations (tout comme celles, éventuellement fortuites, de la production) en assurant le respect des contraintes d’exploitation et de sécurité et des contrats de fourniture, y compris à l’intérieur de son réseau.
C’est en général seulement lors des transitoires importants, suivis d’îlotages (formation de poches de réseaux) que peuvent survenir des transitoires de fréquence notables susceptibles d’atteindre et même de faire sortir celle- ci de la bande des valeurs contractuelles. Des dispositifs annexes de sauvegarde peuvent alors être utilisés tels que le délestage fréquencemétrique de charges ou l’îlotage des groupes de production, manoeuvres destinées à sauver le réseau ou à permettre sa réalimentation et reconstruction ultérieure de manière plus rapide.
Les réseaux électriques ont pour fonction d'interconnecter les centres de production tels que les centrales
hydrauliques, thermiques
avec les centres de consommation (villes, usines
L'énergie électrique est transportée en haute tension, voir très haute tension pour limiter les pertes joules (les pertes étant proportionnelles au carré de l'intensité) puis progressivement abaissée au niveau de la tension de l'utilisateur final.
Un réseau électrique est un système maillé mettant en oeuvre :
● des noeuds (ou postes) où sont raccordées :
les centrales les charges et les lignes électriques
(centre de production) (consommation) (élément du réseau)
● des branches ou lignes électriques qui interconnectent les noeuds
Le maillage du réseau améliore :
● la disponibilité de l'alimentation en énergie aux usagers
● la stabilité et la qualité du produit électrique car toutes deux dépendent de la puissance de court circuit,
laquelle augmente avec le maillage ou plus exactement avec le nombre et la puissance des centres de production installés et raccordés ;
Dans les réseaux, les postes ont pour fonction en particulier :
● d'organiser (configurer) : la topologie du réseau c'est à dire l'affectation des lignes à telles ou telles barres (Bus) et donc ouvrir, fermer les disjoncteurs/sectionneurs.
● de surveiller : c'est la fonction qui consiste à mesurer le courant, la tension, les puissances, enregistrer et traiter les alarmes etc
● de protéger : c'est la fonction de protection des ouvrages (lignes, postes
Dans les réseaux, les centrales :
● produisent l'énergie active et pour une part de l'énergie réactive
● contrôlent la tension et la fréquence.
Les réseaux électriques sont hiérarchisés :
d'une façon générale, la plupart des pays mettent en œuvre :
● un réseau de transport THT
● un réseau de répartition HT
● un réseau de distribution MT
36 KV (selon CEI)
● un réseau de livraison de l'abonné BT
Cette hiérarchie c'est-à-dire, les niveaux de tensions utilisés varient considérablement d'un pays à l'autre en fonction des paramètres liés à l'histoire électrotechnique du pays, ses ressources énergétiques, sa surface et finalement des critères technico économiques.
1.2.2 DESCRIPTION DES RÉSEAUX
✔ Le réseau de transport THT
C'est généralement le réseau qui permet le transport de l'énergie depuis les centres éloignés de production vers les centres de consommation. Ce réseau peut être partiellement en antenne dans les pays de très grandes surfaces avec des sites de productions hydrauliques en particuliers situés dans les zones peu peuplées (Canada, Venezuela…).
Ce réseau peut être maillé mais le maillage est le fruit en général d'un réseau arrivé à maturité ou de pays de moyenne surface tels que les pays européens. C'est sur le réseau THT que sont en principe branchés les centrales de grandes puissances (> 300 MW).
Il est impératif à ces niveaux de tension de fixer les potentiels en raccordant les neutres directement à la terre et cela au détriment des courants de défaut que rien hormis les impédances directes du réseau ne viennent limiter. De ce fait il faut éliminer très rapidement les courants de défauts pour limiter les effets thermiques et électrodynamiques et aussi pour assurer la stabilité du réseau.
On veillera cependant sur un réseau aérien à maintenir un rapport Zo/Zd supérieur à 3 pour malgré tout controler
le niveau des défauts à la terre. Cela peut conduire à ne mettre à la terre qu'un nombre restreint des neutres HT
des transformateurs de sorties de centrale.
Ces réseaux sont pour la plupart aériens et souterrains dans les villes ou à leur approches. Ils sont étudiés pour un transit donné correspondant en général à la limite thermique de la ligne (voir aussi stabilité §2.4.3). Une attention particulière doit être portée à l'effet couronne qui peut donner lieu en THT, à des pertes très significatives suivant le climat et l’altitude.
Les pylônes de lignes sont équipés en général de deux ternes (2 fois 3 phases) voir quatre et même six ternes.
Les lignes sont protégées par un ou des câbles de garde munis quasi systématiquement aujourd'hui de fibres optiques pour des besoins de télétransmission propres à l'exploitant ou loués à des opérateurs télécom.
Les phases sont transposées dans certains pays pour éviter les déséquilibres de charges d'une phase par rapport
à l'autre (influence mutuelle d'une terne sur l'autre).
Un problème spécifique des réseaux THT est le contrôle en tension des longues lignes. Pour réaliser ce contrôle, on peut utiliser différentes solutions :
Compensation shunt (réactance shunt)
A faible charge et à fortiori à vide, la capacité de la ligne fournit de la puissance capacitive ( Qc = CωU 2 )
non compensée par la consommation inductive QL = LωI 2 .
Cette énergie réactive ( Qc ) qui fait monter la tension de la ligne (effet Ferranti). C'est la raison pour laquelle des lignes THT de longue distance sont munies à une ou aux deux extrémités de réactance shunt qui viennent absorber l'énergie réactive produite par la ligne et ainsi stabiliser la tension.
Installation d'un Static Var Compensator (voir §1.6 Facts)
Compensation série (capacité série)
Notons l'usage dans certain pays de condensateurs série qui viennent accroître la capacité de transport de la ligne en diminuant sa réactance longitudinale Lω
Ainsi la chute de tension devient
Cela suppose que la ligne n'ait pas encore atteint sa capacité thermique de transport.
Note réactance série On trouve enfin quelquefois des réactances montées en série ; elles ont pour effet de limiter les courants de court circuit (en général d'un réseau THT vers un réseau HT). Il faut savoir que ces solutions sont à manipuler avec précautions car elles peuvent avoir un effet négatif sur la stabilité.
✔ Le réseau de répartition HT
Ce réseau est essentiellement maillé pour les raisons déjà citées de stabilité et qualité (forme d'onde, disponibilité…) de l'énergie.
Ces réseaux possèdent de nombreuses similitudes avec les réseaux THT (neutres directement mis à la terre …). C'est sur ces réseaux que sont branchées en général les centrales de petites et moyennes puissances (50→300 MW)
✔ Le réseau de distribution MT
On appellera réseaux MT des réseaux couvrant la plage 1 à 36 KV selon la CEI.
