Source: https://fr.scribd.com/document/236331253/Guide-Distribution-HTA
Timestamp: 2020-08-04 17:59:29+00:00
Document Index: 224855551

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_Guide Distribution HTA | Réseau électrique | Électricité
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Sommaire - partie HTA
4. Etude d’une installation HTA
4a Introduction et méthodologie
Livraison et comptage de l'énergie électrique
4b Réglementation, normes et architectures de réseaux
4c Liaison à la terre du neutre
Modes de liaison à la terre du neutre
Mise à la terre par résistance
Neutre à la terre par réactance faible (neutre impédant)
Mise à la terre par réactance de compensation (neutre compensé)
4d Plan de protection
4e Alimentations de remplacement et de sécurité
Normes et déﬁnitions
Choix des alimentations de remplacement
Transfert de sources en HTA
5. Postes HTA
Schéma général et types de postes
Types de postes HTA
Poste d’intérieur ou préfabriqué d’extérieur
Fonctions d’un poste
Le savoir faire Schneider Electric
Contraintes et étapes du choix d’un poste
Poste de livraison HTA à comptage BT
Déﬁnition et contraintes réglementaires
Schéma et équipements
Choix des cellules HTA
Choix du matériel BT
Installation, liaisons, raccordements
Prise de terre et conducteurs de protection
Verrouillages d’exploitation
Poste de livraison HTA à comptage HTA
Déﬁnitions et contraintes réglementaires
Comptage HTA et mesures privées
Postes de répartition HTA/HTA et sous-stations HTA
Présentation et exemple de schéma
Poste de centrale autonome
Guide de la distribution électrique basse tension et HTA - 2009
Sommaire - partie HTA (suite)
6. Equipements et leurs caractéristiques
Caractéristiques des équipements préfabriqués HTA sous enveloppe métallique Types de fonctions et appareillage corrrespondant Normes Types de cellules et d’appareillages Tenue à l’arc interne Techniques d’isolation Techniques de coupure
Condensateurs HTA
Rappels sur l’énergie réactive La compensation d’énergie réactive d’une installation
Capteurs de courant phase : Transformateurs de courant (TC) Capteurs de courant phase LPCT Capteurs de courant résiduel Capteurs de tension : Transformateurs de tension (TT)
Déﬁnition et paramètres caractéristiques Choix du diélectrique et de la technologie Choix d’un transformateur : contraintes réglementaires Détermination de la puissance optimale Surcharge d’un transformateur Transformateurs en parallèle Transformateurs bi-tension et élévateurs Protection des transformateurs Ventilation, mode de refroidissement, normes de construction
Démarreurs et protection moteurs HTA
Rappel sur les moteurs Démarreurs et protection des moteurs HTA
Etude d’une installation HTA 4a Introduction et méthodologie
Livraison et comptage de l’énergie
Niveaux de tension et livraison de l’énergie électrique
Bonnes pratiques des sites critiques
Tableau synthétique des points à étudier
Niveaux de tensions
Les niveaux de tension sont déﬁnis par les normes NF C 15-100 et NF C 13-200.
valeurs usuelles en France (tension d’utilisation)
12 - 24 - 48 V
- 380 - 400 V
1 < U y
5,5 - 6,6 - 10 - 15 - 20 - 36 kV
- 225 - 400 kV
HTA/HTB
répartition HTB
transport HTB
225 à 400 kV
63 à 225 kV
HTB/HTA
comptage HTB
(> 10 MW)
Réseau privé HTA, BT
5 à 36 kV
Livraison HTA
comptage BT
comptage HTA
Réseau privé BT
distribution publique BT
La livraison de l’énergie électrique HTA se fait :
@ avec comptage BT pour un poste comportant
un seul transformateur HTA/BT de courant
secondaire assigné inférieur ou égal à 2000 A, (un transformateur 20 kV/400 V de puissance inférieure ou égale à 1250 kVA).
@ avec comptage HTA dans les autres cas
L’énergie électrique en France est produite dans les centrales principalement nucléaires (80 % de la production), hydrauliques ou thermiques et délivrée à sa sortie en HTA, généralement 5,5 kV à 6,6 kV parfois 15 ou 20 kV. Transport HTB A la sortie de la centrale, l’énergie électrique est élevée en HTB (225 ou 400 kV) dans un poste d’émergence HTA/HBT qui alimente le réseau de transport HTB. Ce réseau est maillé aﬁn de permettre l’interconnexion entre une centaine de centrales débitant simultanément pour couvrir la consommation. Il assure aussi, par interconnexion, des échanges avec les pays européens. Répartition HTB Au voisinage des centres de consommation, des postes de répartition et interconnexion abaissent la tension en 63 kV ou 225 kV (plus rarement 90 kV et 150 kV) et alimentent un réseau de répartition régional HTB. Ce réseau généralement en boucle, dessert des postes abaisseurs HTB/HTA. Postes HTB/HTA Ces postes sont de deux types selon leur réseau aval HTA :
@ postes «sources» HTB/HTA alimentant le réseau public de distribution HTA.
(environ 2000 postes)
@ postes «de livraison» privés HTB/HTA alimentant le réseau des quelques 600
consommateurs importants d’énergie de la grande industrie (sidérurgie, chimie,
etc.) dont la puissance dépasse 10 MW. Distribution HTA
Les postes source alimentent le réseau HTA (en général 20 kV) qui dessert :
@ les postes HTA/BT de «distribution publique» (environ 620 000) qui desservent
les très nombreux abonnés BT
@ les postes d’abonnés HTA des utilisateurs privés plus gros consommateurs.
Livraison et de comptage de l’énergie en HTA
Le raccordement se fait obligatoirement en HTA au dessus de 250 kVA (1) jusqu’à une limite de puissance 10 MW, avec deux types de comptage :
Poste HTA à comptage BT Lorsque le poste de livraison comporte un seul transformateur HTA/BT de courant secondaire assigné Is y 2000 A (2) Ceci correspond pour un transformateur 20 kV/400V à une puissance normalisée
y 1250 kVA. Le réseau en aval du poste est alors un réseau BT. Poste HTA à comptage HTA Lorsque le poste de livraison comporte :
@ soit un seul transformateur HTA/BT de courant secondaire Is > 2000 A(1)
@ soit plusieurs transformateurs.
Le réseau en aval du poste comporte, selon les cas, une distribution HTA vers une ou plusieurs sous-stations HTA, ou directement une distribution BT.
(1) Limites des raccordements en HTA et BT Le raccordement
@ peut se faire en HTA à partir de 50 kVA (par exemple si une extension ultérieure de puisance est prévue) et
obligatoirement au dessus de 250 kVA
@ se fait obligatoirement en BT en dessous de 36 kVA et en général en BT jusqu’à 250 kVA
HTA possible
HTA obligatoire
BT obligatoire
en général BT
La conception d’une installation doit prendre en compte de multiples préoccupations qui doivent aboutir à une optimisation technico- économique, sans concessions vis à vis des aspects de sécurité du personnel. Des études d’analyse des risques sont de plus en plus un préalable pour déterminer une solution otimisée adaptée à la criticité et à la législation des sites.
(1) Criticité : la criticité d’un événement est le produit
de la fréquence de survenance par le facteur de gravité (extrait du «Plan blancde gestion de la crise» pour les hôpitaux). La normes NF C 15-211 (installations électriques de locaux à usage médical) déﬁnit ainsi 3 niveaux :
- niveau 1 : pas de coupure
- niveau 2 coupure y 15 s
- niveau 3 : coupure 15 s à 30 mn.
(2) Disponibilité : la disponibilité d’un équipement (plus largement d’un système) est son aptitude à remplir sa mission à un instant déterminé. La disponibilité de l’énergie revient à la continuité de sa fourniture dans les conditions de qualité prévues.
(3) Qualité de l’énergie : les éléments relatifs à la qualité de l’énergie sont précisés par la norme EN 50160. Ils impliquent la fréquence, l’amplitude la forme de l’onde et la symétrie du système triphasé
La conception d’une installation électrique impliquant la HTA comporte, quelle que soit la complexité de l’installation des éléments de base communs : l’approche technico-économique de la solution doit être globale et rechercher un compromis adapté entre la sécurité, la disponibilité et l’efﬁcacité énergétique de l’installation.
Pris en compte de l’ensemble des coûts
L’aspect technico-économique doit prendre en compte l’ensemble des coûts sur la durée de vie de l’installation. Coût de l’investissement initial Désigné par CAPEX (Capital Expenditure) ce coût intègre notamment :
p Etudes : ce sont les étapes classiques de réalisation d’une installation (schémas
électriques, besoin de puissance, plan de protection, sélectivité
d’analyse des risques de l’installation peuvent être indispensables compte tenu du caractère critique de l’activité (ex : data centers, process sensible), voire être exigées par la legislation (ex : NF C 15-211 pour les établissements de santé publics ou privés). Ces études ont un impact sur l’architecture les produits et les services et
font appel à des expertises spéciﬁques (études de sélectivité, protection foudre
p Equipements matériels : leur coût est à comparer aux fonctionnalités offertes, qui peuvent permettre des gains appréciables sur l’exploitation et la maintenance (ex : maintenabilité des tableaux sous tension, appareillage communicant).
p Installation et mise en œuvre : la prise en compte des pertes d’exploitation liées
aux impératifs de délais peut être un élément important, amenant à la déﬁnition de pénalités de retard et à l’orientation vers des solutions intégrées pré-testées en usine, de type postes préfabriqués, pour raccourcir les délais et maîtriser les risques.
Coût d’exploitation Designé par OPEX (Operation Expenditure) il inclut tous les coûts de
fonctionnement, qui dépendent des options prises lors de la phase étude.
p personnel d’exploitation et de maintenance, lié au mode de conduite de l’installation
). Des études
consommation électrique, liés aux choix retenus en matière :
d’optimisation des contrat de fourniture
d’optimisation de l’exploitation, par la mesure et la surveillance des principaux
paramètres de fonctionnement et des consommations. Coût total Désigné par TCO (Total Cost of Ownership), il intégre le CAPEX et l’OPEX sur la durée de vie de l’installation. Cette approche permet notamment la prise en compte des coûts directs et des coûts cachés, constatés souvent à postériori.