Les réseaux MT se distinguent fortement des réseaux HT par le principe de distribution :
trois fils en Europe, Russie, Japon
Ces réseaux se caractérisent par une distribution triphasée, équilibrée. Le neutre MT du transformateur HT/MT est mis à la terre à travers une impédance dont les caractéristiques dépendent des performances recherchées (faibles courants de courts circuits, faibles surtensions, disponibilité. Le neutre n'est pas distribué.
quatre fils aux USA, Canada, Australie…
Les réseaux quatre fils se caractérisent par le neutre MT du transfo HT/MT directement mis à la terre et la distribution du neutre. Le neutre est distribué et maintenu à la terre régulièrement. Ce système permet une distribution phase neutre. Globalement ce système doit cependant être équilibré au niveau poste HT/MT.
Ces deux principes, 3 et 4 fils, sont incompatibles entre eux et obéissent à des principes d'exploitation, protection et maintenance très différents l'un de l'autre.
● les réseaux ruraux généralement de types aériens, arborescents et bouclables,
● les réseaux urbains essentiellement enterrés et bouclables.
Les réseaux MT ont de telles particularités qu'ils mériteraient à eux seuls un long développement ; on ne donnera donc que quelques traits essentiels.
On ne s'intéresse cependant ci-après qu'aux réseaux dits trois fils, seuls types de réseaux utilisés en Europe.
Les réseaux trois fils
Rappelons tout d'abord qu'un système triphasé permet le transport d'une même quantité d'énergie avec une section conductrice totale deux fois moindre qu'un système monophasé. C'est à garder en mémoire quand on établit des comparaisons avec le système 4 fils nord américain qui privilégie la distribution monophasé (1 phase + neutre)
Après une longue histoire, nombre de pays s'orientent vers la tension 20 kV. C'est une tension pour laquelle le moment électrique en MW x km (qui caractérise la puissance active maximum qui peut être transportée sur une longueur donnée dans des conditions de chute de tension et cos ϕ données) est intéressant.
Le tableau ci-dessous permet d'en juger.
Le 33 kV qui semble aussi intéressant l'est moins quand il s'agit de fabriquer des cellules MT, à coût attractif.
∆U/U = 7.5 %
Le choix du neutre
C'est là le fruit de l'histoire et d'un compromis.
● un neutre impédant limite les courants de défaut mais est le siège de surtensions
● A l'inverse un neutre directement lié à la terre limite les surtensions, mais accroît les courants de court circuit (directement proportionnel à la tension).
● un neutre isolé permet de continuer de fonctionner après un premier défaut puisque le courant de défaut ne pouvant pas se refermer par le neutre est nul (en réalité une partie se referme via la capacité du réseau).
● Le principe dit compensation (ou accordé ou de Petersen) qui consiste à insérer dans le neutre une réactance
Lω égale à la capacitance du réseau 1/Cω présente un réel intérêt en dépit de son coût. Le réseau se comporte vu du défaut comme étant hautement impédant (circuit LC parallèle) et le courant de défaut est faible et auto extincteur.
Des systèmes auto réglants permettent d'ajuster la réactance de neutre en fonction de la capacité du réseau qui
change avec la topologie (enclenchement de feeders, ajout de nouvelles lignes
La France a opté dans les années 50 pour un réseau impédant limitant la courant de défaut à :
- 300 A dans les réseaux ruraux (aériens)
- 1000 A dans les réseaux urbains (souterrains)
Mais la pression des écologistes et la nécessité d'une meilleure continuité de service conduisent EDF a partiellement enterrer ses lignes MT (la capacité du réseau de ce fait augmente).
Le courant de défaut à la terre revient donc pour une part grandissante via les capacités des feeders sains et fait déclencher les protections de surintensité à temps constants et non directionnelles de ces mêmes feeders.
EDF a donc défini un nouveau palier mettant en oeuvre :
- des bobines de compensation dans les neutres MT
- et des protections wattmétriques homopolaires sur les feeders (sensibilité homopolaire 3A).
Les protections et automatismes :
Les protections et automatismes sont principalement installés dans le poste HT/MT. Chaque départ est équipé d’un disjoncteur triphasé, de protections et automatismes divers chargés entre autre du traitement des défauts. Divers paliers coexistent :
Avant 1986 : Protections ampèremétriques à temps constant, par phase et homopolaires.La sensibilité de la détection contre les défauts à la terre est en général comprise entre 80 Ω et 200 Ω .
Un réenclencheur automatique effectue en général, sur défaut permanent, un réenclenchement rapide suivi de deux lents, sur les départs aériens ou mixtes, de façon à éliminer " naturellement ", c’est à dire sans intervention de l’exploitant, les défauts fugitifs ou semi-permanents (quelques centaines de milliers par an sur nos réseaux).
Une protection centralisée contre les défauts très résistants à la terre est placée dans le neutre MT du transformateur d’alimentation HT/MT ; sa sensibilité est de l’ordre de 10 kΩ , au mieux. Elle élimine quelques milliers de défauts permanents chaque année, en déclenchant puis réenclenchant successivement les départs alimentés par le transformateur, jusqu'à détection et élimination du défaut (sans réenclenchement, bien sur, dans ce cas). Pour minimiser la gène aux clients sensibles aux coupures très brèves, des disjoncteurs shunt à fonctionnement monophasé sont chargés d’éteindre en les court-circuitant temporairement les défauts à la terre. Leur efficacité atteint de l’ordre de 70%.
En réseau, en milieu de circuit ou sur le dérivations importantes (ou les moins fiables), des interrupteurs munis d’un système de détection du passage du courant de défaut sont utilisés. En coordination avec les cycles lents du réenclencheur de départ, ils ouvrent, (hors tension) la zone en défaut, permettant ainsi la reprise de l’alimentation principale du départ.
De 1986 à nos jours :
Par rapport à la situation précédente, les automatismes ont été centralisés au niveau du calculateur de poste. Les protections des départs sont devenues autonomes, c’est à dire qu’elles peuvent provoquer le déclenchement du départ même en cas de perte de leur alimentation auxiliaire.Les disjoncteurs shunt ont été généralisés.
La protection contre les défauts très résistants est maintenant effectuée par un protection homopolaire à temps dépendant, très sensible. Elle permet de détecter sélectivement en quelques dizaines de secondes des défauts d’impédance pouvant atteindre 15 kΩ . Ces plan de protection est compatible avec la réduction du courant de défaut à la terre à 150 A (antérieurement :
300 A).
Palier futur :
Justifié par des considérations d’environnement, de qualité de service ainsi que de coordination des isolements, le courant de défaut à la terre lors des défauts MT sera limité à un maximum de 40 A. Ceci nécessite de recourir
à la technique du neutre compensé, mais sans qu’il soit cependant nécessaire ou justifié d’exploiter les réseaux en défaut maintenu.