Recherche du meilleur compromis technico-économique assurant la sécurité
La recherche d’un optimum ne doit ne faire aucune concession aux aspects liés à la sécurité des personnes, tout en intégrant les aspects technico-économiques précédents et les risques liés au fonctionnement de l’installation
Respect des réglements et normes La connaissance et le respect des régles de sécurité imposées selon l’activité du site (protection des travailleurs, IGH, ERP, établissements de santé publics et privés,
sites classés ICPE
Equilibre adapté entre coûts et disponibilité de l’énergie Les coûts, évalués en TCO, sont à mettre en balance avec les risques pour les
personnes et les biens résultant des pannes ou dysfonctionnement de l’installation :
p obligations légales : pour les hôpitaux l’obligation, assortie de responsabilités
pénales, de garantir la continuité des soins dans les situations de «crise électrique», et d’assurer une disponibilité de l’énergie adaptée à la criticité des applications
p coûts des pertes de production pour des process continus, se cumulant souvent
avec ceux d’arrêt pour remise en route des installations.
p coût de perte d’exploitation pour des sites critiques (ex. : data centers).
Ces éléments sont liés à la disponibilité des équipements, et donc la à disponibilité et à la qualité l’énergie électrique exigée compte tenu de leur criticité de fonctionnement.
La recherche d’un optimum adapté devra donc intégrer notamment des éléments de :
est un prélable absolu (voir page B12).
criticité des applications (1)
disponibilité des équipements et de l’énergie électrique (2)
qualité de l’énergie (3)
architecture et sources de remplacement secours
Et la solution concilier :
p sûreté d’alimentation par l’achitecture et le recours à des sources de
simplicité d’exploitation, prenant en compte le niveau de qualiﬁcation du personnel
maintenabilité : périodicité et organisation pro-active basée sur : une maintenance
préventive et une maintenance prédictive
utilisation des possibilités de communication des équipements
ﬂexibilité de l’installation permettant son adaptation et son évolution (extension).
Les principaux éléments à prendre en compte sont les suivants.
Analyse des risques de l’installation
Cette étape est souvent un préalable indispensable pour orienter vers les options les mieux adaptées à l’activité du site et la criticité des applications. Par exemple les établissements de santé sont tenus “de faire l’analyse des risques en fonction des conditions locales de dessertes offertes par le distributeur, d’étudier les solutions les plus adéquates et de se doter des équipements nécessaires” (circulaire DHOS/ E4/2005/256 revue en sept. 2006). Cette analyse peut impliquer de risques électriques, mais aussi concerner des phénomènes pouvant indirectement déboucher sur des “situations de crise électrique” (effet de la foudre, contrôle d’accès, vandalisme, etc).
Avant et pendant l’étude de conception d’un réseau, il faut avoir présent à l’esprit le mode de conduite envisagé pour l’exploitation de l’installation.
@ conduite par du personnel qualiﬁé ou non
@ niveau d’automatisation souhaitable
@ type de supervision avec prise en compte des possibilités du web.
La solution peut être imposée au début de l’étude par les contraintes et le type d’installation (exemple : danger pour le personnel dans certaines industries chimiques). Sinon les diverses possibilités doivent être étudiées tout au long du déroulement de l’étude. Le choix de solutions intégrant la communication dès l’origine entraîne un supplément de coût faible, comparé aux avantages retirés.
Le poste, en aval du point de livraison comporte-t-il un réseau privé de distribution ou des cellules HTA protégeant des récepteurs (transformateurs, moteurs, …) ? Est-il nécessaire d’avoir une, deux ou trois tensions différentes dans le réseau privé éventuel ? Ce choix a des conséquences économiques importantes.
Il faut se poser sufﬁsamment tôt la question du choix du ou des postes utilisés :
@ poste d’intérieur, avec les contraintes de génie civil, environnement et sécurité
corrrespondantes
@ poste d’extérieur préfabriqué qui apporte une réponse globale à la plupart de ces
Contraintes amont
@ mode de raccordement au réseau, lié aux possibilités du réseau (antenne, boucle,
double dérivation) à la puissance de l’installation (type de comptage) et prenant en
compte les aspects tarifaires (un ou plusieurs fournisseurs, possibilité de délestage,
production complémentaire autonome
@ qualité de la source amont (puissance de court-circuit, régime de neutre, présence
de surtensions à fréquence industrielle ou à front raide, micro-coupures ou baisses de tension fugitives, etc.) et présence d’autres utilisateurs proches pouvant inﬂuer
sur la qualité de l’énergie.
@ besoin de continuité de service (ou niveau de disponibilité)
@ localisation et caractéristiques des récepteurs présentant des contraintes de
fonctionnement spéciﬁques (exemple : les récepteurs de forte puissance qui génèrent de fortes chutes de tension lors de leurs démarrages, les fours à arc ou les
récepteurs à vitesse variable, générateurs d’harmoniques, les ordinateurs nécessitant une alimentation permanente, etc.).
On s’assurera que l’effet polluant des générateurs d’harmoniques éventuels a bien été pris en compte et maîtrisé par isolement dans un réseau spéciﬁque et/ou utilisation de ﬁltres si nécessaires.
Fractionnement éventuel des sources d’alimentation pour tenir compte des récepteurs polluants
On peut fractionner les sources d’alimentation pour isoler les récepteurs “polluants” (générateurs d’harmoniques) ce qui permet également de rester maître du ou des régimes de neutre.
L’analyse préalable des risques a souvent un impact en terme d’architecture, mais aussi de mode de conduite, maintenance, formation du personnel
L’association d’une architecture de Gestion Technique Electrique (contrôle-commande) associée à l’architecture de puissance, utilisant lespossibilités de communication des équipements suivant des protocoles standards
des creux de tension
des coupures brèves
des coupures longues
des surtensions temporaires
des surtensions transitoires (chocs de manœuvre ou chocs
de foudre).
En régime normal d’alimentation, les
perturbations du réseau public peuvent être :
des surtensions transitoires (chocs de
manoeuvre ou chocs de foudre)
des ﬂuctuations rapides de tension (ﬂicker)
des distorsions harmoniques.
La nouvelle norme NF C 13-200 préconisera de séparer les récepteurs sensibles des récepteurs polluants et de réduire les niveaux de perturbation qu’ils générént à des valeurs acceptables par les récepteurs sensibles. Les perturbations produites comportent :
distorsions harmoniques (électronique de puissance)
déséquilibres (récepteurs monophasés)
ﬂuctuations rapides de tensions (ﬂicker) (fours à arc)
à-coups de tension (dûs au démarrage de moteurs).
Ces perturbations peuvent générer :
des échauffements dangereux
des contraintes mécaniques dans les machines tournantes
des dysfonctionnements, arrêts ou détérioration de
Il se fait en calculant la somme des puissances installées et, en déduisant la puissance absorbée réellement compte tenu des divers facteurs de simultanéité, d’utilisation, etc.
Bilan de puissance par site géographique
Pour une installation très étendue, on réalise un bilan de puissance par site géographique qui détermine une première approche de la structure du réseau ainsi que le choix du nombre des réseaux de transport (un pour les récepteurs polluants, un pour les autres récepteurs) et la nécessité d’avoir un, deux ou trois niveaux de tension.
Choix du régime de neutre
Il fait intervenir les critères suivants : la politique générale (sites similaires), la législation en vigueur, les contraintes liées au réseau, les contraintes liées à l’exploitation du réseau, les contraintes liées à la nature des récepteurs. Lorsque le ou les régimes de neutre sont choisis, ils entraînent le choix des protections à mettre en œuvre.
On peut alors choisir les transformateurs, les tensions de transport, de distribution et d’utilisation ayant été déﬁnis, les bilans de puissance par site géographique effectués et les récepteurs polluants isolés. On standardisera les puissances des transformateurs à 3 ou 4 pour des raisons économiques et de maintenance.
On étudiera également la compensation de l’énergie réactive qui sera réalisée localement, globalement ou de manière panachée en fonction des résultats de l’étude technico-économique correspondante.
il faut déﬁnir leur nombre et leurs caractéristiques. Elles peuvent être imposées par les décrets et les textes législatifs (Établissement Recevant du Public, Immeuble de Grande Hauteur) ou installées pour protéger l’outil de production et, bien sûr, assurer la protection des personnes. Il est parfois nécessaire de disposer d’une source autonome ; cette éventualité dépend du bilan économique du coût de l’énergie et/ou des contraintes amont et aval. Dans le cas où la continuité de service doit être impérativement conservée (exemple : ventilateur d’un haut fourneau) la source autonome (turbine à gaz par exemple) est une source de remplacement qui fonctionne en permanence.
Schéma uniﬁlaire
De l’étude de tous les points précédents découle le schéma uniﬁlaire qui est un premier squelette hiérarchisé. Il doit comporter les divers équipements fonctionnels à installer sur le réseau compte tenu des fonctions de raccordement, répartition, protection des équipements, utilisation des sources, délestages Les étapes suivantes permettront d’optimiser ces équipements.
Il s’agit de choisir et calculer les canalisations. A partir de l’intensité nominale In, on en déduit une intensité ﬁctive If qui tient compte de multiples coefﬁcients liés à la température ambiante, l’exposition solaire, la proximité d’autres canalisations, le mode de pose, etc. De cette intensité ﬁctive, on en déduit la section (en utilisant les tableaux donnés par les câbliers). On devra vériﬁer ultérieurement :
@ la tenue de la canalisation au courant de court-circuit maximal Icc (ne pas oublier
de tenir compte de la durée du court-circuit qui peut, dans certains cas, atteindre la
@ la chute de tension
@ la tenue de l’écran du câble dans le cas de défaut phase-masse
@ l’optimisation des pertes.