Pour cela, des protections directionnelles Wattmétriques homopolaires compatibles avec les mises à la terre du
neutre futures comme actuelles ou antérieures ont été mises au point (Ceci permet les réalimentations en secours
à partir de postes divers). La sensibilité de détection de ces protections est de quelques kΩ (3 ou 4). Cette
protection détecte aussi les défauts autoextincteurs (quelques ms) caractéristiques des réseaux compensés. Une détection sélective des défauts résistants (sensibilité de l’ordre de 20 à 50 kΩ ) leur est adjointe. La bobine de compensation est dotée d’un système d’accord automatique et suit donc sans contrainte particulière pour l’exploitant tous les changements de topologie du réseau.
Les réseaux ruraux Ils concernent des populations à faible densité ; Ils sont encore largement aériens et équipés de conducteur nus (parfois isolés en torsade dans les régions très boisées).L'architecture est arborescente.
Les réseaux sont bouclables soit via deux feeders d'un même poste (architecture en pétale) soit à partir de deux postes (architectures en fuseau). Les organes de bouclages sont télécommandés par radio depuis le dispatching. Les postes MT/BT sont constitués d'un transformateur sur poteau : (63, 100 et 160 kVA) équipés de parafoudres côté MT et d'un disjoncteur côté BT (réarmable à la main via une tringlerie, cas de la France). L'interrupteur MT se trouve en général à une ou deux portées du transformateur MT/BT. Pour des puissances plus élevées (voir figure) on utilise des postes en cabine en pied de poteau.
Les lignes Les conducteurs de ligne, au moins en France, sont constitués d'un alliage d'aluminium : Almelec de sections standards : 75 2 (170A), 117 2 (240A), 148 2 (400 A) de portée allant de 100 à 150 m avec conducteurs suspendus (système en chapeau de gendarme). Les liaisons secondaires utilisent une section de 54 2 et sont souvent posées (et non suspendues). La capacité de transport est souvent liée à la chute de tension plutôt qu'à la capacité thermique de la ligne.
Les postes (voir thème 2-1)
Les réseaux urbains Ces réseaux sont en général enterrés.
- les réseaux en double dérivation
- les réseaux en coupure d'artère.
Réseaux en double dérivation
Ce système est coûteux mais permet une reprise de service rapide via un système inverseur sans que le défaut soit identifié. En cas de défaut sur le câble dit de travail (1ère alimentation), on bascule sur le câble de secours (2ème alimentation). Ces deux câbles proviennent en général du même poste et sont souvent posés dans la même tranchée.
Réseaux en coupure d'artère
Un câble part d'un poste HT/MT et passe successivement dans les postes MT/BT puis rejoint une deuxième source qui peut être soit un autre départ du même poste (HT/MT) soit un autre poste.
En cas de défaut sur un tronçon de câble il est possible d'isoler ce tronçon en ouvrant les deux interrupteurs qui l'encadrent. La fermeture du disjoncteur normalement ouvert de l'artère permet alors de réalimenter l'ensemble des consommateurs.
Un dispositif peu coûteux (flag) permet de visualiser les postes MT/BT où est passé le courant de défaut qui ne peut s'écouler que du poste HT/MT vers le défaut. On peut donc en parcourant le circuit savoir sur quel tronçon a eu lieu le défaut (entre un flag rouge et un flag vert). La coupure d'artère est en général plus économique que la double dérivation. Les temps d'interruption sont de l'ordre de 1 heure, en exploitation manuelle. La fonction d’élimination du défaut automatiquement en coupure d'artère est relativement coûteuse puisqu'elle suppose la motorisation des interrupteurs.
La coupure d'artère se prête à plusieurs type de schéma : boucle, fuseau, épi
Postes MT/BT urbains
Ceux-ci sont montés en cabine et sont évidemment plus élaborés que les postes ruraux.Ces postes se caractérisent par des puissances élevées :
250, 400, 630 KVA (Zcc = 4%) 1000 KVA (Zcc = 5%)
Les transformateurs sont équipés de prises de réglages ± 2,5% par rapport à une valeur moyenne. Contrairement aux postes ruraux ces transformateurs sont équipés côté amont d'un interrupteur fusible qui garanti une élimination rapide du défaut (Icc élevé) et évite ainsi une explosion éventuelle de la cabine MT/BT.
Poste en antenne sur poteau placé en arrêt (type b) protection par éclateur
En France, les éclateurs ont été remplacés par des parafoudres
✔ Les réseaux de livraison BT
C'est le réseau qui nous est en principe familier puisqu'il s'agit de la tension 400/230 V.Nous le rencontrons dans nos maisons via la chaîne :
compteur, disjoncteur, fusibles (micro disjoncteurs)
La frontière exploitant/consommateur se situe en général en aval d'un disjoncteur BT, le compteur étant en amont ; les frontières varient selon les pays.
Le disjoncteur est un disjoncteur universel :
● appareil de coupure sur défaut
● appareil limiteur d'énergie contractuelle (3 à 36 kVA suivant contrat – en France)
● appareil de protection des personnes et des biens via un dispositif différentiel
Le réseau BT permet de distribuer au consommateur ;
le 230 V (1 phase + neutre)
le 400 V (3 phases + neutre) - 4 fils
Il faut que statistiquement les charges sur les trois phases soient équilibrées.
Mais le réseau BT se caractérise essentiellement par la façon dont sont gérés le neutre et la mise à la terre des masses (appareillage domestique).
On appelle conducteur de protection électrique PE, le conducteur qui interconnecte les masses et les met à la terre.
Il peut être ou non confondu avec le neutre. Ces subtilités sont définies par la norme CEI 364 qui traite de la protection des personnes et des biens dans les immeubles (U < 1000 V).
On distingue trois systèmes :
le neutre BT est isolé ce qui permet une continuité de fonctionnement au premier défaut. On utilise ce principe dans les hôpitaux ou certains process manufacturiers.
ce système suppose une claire distinction des terres neutre et des terres des masses, distinction qui peut être difficile à réaliser.
c'est le système le plus répandu. On distingue les régimes : TN-C où neutre et PE sont confondus (PEN) et TN-S où neutre et PE sont séparés (PE + N)
TN-C et TN-S sont en fait utilisés ensemble : TN-C pour la livraison,TN-S dans l'immeuble ou la maison pour permettre l'usage d'un disjoncteur différentiel.
La question des régimes IT, TT et TN peut être assez complexe ; mal appréhendés, ils peuvent être générateurs d'accident de personnes et de biens (incendie).
Cependant depuis que le régime TN et le disjoncteur différentiel s'est répandu en Europe, après la dernière guerre, le nombre d'accidents à considérablement diminué.
On se souviendra que le disjoncteur différentiel exige pour un bon fonctionnement, soit un régime TT, soit un régime TN-S.
Par exemple un défaut d'isolement sur un équipement connecté entre phase et masse sur le réseau TN-S (le boitier de l'équipement est mis à la masse via le conducteur PE) est détecté par le disjoncteur différentiel (voir figure).
Le même défaut sur un équipement branché en TN-C ne sera pas détecté par un disjoncteur différentiel et seul un fusible peut voir un tel défaut ce qui suppose donc que le défaut soit de valeur significative.