Il passe par le choix d’une méthode de sélectivité ampéremétrique, chronométrique ou logique ou de modes combinés ? La coordination des protections HTA entre elles et entre la HTA et la basse tension en découle et peut entraîner une remise en cause de la structure du réseau déﬁnie précédemment.
Eléments à prendre en compte (suite)
en régime perturbé (cas du démarrage des gros moteurs asynchrones par
exemple). Ceci permet de constater l’importance de la perturbation sur le réseau, de déterminer ou de vériﬁer si le mode de démarrage est correct. Il faut toujours associer la chute de tension et la durée de la chute de tension.
Il est effectué :
p en aval des transformateurs en considérant
_ la valeur maximum de la première crête (régime transitoire), qui détermine la
tenue aux efforts électrodynamiques
_ la valeur efﬁcace Icc du courant de court-circuit (régime établi) qui détermine le
pouvoir de coupure et la tenue thermique de l’appareillage.
p en aval des générateurs en considérant
_ le régime subtransitoire pour déterminer la tenue aux efforts électrodynamiques
_ le régime transitoire pour déterminer le pouvoir de coupure de l’appareillage et sa
_ le régime permanent pour déterminer la tenue thermique de tous les éléments
(dont les câbles) et pour déterminer les réglages des relais de protection.
Ces différents calculs entraînent souvent la révision de la structure du réseau dans le cas où le courant de court-circuit Icc est trop grand ou la chute de tension trop grande ; cela peut entraîner également une séparation des sources ou un regroupement des sources fractionnées et, après avoir révisé la structure du réseau, il est nécessaire de recommencer les différentes étapes du cheminement précédent. Ce rebouclage peut avoir lieu plusieurs fois.
Une dernière étape sera de choisir le fournisseur. Ce choix tiendra compte de multiples facteurs :
capacité à fournir et maîtriser une solution d’ensemble, avec les études
d’ingénierie de réseau et d’optimisation de l’installation
p envergure internationale du constructeur pour des installations dépendant de multinationales, avec des standards communs entre sites
p capacité de support et de services et types de contrats
p présence de services de maintenance du fournisseur dans la région où sera implantée l’installation
présence commerciale du fournisseur dans la région l’installation
modularité et interchangeabilité des équipements
capacité de communication des matériels et support associé
sécurité des équipements électriques (cellules de type compartimenté …)
facilité de raccordement des câbles.
Bonnes pratiques pour les sites sensibles
Au delà des éléments précédents, la conception de certaines installations critiques doit s’inspirer d’un ensemble de «bonnes pratiques» qui découlent des réglementations la plus
avancées (hôpitaux, data centers
L’évolution actuelle de la réglementation (ex : mise à jour en cours de la norme C13-200) tend à généraliser les concepts et méthodes associées à ces bonnes pratiques.
Niveau de criticité d’applications : ex. hopital
@ Criticité 1 : pas de coupure autorisée
@ Criticité 2 : coupure i 15 s
@ Criticité 3 : coupure 15 s à 30 mn
(NFC 15-211)
Généralisation de méthodes éprouvées
La conception de certaines installations critiques, pour prendre en compte la multiplicité des risques de dysfonctionnement et leurs conséquences, doit s’inspirer d’un ensemble de “bonnes pratiques”. Ces recommandations issues de méthodes utilisées dans les activités comme le nucléaire ou l’avionique, ont été étendues à des sites critiques comme les data centers ou les hôpitaux (voir exemple page B20) Elles tendent maintenant à se généraliser et à être reprises dans des normes compte tenu de la complexité et de l’intéraction des équipements techniques.
Règles des bonnes pratiques
L’expérience montre que la conjonction des événements pouvant conduire à des pannes dans une installation électrique est telle que le risque zéro n’existe pas. Les défaillances ne peuvent être écartées quelles que soient les précautions. Il est nécessaire de préparer la gestion de possibles situations de crises électriques. Les recommandations qui suivent sont inspirées de l’exemple de sites sensibles et des réglements les plus avancés.
Analyse du risque et segmentation selon la criticité
Réaliser une analyse préalable et exhaustive des besoins de l’installation pour :
identiﬁer les applications et leur niveau de criticité 1, 2, 3
adapter les installations aux différents niveaux, en traiter les sources de risques.
Cette analyse devra être réactualisée dans le temps.
Les phases d’évolution d’un incident n’étant pas toujours prévisibles il faut aussi :
travailler sur des protocoles, des conduites à tenir
réaliser éventuellement des simulations.
Préparation technique et du personnel au risque électrique
Préparer la gestion d’un événement de crise lié à une panne d’électricité par :
l’identiﬁcation claire de la chaîne de secours électrique établie sur les sites
l’identiﬁcation des moyens techniques et humains dont on dispose
l’anticipation des réactions à envisager : l’imprécision est réduite en s’entourant
de moyens, d’un réseau, de partenaires et de technologies de communication. Il est essentiel de disposer de ressources techniques et en personnel, internes et externes, performantes.