NB : La figure tirée de la CEI 364, montre que le régime TNC peut être lui-même de différents types (Tna, Tnb). On voit que sur un défaut MT, les effets sont très différents suivant que l’on est TNa ou TNb.
CEI 364 - Systèmes TN
1.3.1 COMPOSANTES SYMÉTRIQUES
Un circuit électrique est dit triphasé si ses trois tensions et ses trois courants constituent chacun un système équilibré.
les tensions et les courants lorsqu'ils tournent dans le sens direct (sens inverse des aiguilles d'une montre) sont
vus dans l'ordre
Tensions et courants sont liés
Il est relativement facile de mener des calculs sur un système dit équilibré.
Il en est tout autrement si l'on est amené à étudier des réseaux dits déséquilibrés que ce soit dû à un déséquilibre de charge ou que ce soit dû à un régime de défaut.
Un artifice mathématique étudié en dehors du domaine de l'électricité s'est trouvé présenter une solution élégante pour l'analyse des systèmes dits déséquilibrés et paradoxalement de mettre en évidence une réalité physique cachée des réseaux électriques.
Un système déséquilibré (en module et en phase) équilibrés (car le système électrique est linéaire)
un système directe
un système inverse
s'avère être la somme de trois systèmes
un système dit homopolaire
de façon que :
Connaissant V 1 , V 2 , V 3 (ou I 1 , I 2 , I 3 ), on peut en déduire Vd, Vi, V0 (ou Id, Ii, I0 ), soit
Construction géométrique des composantes Vo, Vi, Vd
A ces trois systèmes : directes, inverses, homopolaires correspondent une réalité physique.
Système directe
Les grandeurs directes ➀ correspondent au fonctionnement normal du réseau, l'impédance Zd est l'impédance
du réseau mesurée en réalisant la mesure V/I.
Les grandeurs inverses ➁ n'apparaissent que lors d'un déséquilibre. Courants et tensions tournent en sens inverse. Ce système se traduit par un échauffement des machines.Les courants tendent en effet à transformer les générateurs en moteurs. Zi est identique à Zd pour autant que ne soient considérés que les éléments passifs du réseau (ligne, transfo…).
On notera qu'en régime normal le rapport Vi / Vd mesure le taux de déséquilibre. Ce taux en THT/HT doit être inférieur à 1% pour éviter un vieillissement prématuré des machines tournantes.
Le système homopolaire ③ met en œuvre trois tensions et trois courants de même module et de même phase. Ces grandeurs apparaissent lorsque des courants sont amenés à se refermer par la terre c'est-à-dire lors d'un défaut à la terre.
Le schéma ci-dessous montre comment l'on mesure par exemple l'impédance homopolaire d'une ligne électrique.
1.3.2 MODÉLISATION
Ce rappel très sommaire des composantes symétriques a pour objectif d'introduire la modélisation. L'étude d'un réseau électrique en effet nécessite la modélisation de tous ses composants :
alternateurs, lignes électriques, transformateurs, charges …
selon les trois modes directes, inverses, homopolaires.
Exemple de modélisation (ligne voir § 1.1.3)
Modélisation d'alternateur (impédance Zn entre nœud et terre) :
Modèle de charge (inductive et résistive) :
Zd ≠ Zi
Transformateur 2 enroulements étoiles triangle :
équivalence pertes ferl
inductance de magnétisation
résistance de l'enroulement i (pertes joules)
Liω
réactance de fuite de l'enroulement i
Ri et jiω sont ramenés au primaire donc multipliés par Impédance homopolaire d'un transformateur`
Dans le cas particulier d'un couplage étoile triangle, l'impédance homopolaire Zo est égal à Zd*
∗ la valeur de Zo dépend du couplage ; elle est en général différente de Zd
Par étude de réseaux, on entend un ensemble de trois études :
● le transit de puissance et le plan de tension
● le calcul de courant de court circuit
Ce sont les études de fonctionnement (ou de comportement) du réseau en régime établi et perturbé.
Nous allons passer en revue sommairement chacune de ces études sachant que ce sont des études indispensables au concepteur et à l'exploitant.
Ces études sont faites à l'aide de programmes de calcul qui tournent sur PC.
Remarque : Les études de phénomènes transitoires : effets des surtensions de manoeuvre par exemple, se réalisent à l'aide de programmes de calcul spécifiques (EMTP).
1.4.1 TRANSIT DE PUISSANCE ET PLAN DE TENSION
Un réseau est constitué par un ensemble d'éléments :
les centres de production (centrales hydrauliques, thermiques
) qui génèrent la puissance active ( PGi) et pour
● une part la puissance réactive ( QGi)
● les centres de consommation (villes, usines
● le réseau proprement constitué d'éléments passifs, : transformateurs, lignes qui consomment de la puissance
) qui consomment de l'énergie active PLi et réactive QLi
active PTi (pertes joules).
Par ailleurs ces éléments consomment (inductance) et produisent (capacité dans le cas des lignes) de la puissance réactive QTi
Chaque poste est assimilé à un noeud sur lequel arrivent et partent les feeders associés aux centrales, charges
et lignes de transport.
A chaque noeud i du réseau correspond une barre ou bus et à chaque noeud
correspond une tension :
L'étude du transit de puissance et du plan de tension consiste à tout instant à déterminer à partir des éléments disponibles et raccordés au réseau (groupes de production, charges, lignes) les valeurs des puissances actives
et réactives s'écoulant sur le réseau et les valeurs des tensions
aux noeuds correspondants.
On en déduit, hormis les valeurs des puissances échangées sur le réseau et des tensions dans les postes si les éléments sont dans les plages admissibles de fonctionnement, par exemple :
- la surcharge éventuelle des lignes
- les surtensions éventuelles (à 50 Hz) sur les barres ( Vi > Vimax )
- les déficits éventuels de réactif
- La sécurité limite, c'est-à-dire la perte d'un groupe de production qui se traduit nécessairement par le délestage d'une charge (ou un risque de perte de synchronisme)ou la perte d'une ligne qui entraînerait une redistribution du transit avec risque de surcharge sur d'autres lignes etc… ce qui peut préluder à l'écroulement d'un réseau.
Pour faire une telle étude il faut donc connaître le schéma unifilaire du réseau et les caractéristiques des différents éléments :
- impédances directes, inverses, homopolaires de tous les éléments du réseau
- couplage des transformateurs- inertie des machines tournantes*
- caractéristiques des régulations, vitesse et tension *
- les charges exprimées en puissance active, réactive
- puissance nominale des transformateurs et des générateurs
* pour l'étude de stabilité
Ces valeurs sont en principe connues du client ; certaines valeurs se calculent (impédances de lignes par exemple) ou se mesurent sur site ou en usine. Si certains éléments sont inconnus, on peut utiliser des valeurs d'éléments de même types.