Gestion de la crise électrique et de l’après-crise
La gestion de crise impose une démarche préventive, comportant :
une préparation et un entraînement des acteurs concernés, par des exercices.
l’organisation de la traçabilité des évènements pour améliorer les procédures, par
un journal de crise rendant compte des caractéristiques de la panne électrique, des
moyens mis en œuvre et de l’efﬁcacité du plan de crise.
Utilisation d’alimentation pouvant palier la défaillance du distributeur Prévoir des sources de secours, ou des délestages pour garantir la ﬁabilité et la continuité de l’alimentation électrique en cas de défaillance du réseau distributeur.
Conception de l’architecture électrique et dimensionnement des installations en intégrant les besoins de demain
p Adapter la conception de l’architecture et le dimensionnement des installations de
distribution interne aux niveaux de disponibilité attendus par les différents services
de l’établissement, ceci en prenant en compte les besoins futurs.
p Pour cela il sera nécessaire de connaître l’évolution future de l’activité du site et la
puissance électrique à envisager.
Ralisation d’essais périodiques
p Réaliser l’essai des installations normales et de secours selon les préconisations
des constructeurs avec une périodicité appropriée aux risques (ex. des hôpitaux :
périodicité < 1 mois)
p Vériﬁer régulièrement la capacité des installations de secours à reprendre la
totalité de la charge des services prioritaires.
Assurer une maintenance régulièrement et sa traçabilité
p Organiser une maintenance régulière des matériels et équipements participant à la
garantie de la ﬁabilité de l’alimentation électrique.
p Consigner les opérations de maintenance préventive et corrective dans un
registre spéciﬁque pour chaque dispositif de secours électrique pour le le suivi et la traçabilité des interventions
Maintenir le niveau de performance des matériels et du personnel
Le niveau de performance et la réactivité étant essentielle, il est important :
p de permettre la maintenance des matériels en perturbant le moins possible les
p de procéder aux essais périodiques réels en charge des groupes électrogènes et
autres sources autonomes, de remplacement et de sécurité
p d’assurer et d’actualiser un niveau de formation du personnel lui permettant de prendre les décisions adaptées.
Tableau synthétique de points à étudier dans une installation HTA
Schneider Electric peut proposer des services d’ingénierie et de réalisation d’ensemble prenant en compte tous les points de l’étude de l’installation, avec une expertise et des moyens d’études avancés.
Point à étudier
Réseau du distributeur et contraintes amont
@ Raccordement possible (antenne, boucle, double dérivation)
@ Ty pe de comptage BT ou HTA (suivant puissance et nombre de transformateurs de
@ Aspects tarifaires (un ou plusieurs fournisseurs, possibilité de délestage,
@ Puissance de court-circuit du réseau amont
@ Régime de neutre du poste source (impédant, compensé)
@ Risques de perturbations (surtensions à fréquence industrielle ou à front
raide, micro-coupures ou baisses de tension fugitives, foudre, etc.) et présence
d’utilisateurs proches pouvant inﬂuer sur la qualité de l’énergie.
@ Découpage de l’installation en zones prenant en compte la criticité des applications et le niveau de disponibilité souhaitable.
@ Redondances de sources éventuelles ou sources de remplacement ou secours
@ Localisation et caractéristiques des récepteurs à contraintes de fonctionnement
spéciﬁques (ex : récepteurs de forte puissances génèrant des chutes de tension au démarrages, générateurs d’harmoniques, récepteurs nécessitant une alimentation sans interruption, etc.).
Conduite, mesure, supervision, maintenance
@ Qualiﬁcation du personnel
@ Contraintes d’installation (ex : zones de danger d’industries chimiques)
@ Ty pe de supervision (possibilités du web)
@ Informations de gestion souhaitées, pour qui et avec quelles autorisations d’accès
@ Systèmes de mesures correspondants
@ Intérieur, avec les contraintes de génie civil, environnement et sécurité
@ Extérieur préfabriqué qui apporte une réponse globale à ces contraintes.
@ Législation en vigueur
@ Contraintes liées au réseau et à son exploitation
@ Contraintes liées à la nature des récepteurs.
Lorsque le ou les régimes de neutre sont choisis, ils entraînent le choix des protections à mettre en œuvre.
@ Calcul de la somme des puissances installées et des puissances absorbées réellement compte tenu des divers facteurs de simultanéité, d’utilisation, etc.
@ Fractionnement éventuel des sources d’alimentation pour isoler les récepteurs
“polluants” (générateurs d’harmoniques).
Architecture et schéma uniﬁlaire de puissance
@ Equipements fonctionnels à installer sur le réseau compte tenu des fonctions
à réaliser (raccordement, répartition, protection des équipements, utilisation des
sources, délestages
@ Ty pes de cellules HTA (ﬁ xe , débrochable) choix lié à l’exploitation, la maintenance
et la disponibilité de l’énergie.