Connaissant ces valeurs, on procède de la façon suivante :
1) on numérote les noeuds de 1 à n 2) On prend la barre n comme référence de tension et de phase Vn = 1∠ 0
3) On introduit entre chaque noeud, les valeurs des admittances homopolaires, directes et inverses des lignes correspondantes 4) On précise à chaque noeud i :
- les charges connectées
- et les groupes de production raccordées avec leur limite : Q min / Q max, P min / P max
Le programme résout les équations :
V i ∠ δ i et V j ∠ δ j sont les tensions aux noeuds i et j
Y ij ∠ γ ij l'admittance séparant les noeuds i et j
Ces équations sont résolues par itération selon par exemple la méthode de Newton/Raphson.
Le calcul du transit de puissance et du plan de tension n'est pas trivial. Sans une bonne saisie des données, le système peut ne pas converger. Il faut s'y reprendre souvent à plusieurs fois avant de trouver la solution.
1.4.2 COURT CIRCUIT
On a besoin des résultats d'un calcul de court circuit pour s'assurer du bon dimensionnement des éléments du réseau, mécaniquement et thermiquement, ou d'un bon dimensionnement des disjoncteurs après que l'on ait ajouté de nouveaux groupes de production sur un réseau et enfin pour réaliser le réglage des protections.
Pour calculer les différents types de court circuit, il faut avoir modélisé le réseau selon ses trois schémas élémentaires : direct, inverse et homopolaire puisque le système est durant un défaut en état déséquilibré.
La théorie des composantes symétriques permet d'aboutir aux formules suivantes selon les différents type de défaut :
défaut triphasé
défaur entre phase et terre
défaut biphasé terre
le programme donnera donc le résultat de ces formules après avoir calculé les impédances Z0, Zi, Zd équivalents au lieu du défaut.
En général les réseaux ne sont pas modélisés avec les caractéristiques transitoires des machines. Par ailleurs, suivant l'instant du défaut par rapport à la phase de la tension il peut apparaitre une composante apériodique qui dépend de la constante de temps du réseau (entre la source et le défaut).
De ce fait, à proximité d'une centrale, le courant de défaut peut-être très supérieur à celui calculé par exemple :
Avec alternateur avec amortisseurs :
Avec alternateur sans amortisseurs :
Sur un réseau de transport :
Imax = 3,1 Icc calculé
Imax = 2,55 Icc calculé
Imax = 2 Icc calculé
Ce problème à un impact sur le dimensionnement électromécanique du réseau et surtout sur la saturation potentielle des transformateurs de courants.
1.4.3 STABILITÉ
Par stabilité d'un réseau on entend le risque potentiel de perdre le synchronisme si la charge dépasse la capacité de production ou si pour une raison quelconque, il y a effondrement du réseau en tension.
Ces phénomènes sont souvent liés.
L'instabilité est dite dynamique si l'effondrement du réseau est la conséquence d'une charge qui dépasse la capacité de production.
L'instabilité peut aussi être la conséquence d'un accoup très violent d'appel de puissance ou d'un défaut électrique qui n'est pas éliminé assez rapidement.
On démontre que la puissance active transmissible par un bipôle, s'exprime par :
avec Z = R + jLω ⇒ et
➀ devient
R est petit devant Lω d'où
avec X = jLω
θ est l'angle que font les vecteurs V1 et V2 ; L'angle θ est dit angle de transport
Cet angle est similaire à l'angle électrique que font les champs magnétiques du rotor et du stator d'une machine
Un groupe débitant via un transformateur et une ligne sur une barre de tension V de puissance de court circuit
infinie (ce qui permet d'admettre V constant).
Une charge Zc connectée sur la barre V appelle un courant I déphasé de ϕ par rapport à V .
Soit en Xd, Xt, Xl les impédances respectives du générateur, transformateur et de la ligne. On néglige les résistances ; d'où
Soit E la force électromotrice du générateur et Vi les tensions de barre intermédiaires.
Sur la base du schéma précédent, nous pouvons écrire :
Cette expression permet de construire la courbe ci-après :
Considérons un point de fonctionnement, à savoir une puissance active Pe 1 débitée par le générateur sur
le réseau à Pcc ∞ . Il lui correspond un angle θ 1 .
A cette puissance électrique Pe 1 correspond une puissance mécanique Pm 1
Pm 1 = Pe 1 au rendement près
Cm couple moteur (mécanique)
Cr couple résistant (électrique)
rappel P = Cω avec ω vitesse de rotation mécanique angulaire
couple en m.kg
Si l'on ouvre légèrement la vanne d'admission fluide (eau, vapeur) de la turbine, la puissance mécanique augmente ainsi que la puissance électrique produite.
Cm croissant ⇒ Cr croissant
le régime est dit stable et cela est vrai jusqu'à θ = π / 2
Au delà de π / 2 , pour : Cm croissant, Cr est décroissant le régime est instable.
Les lignes ont chacune pour réactance X ; l'impédance équivalente est X / 2 et on néglige l'impédance interne de l'alternateur Xd
; Considérons la séquence suivante :
1) On ouvre manuellement le disjoncteur D au temps t = 0 ; l'impédance X devient X
et Pe devient
Supposons que le point de fonctionnement Pe 1 soit tel qu'indiqué sur le schéma ci-après.
Au temps t = 0 + rien n'a eu le temps de changer, ni l'inertie de la turbine ni les régulations en vitesse ou tension
Pm à t0 - = Pm à t0 + = Pm 1 à t0 -
Le nouveau point de fonctionnement θ 1 devient θ 2
La puissance électrique Peθ 1 a diminué instantanément pour devenir P’eθ 1 alors que la puissance mécanique Pm 1 n'a pas eu le temps de varier Pm 1 > P’eθ 1
La machine accélère et dépasse le nouveau point d'équilibre θ 2 pour aller jusqu'à θ 3
avec : Pm > P’eθ 3 donc la machine décélère.
On montre que les aires A 1 et A 2 sont proportionnelles aux énergies cinétiques. Il y a oscillation autour d'un
nouveau point d'équilibre θ 2
En fait nous avons négligé les autres impédances, générateur, transformateur ne se traduit pas par un effondrement si violent tel que
et l'ouverture d'une ligne parallèle
La réalité correspond plutôt au schéma suivant :
2) Défaut en F
Supposons qu'il y ait un défaut en F et que l'impédance équivalente Xf se traduise par une courbe :
pour un point de fonctionnement initial :
Le schéma ci-dessus montre qu'il n'y a pas d'équilibre possible dans cet état puisque P”e max < Pe 1
Il faut éliminer le défaut aussi vite que possible et revenir à la courbe P’e c'est la raison pour laquelle en THT, les protections doivent éliminer les défauts dans un temps compatible avec la stabilité des réseaux.
La résolution de ce type de problème s'effectue avec les équations dynamiques qui prend en compte le temps :
Evidemment ce type de problème est résolu par programme de calcul, mais encore plus que pour le transit de
puissance, l'analyse (saisie des données, interprétation, décision
) est délicate.
La coordination d'isolement consiste comme son nom l'indique à coordonner et rendre cohérent, les isolements des équipements utilisés dans les postes et les réseaux.
C'est, autrement dit, préparer les emplacements où des contournements seront tolérés, c'est-à-dire en des points où ils ne pourront pas causer de dommages lorsqu'il sera impossible économiquement de les empêcher.
Si un contournement doit avoir lieu, on doit faire en sorte que cela se produise au niveau des diélectriques autorégénérateurs, à savoir l'air (la rigidité diélectrique se rétablit d'elle même après extinction de l'arc).
Tout défaut dans un diélectrique non régénérateur :
ou faiblement régénérateur
le SF6
est détruit totalement ou partiellement lorsqu'il est traversé par un arc.
Cela signifie que les distances dans l'air doivent présenter une tenue plus faible que la tenue des appareils isolés.
⇒ Augmenter inconsidérément la ligne de fuite d'un transformateur de courant signifierait qu'en cas de surtension, c'est l'isolement interne qui serait détruit avant qu'ait lieu un contournement externe.
La coordination d'isolement est régie par les normes CEI 71.1 ( 1993) et 71.2 (1996) La connaissance de cette norme est essentielle pour les fabricants de matériels et pour les concepteurs de poste et réseaux.
Il n'est pas possible de traiter ici l'ensemble des problèmes liés à la coordination d'isolement. On ne donnera donc que quelques notions essentielles.
Isolation (ensemble de matériaux utilisés pour isoler un dispositif)
Les champs électriques engendrent des contraintes diélectriques dans les isolants. Ces contraintes dépendent de la tension appliquée et de la géométrie des pièces conductrices portées à des potentiels différents.
Un diélectrique donné supporte sans altération irréversible un gradient de tension maximum spécifique de ce diélectrique. Par exemple :
30 kV cm-1
90 kV cm-1
) à la pression atmosphérique
300 kV cm-1
Notons aussi l'influence de la température sur la durée de vie d'un isolant ;
En général, un accroissement de 5°C de la température au delà de la limite d'emploi garantie par le constructeur (câble isolé par exemple) réduit de moitié la durée de vie d'une isolation non autorégénétratrice.
Surtensions selon la CEI 71
Celles-ci sont d'origine :
ou lié au fonctionnement :
- manoeuvre d'un appareil HT
- à fréquence industrielle (effet Ferranti, par exemple). - défaut à la terre dans un réseau à neutre impédant
- Ferroresonnance (quelques centaines de Hertz)
Les surtensions sont de nature probabiliste.
On les définit conventionnellement selon la CEI 71 (pour les essais en laboratoire et la définition des équipements) par :
● une valeur crête dont la probabilité de dépassement de cette valeur est inférieure à 2%
● la variance (ou écart type) qui caractérise l'écart moyen autour de la valeur moyenne
σ = 3 % pour les chocs de foudre
σ = 6 % pour les chocs de manoeuvre
Plus le front de montée d'une onde est raide, par exemple une onde coupée, c'est-à-dire consécutive à un contournement ( tf = 10 à 50 x 10 -9 sec ) , plus l'onde se comporte comme une onde mobile (longueur d'onde petite devant les dimensions du circuit).
Il y a donc lieu de leur appliquer les règles de transmission et de réflexion lors du passage d'un milieu à un autre.
Onde de foudre
Onde d manoeuvre
Les surtensions sont exprimées en pu(per unit) de la valeur de fonctionnement efficace nominal du réseau.
La CEI donne des tableaux qui définissent :
● la tension assignée (fonctionnement normal) en kV efficace
● la tension maximum de fonctionnement permanent autorisé, en kV efficace
● la tension de tenue au choc de foudre : (BIL selon ANSI)
● la tension de tenue au choc de manoeuvre : (SIL : selon ANSI) si Um ≥ 300 kV
● la tension de tenue à fréquence industrielle une minute si Um < 300 kV
● les valeurs de tenue dans l'air phase/terre et phase/phase en fonction des formes d'électrodes.
Pour un niveau de tension maximum de fonctionnement, plusieurs niveaux de BIL et SIL sont possibles.
Les niveaux de BIL et SIL ont été définis progressivement par consensus, expériences aux vues des valeurs rencontrées et mesurées réellement sur les réseaux.
Le niveau de BIL est lié à la valeur de courant de foudre rencontrée dans une région donnée (valeur allant de quelques KA à 200 KA). Le niveau de SIL dépend de la nature du réseau. Il peut se calculer (difficilement) ou se simuler au moyen de programmes de calcul EMTP.
Les matériels sont testés en laboratoire sur la base d'un nombre déterminé de chocs de BIL et SIL de valeurs progressivement croissantes (de 10 en 10 kv par ex). On peut donc déterminer la probabilité (50%) de tenue des appareils et par calcul la tenue à un autre pourcentage (90% par exemple) connaissant l'écart type. En effet ces phénomènes obéissent à une répartition de type Gaussien (loi normale).
Les postes et réseaux sont protégés contre les chocs de foudre par des filets de garde définis électrogéométriquement pour capturer le courant de foudre.
Des essais ont montré que la foudre frappe depuis une distance d qui est une fonction du courant de décharge If exprimé en kA
d en mètre ( a et α varient légèrement suivant les études )
typiquement a = 9,4 et α = 0,66
On s'appuie sur cette formule pour définir la position du câble de garde sur une ligne.
Le câble de garde doit intercepter tout courant de foudre If mettant en jeu une onde de tension Uc = Zc If / 2
supérieur à U BIL (voir figure).
Les filets de garde sur les postes et les câbles de garde sur les lignes étant installés, c'est sur le parafoudre que repose la protection du matériel.
En principe, on doit installer :
● un parafoudre par phase à l'entrée de chaque feeder dans un poste
● devant les gros transformateurs
● en chaque lieu où il y a changement d'impédance caractéristique (impédance d’onde) :
- ligne aérienne - câble isolé
- GIS - transformateur
- ligne aérienne - Transformateur
car c'est en ces emplacements que les surtensions qui obéissent aux lois des ondes mobiles, subissent des phénomènes de réflexion et réfraction. Une onde à front raide se propageant sur une ligne aérienne dont l'extrémité est connectée à un transformateur, est multipliée par τ (1,2 < τ < 2) de par le phénomène de réflexion sur le transformateur, dont l'impédance d'onde est très élevée comparée à celle de la ligne.
Cet appareil est une résistance variable (Zn0) dont la valeur est fonction de la tension appliquée entre ses bornes (branché en général entre phase et terre).
La tension et le courant traversant le parafoudre obéissent à la loi défini par la courbe ci-dessous.
A la tension maximum de fonctionnement du réseau, le parafoudre présente une résistance très élevée (il est
traversé par quelques mA).