Architecture de contrôle commande à associer à la puissance
@ Compte tenu des éléments déﬁnis pour la conduite, mesure, supervision,
@ En aval des transformateurs :
_ valeur maximum de la première crête (régime transitoire), qui détermine la tenue
aux efforts électrodynamiques
_ valeur efﬁcace Icc du courant de court-circuit (régime établi) qui détermine le
pouvoir de coupure et la tenue thermique de l’appareillage
@ En aval des générateurs :
_ régime subtransitoire qui détermine la tenue aux efforts électrodynamiques
_ régime transitoire qui déterminer le pouvoir de coupure de l’appareillage et sa
_ régime permanent pour déterminer la tenue thermique de tous les éléments
@ Choix d’une méthode de sélectivité ou de modes combinés
@ Ty pe et réglages des protection (attention aux fonctionnements possibles sur
groupe de secours, qui nécessitent réglages plus bas des seuils.
@ Alimentation des protections (TC, TT, LPCT
@ Coordination des protections entre la niveaux HTA, et la basse tension.
) et caractéristiques
@ Nécessité en fonction des récepteurs et du contrat de fourniture d’énergie
@ Réalisation près des charges, globale ou de manière panachée en fonction des
résultats de l’étude technico-économique correspondante.
Transformateurs, condensateurs moteurs
@ Etudes du mode et des contraintes de fonctionnement associées et impact sur les
protections de mise en et hors services.
Etude d'une installation HTA 4b Réglementations, normes et architectures de réseaux
Principaux textes ofﬁciels et normes applicables en HTA et BT
Installations à réglementation spéciﬁque (exemples) B14
Applications des normes NF C 13-100 et NF C 13-200
Exemple d’architecture de site critique
Réglementations, normes et architectures de réseaux
Ces réglementations ont pour but, dans l'ordre :
@ d’améliorer la sécurité des personnes
@ de conﬁner les défauts et limiter leurs
@ de protéger les biens.
Textes ofﬁciels et normes
Le contenu de ce chapitre est un aperçu très partiel des décrets et des normes. Chaque ligne, chaque mot de ces derniers peuvent être déterminants ; tout intervenant concerné doit se rapprocher des services locaux de sécurité et de vériﬁcation compétents de manière à obtenir les compléments d’information et en tenir compte dans la mise en œuvre pour la faire approuver. Les extraits ou interprétations qui suivent ont pour but d’insister sur quelques
élèments importants, relatifs aux installations électriques situées depuis le point de livraison jusqu'au tableau général basse tension compris. Ils concernent les points suivants :
@ obligation d’installation de sécurité
@ nombre des installations de sécurité
@ conditions d’utilisation à d’autres ﬁns que la sécurité
@ séparation des installations normales et de sécurité
@ conditions d’implantation
@ conditions de raccordement au réseau public
@ conditions d’exploitation.
Ces éléments se traduisent par des moyens :
@ nombre et séparation des circuits électriques de puissance
@ nombre et séparation des tableaux (ou postes)
@ dispositifs de protection et conduite des tableaux
@ quelques schémas électriques et matériels autorisés
@ accessibilité aux locaux et aux matériels.
textes ou normes relatifs aux installations électriques
Protection des travailleurs. Nombreux décrets et arrêtés, dont le décret du 14 nov. 88 abrogeant celui du 14 nov. 62, regroupés dans la publication NF C 12-101 de l’UTE.
Protection contre les risques d’incendie et de panique dans les établissements recevant du public. Nombreux décrets et arrêtés regroupés dans les publications NF C 12-200 et NF C 12-201 de l’UTE. Alimentation électrique de sécurité NFS 61-940 (février 2002).
Immeubles de grande hauteur. Décret du 15 nov. 67 et arrêtés jusqu’au 22 oct. 82 regroupés dans la publication NF C 12-061 de l’UTE. Installation BT dans les locaux à usage médical :
norme NFC 15-211 (août 2006). Circulaire n°DHOS/E4/256 (septembre 2005). Réglementation ICPE (Installations Classées pour la Protection de l’Environnement) suivant le décret du 21 septembre 1977
Poste de livraison de 1 à 33 kV à partir du réseau de distribution publique. Règles NF C 13-100 (avril 2001).
Installations électriques à haute tension. Règles NF C 13-200 (version 2009 en préparation).
Installations électriques à basse tension. Règles NF C 15-100 (décembre 2002).
textes ofﬁciels
Tout établissement industriel, commercial, agricole ou administratif, qu’il soit public, privé ou associatif, mettant en œuvre des courants électriques. Exceptions : ouvrages de distribution publique (normalement non accessibles à des personnes étrangères au distributeur d’énergie électrique).
Protection contre les risques d’incendie et de panique dans les établissements recevant du public (ERP).
Tout bâtiment ou enceinte dans lesquels sont admis des personnes à quelque titre que ce soit en plus du personnel de l’établissement.
Sécurité contre les risques d’incendie dans les immeubles de grande hauteur (IGH)
Tout corps de bâtiment dont le dernier niveau, par rapport au sol le plus haut utilisable par des engins de secours du service public, est à plus de :
@ 50 mètres pour les immeubles d’habitation
@ 28 mètres pour les autres immeubles.