A l'apparition d'une surtension, la résistance diminue sans retard et le parafoudre écoule l'énergie de l'onde de
surtension (quelques kilojoules).
Un parafoudre HT ou MT ne doit jamais amorcer sur une surtension dynamique (50 Hz), car l'énergie énorme qui
le traverserait, le détruirait.
Compte tenu du courant Id (Id = U BIL / Zc) qui va le traverser lors de l'amorçage, ce dernier va se positionner
à un niveau de tension résiduelle dite aussi niveau de protection Np
La qualité du parafoudre est de répondre sans retard à l'élévation de tension (c'est une résistance).
Le circuit en aval du parafoudre (par rapport au déplacement de l'onde de surtension) est donc en principe protégé par le parafoudre.
En fait l'onde va se réamplifier derrière l'appareil selon la loi :
Np est le niveau d'amorçage du parafoudre en kV
est la raideur géométrique du front
on reconnaît la raideur temporelle du / dt en kV/micro sec et la vitesse de déplacement dx / dt en m/micro sec.
l en mètre définit la distance correspondant à la valeur réemplifié U de l'onde.
Il faut avoir U < U BIL et définir l en conséquence.
Protection de la ligne électrique
Considérons un coup de foudre foudroyant une ligne électrique.
Notons que la foudre agit aussi par influence magnétique si elle touche le sol à proximité de la ligne. C'est souvent
le cas en MT. Dans ce cas les trois phases sont donc sensiblement parcourues par un même courant de foudre.
La foudre se caractérise par une décharge ∆Q pendant un temps ∆t donc par un courant :
en kA crête qui se réparti à égalité ( If / 2 ) de part et d'autre du point d'impact.
A ce courant de foudre correspond une onde de foudre en tension ;
en kV crête avec
1er cas : ligne munie d’un câble de garde.
Si la ligne est munie d’un câble de garde correctement calculé, seule une décharge de foudre ∆Q / ∆t = I F
inférieure à U BIL / Z c sera en mesure de toucher le conducteur. Si le courant est supérieur il sera intercepté par le câble de garde.
Le courant et l’onde qui lui est associée (inférieur à U BIL ) va se propager sur la ligne sans provoquer de contournement des isolateurs de la ligne. Parvenu à l’entrée du poste, l’onde sera interceptée par le parafoudre.
Il faut qu'au courant de foudre I F = U BIL / Z c corresponde un niveau de protection du parafoudre Np (tension à
laquelle se stabilise le parafoudre pour le courant I F ) tel que 0,8U BIL > Np >0,6U BIL . On cherche en général Np
∼ 0,6 BIL.
Il faut alors chercher dans les catalogues un parafoudre répondant à ces valeurs, et vérifier que Np > 1,2Un max (un parafoudre ne doit jamais amorcer sur une surtension 50 Hz).
Enfin on vérifie que l’énergie écoulée dans le parafoudre est compatible avec la capacité thermique du parafoudre.
avec C capacité de la ligne.
2ème cas ligne non munie d’un câble de garde
Imaginons un coup de foudre sur un conducteur :
Cette onde de foudre contournera le premier armement rencontré et donnera lieu à plusieurs phénomènes :
1) création d’une onde coupée Uc = U BIL qui se propagera et devra être interceptée par le parafoudre ; on est ramené au cas précédent.
2) Ecoulement d’un courant à la terre
R résistance de terre du pylône
ce courant s’écoulant dans la terre fait monter le pylône en potentiel et peut provoquer des amorçages en retour sur les phases saines du circuit touché par la foudre et même sur les autres circuits si le pylône a plusieurs ternes.
Ces contournements multiples seront vus comme des défauts mono, ou bi, ou tri et donneront lieu à des ouvertures des disjoncteurs et à des réenclenchements.
NB : le nombre de résistances de pylônes pouvant être prises en parallèle, dépend de la raideur du front (1,2 km pour un front de 1,2 µs).
Soient les données : réseau 550 kV → Zc 270 Ω
BIL = 1550 kV
Dans la table du fabricant, l’appareil juste au-dessus de cette valeur est 333 kV (U max 525, Un 420).
Avec les caractéristiques suivantes : 5 KA → 909 kV (crête), 10 KA → 966 kV (crête)
On trouve la tension résiduelle Np pour 5,75 KA :
cqfd, le parafoudre doit protéger entre 0,6 et 0,8 du U BIL
Résumons les données sur le graphe suivant :
Les FACTS sont des systèmes mettant en jeu des technologies à thyristors, GTO, IGBT
Leur objectif est d'améliorer le fonctionnement des réseaux et leur permettre de fonctionner en toute sécurité à leur limite.
La compensation d'énergie réactive shunt (SVC), le courant continu et sa variante le back to back sont des FACTS. Il existe aussi d'autres systèmes FACTS dont on ne parlera pas ici.
Compensateur d'énergie réactive shunt (Static Var Compensator)
C'est un équipement qui peut générer (production/consommation) de l'énergie réactive dans un temps extrêmement rapide (1 à 2 cycles) soit simultanément sur les trois phases (compensateur de réseau) soit phase par phase (compensateur industriel).
Rappelons que (voir 1.5)
Il permet en réduisant la variation de tension ∆V un contrôle de tension efficace et participe, ce faisant, à la stabilité du réseau.
Le compensateur est constitué par :
● Le TCR banc de réactances montées en ∆ : le TCR (Thyristor Controled Reactor) contrôle le courant dans la réactance via un pont à thyristor monté tête/bêche. On peut donc contrôler l'énergie réactive consommée de façon graduelle et rapide : Q L = - Lω I 2
● Le TSC banc de capacité montée en ∆ : le TSC (Thyristor Switched Capacitor) commute (tout ou rien) par un pont à thyristors montés tête/bêche un banc de capacité. On peut donc produire +Qc = CωU 2 ou Qc = 0
● Le banc de filtre chargé de filtrer les harmoniques de courants générés par le fonctionnement du TCR.Il faut prendre en compte dans le bilan réactif la fourniture d'énergie capacitive du filtre ; en effet à 50 Hz, les filtres LC série sont largement capacitifs.
Un système de régulation compare la tension U du réseau à une valeur de consigne et agit en conséquence sur la commande des thyristors.
Considérons le cas d'un SVC tel que :
= - 100 MVAR
= +100 MVAR
Filtre : QF
= + 30 MVAR
Le SVC permettra de controler graduellement la puissance réactive depuis :
Q SVC mini = - Q L + Q C + Q F = -100 + 0 + 30 = -70MVAR
à un maximum : Q SVC max
= - Q L + Q C + Q F = 0 + 100 + 30 = 130MVAR
Pourquoi utilise-t-on le courant continu en lieu et place du courant alternatif ?
Au delà d'une certaine distance, le transport en courant alternatif pose des problèmes de stabilité en tension assez délicats.
La tension fluctue fortement en fonction de la charge à cause de la capacité de la ligne. Les pertes en ligne deviennent également très significatives au delà d'une certaine puissance et d'une certaine distance.
Le courant continu ne présente pas de problème de stabilité et, qui plus est, il utilise la pleine section du métal (ce n'est pas le cas du courant alternatif à cause de l'effet de peau) et donc réduit les pertes.
Ces arguments pour ne citer que ceux là et malgré le coût du courant continu le fait préférer au courant alternatif à partir d'un certain seuil de puissance et distance de transport.
Le courant continu s'impose lorsqu'il faut utiliser une liaison sous marine assez longue. On se rappelle en effet qu'en alternatif, la capacité d'un câble isolé fait que le câble se comporte comme un tuyau percé.
Le courant continu possède aussi d'autres propriétés comme le retour possible par le sol (ou la mer) mais il a aussi un certain nombre d'inconvénients :
● Son coût dû principalement aux convertisseurs (valves) et son contrôle très sophistiqué.
● C'est un gros consommateur d'énergie réactive qu'il faut donc fournir.
● Il génère des harmoniques AC et DC qui doivent être filtrés mais qui pour une part génère à 50 ou 60 Hz l'énergie réactive dont ont besoin les convertisseurs.
● Les piquages en un point quelconque de la ligne de transport sont délicats et coûteux, à la différence d'une ligne AC.
Principe du transport à courant continu
Une liaison à courant continu est constituée par un redresseur à une extrémité qui convertit le courant alternatif en courant continu et à l'autre extrémité par un onduleur qui convertit le courant continu en courant alternatif. Entre le redresseur et l'onduleur la ligne constitue une résistance et est donc le siège d'une chute de tension RI. Le redresseur et l'onduleur sont des ponts dodécaphasés équipés tout ou partie de thyristors.
Le redresseur (l'onduleur) est lui même connecté à un transformateur à deux enroulements secondaires ∆ et Y. Les ponts peuvent être montés en série pour accroitre la tension de transport (typiquement 100 à 150 kV par pont).
Coté courant continu, il y a lieu de filtrer l'ondulation résiduelle à 600 Hz (12x50) via une réactance série et un jeu de capacités parallèles.
Coté alternatif, on installe les filtres (LC) chargés d'éliminer les harmoniques en courant générés par les valves (fonction du point de fonctionnement du convertisseur).
L'ensemble Redresseur/Ligne/Onduleur, fonctionnant à la tension positive (ou négative) par rapport à la terre, s'appelle un pôle.
L'ensemble positif et négatif est dit un bipôle. A un bipôle correspond donc une ligne ± V =.
On rencontre usuellement des bipôles fonctionnant à ± 500 kV et un courant de 2000 A (d'où P = 2 UI = 2000 MW)
Un système de transport à courant continu est composé (voir ci-dessus) :
● d'un redresseur
● d'une ligne de transport de longueur L
● d'un onduleur
Si la longueur de la ligne est réduite à zéro, on a alors un système constitué d'un redresseur onduleur monté en dos à dos (back to back).
Le principe même de ce système permet de découpler complètement deux réseaux de Pcc ou fréquence différentes.
Ces réseaux peuvent grâce au back to back en effet fonctionner à fréquence différente.
Ces équipements sont utilisés en particulier aux USA, en Inde, entre l'Europe de l'est et de l'ouest, pour découpler les réseaux aux performances trés différentes et gérés par des utilités indépendantes.
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Equipe rédactionnelle AVEC LE SUPPORT TECHNIQUE DU GIMELE
Gil LEBOYER
Jean-Claude VIAU BOUNEZOU
Jean-Pierre MURATET Jean-Pierre ARTHAUD Gilbert TRIAY
ALSTOM JEUMONT SCHNEIDER TRANSFORMATEURS SCHNEIDER ELECTRIC
1. Postes électrique THT / HT
1.2. ORGANISATION FONCTIONNELLE
1.3. TYPE DE POSTE / ARCHITECTURE
1.5. LE POSTE THT / HT - SA SPÉCIFICITÉ
2. Évolution / le besoin des exploitants
2.1. L’ EXPLOITATION
2.2. LESÉQUIPEMENTS HT / BT
2.3. LESCONTRAINTESD’ENVIRONNEMENTS
3. Evolution / les propositions des
3.1. LESPOSTESSOUSENVELOPPE MÉTALLIQUE
3.2. APPAREILLAGE DE COUPURE
3.3. TRANSFORMATEURS
3.4. PARAFOUDRES
3.5. SYSTÈME DE CONDUITE ET SURVEILLANCE -
POSTESPOSTES ELECTRIQUESELECTRIQUES THTTHT/HT/HT
Avant d'aborder les postes THT/HT proprement dits, nous traiterons des postes de façon générale. Nombre de notions en effet sont communes à tous les types de postes qu'ils soient THT/HT ou HT/MT ou MT/BT
Nous avons vu dans la première partie du manuel n°1 (Réseau) que le poste électrique était un nœud du réseau électrique.
Un réseau électrique est un système dont le poste constitue une pièce majeure dans la mesure où c'est le lieu (le nœud) d'où le réseau est :
1.1.1. L A TRANCHE
Note : la notion de tranche est plus large que la notion de travée car elle induit une entité qui est gérée de façon autonome.
On parle de travée ligne, transformateur, couplage, sectionneur
On parle de tranche ligne
barres, communs. Dans une travée ligne ou transformateur ou couplage on trouve d'une façon générale les appareils HT suivants (voir schéma) :
mais aussi de tranche
● les appareils d'isolement ou d'aiguillage : les sectionneurs
➤ (configuration de la topologie)
● les appareils de coupure : le disjoncteur
➤ (fonction de monitoring)
● les appareils de mesures : les TT et les TC
➤ (action des protections)
Le poste peut être considéré comme une barre (ou des barres) sur laquelle sont connectées des dérivations (feeder) qu'en terme de réseau électrique, on répartit en :
TT transformateur de tension TC transformateur de courant
● les appareils de téléprotection : (voir note) le circuit bouchon le diviseur capacitif le boîtier de couplage
● Groupes de production
P Gi,
● les protections HT : parafoudres
qui produisent de l'énergie
● les dispositifs de mise à la terre (MALT).
● Charges qui consomment de l'énergie active, réactive
Et bien entendu le contrôle commande, les protections et les auxiliaires associés.
● Lignes aériennes (ou souterraines) qui assurent le lien entre les différents nœuds
P Ti,
± Q Ti *
Note : cet appareillage correspond à une communication HF, type BLU qui est transmise entre phase et terre, ou entre phases. Il ne doit pas être confondu au matériel HF
*± Q Ti : En effet les lignes consomment toujours une puissance active (P Ti ) mais consomment (+Q Ti ) ou produisent (-Q Ti ) une puissance réactive suivant la valeur du courant.
qui communique via des multiplexeurs multivoies sur des fibres optiques installées dans des câbles de garde, quand la ligne en est équipée (solution retenue de plus en plus en THT).

References: § 1
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