Déﬁnitions simpliﬁées des installations électriques et des alimentations (ou sources)
Attention : pour plus de détails, se reporter aux textes ofﬁciels.
qualiﬁcatif
nature des alimentations (ou sources)
Assurer l’exploitation courante.
Réseau public et/ou sources autonomes (groupes générateurs).
Assurer la sécurité des personnes par un maintien en service, en cas de sinistre ou de défaillance des sources normales :
Sources normales et/ou sources de remplacement autonomes ou issues d’un raccordement spécial au réseau public. A titre d’exemple, pour les IGH et les industries à process dont l’arrêt comporte des risques pour les personnes, il faut au moins 2 sources de sécurité ou de remplacement assurant la sécurité (à des dérogations près).
@ au moins d’un minimum d’éclairage
@ et, selon les établissements, des
matériels mécaniques à entraînement électrique dont l’arrêt comporte des risques pour les personnes (ascenseurs contrôle dans le nucléaire, etc.).
Poursuivre tout ou partie de l’exploitation en cas de défaillance ou d’arrêt des sources normales. Réalimenter au minimum et en priorité les installations de sécurité.
Sources différentes des sources normales, autonomes et/ou issues du réseau public (comme la double dérivation).
Fonctions et équipements de sécurité
assurer au moins
équipements de sécurité selon les établissements
Le maintien en service indispensable pendant toute la durée du sinistre (1) .
@ éclairage minimal
@ ascenseurs et monte-charge accompagnés pour les IGH
@ désenfumage
@ secours en eau et pompes
@ ventilation mécanique des locaux de transformation si elle existe
@ télécommunications de l’immeuble.
@ matériels mécaniques dont l’arrêt présente des dangers pour les
Le maintien en service nécessaire seulement au début du sinistre.
personnes (le personnel et/ou le voisinage).
@ volets de désenfumage
@ détections et alarmes
@ signalisation de position des volets de désenfumage et des
portes coupe-feu des ascenseurs.
hors le cas de sinistre
La sécurité des personnes en cas de défaillance des sources normales et de remplacement.
Selon l’affectation de l’établissement et selon qu’il est prévu :
@ de poursuivre l’exploitation
@ d’évacuer le personnel.
Le démarrage des sources de remplacement (affectées à la sécurité).
Installations nécessaires au démarrage en secours des sources autonomes (groupes générateurs) en cas de défaillance des sources normales de démarrage des sources autonomes.
(1) C'est-à-dire lié essentiellement au temps d'évacuation des personnes (au moins 1 heure).
Accès et conditions d’exploitation de la HTA au TGBT
@ seul le personnel qualiﬁé et agréé peut avoir accès à l’installation
@ des interverrouillages mécaniques doivent garantir le respect des consignes
@ le basculement des installations normales sur les installations de sécurité doit être
rapide (quelques secondes), voire automatique dans tous les cas à risque aggravé :
_ rassemblement de nombreuses personnes (personnel ou public) à partir de 20,
mais généralement au-delà de 100
_ immeuble de grande hauteur
_ industries à process thermique chimique, biologique, nucléaire
_ transports aériens et souterrains
_ établissements sanitaires
Installations à réglementation spéciﬁques (exemples) Exemples de règles d’installations
Installations électriques des IGH (immeubles de grande hauteur)
Les installations ont des obligations sévères, qui sont plus ou moins applicables aux autres établissements pour la protection des travailleurs et/ou du public selon les conﬁgurations et le nombre des personnes présentes simultanément.
Poste ou local de transformation
@ à ventilation sur l’extérieur. Si la ventilation est mécanique, elle doit être alimentée par une source de sécurité
@ si le poste alimente des installations de sécurité, il doit comporter au moins 2 transformateurs (1). Chaque
transformateur doit pouvoir alimenter à lui seul les installations de sécurité.
Sources autonomes alimentant les installations de sécurité
partir de plusieurs moteurs thermiques générateurs tels que la défaillance de l’un d'entre eux laisse disponible
puissance nécessaire au démarrage et au fonctionnement de tous les équipements de sécurité (2).
Cette défaillance doit entraîner le délestage des équipements n’intéressant pas la sécurité.
Transformateurs HTA/BT,
@ à refroidissement naturel sans ventilation forcée
@ le volume maximum autorisé de diélectrique inﬂammable par récipient, éventuellement communicant, est de 25 litres.
Ceci impose en fait l’utilisation, dans les IGH, de transformateurs secs enrobés type Trihal.
Tableaux d’alimentation des installations de sécurité en BT et en HTA
Les installations de sécurité doivent être alimentées depuis 2 tableaux :
@ le tableau général commun aux sources normales et de remplacement
@ un tableau spéciﬁque aux installations de sécurité situé dans un local distinct.
Circuits d’alimentation des installations de sécurité en BT et/ou en HTA
Chaque équipement de sécurité doit être alimenté par 2 canalisations différentes, alimentées en permanence par
source normale ou de remplacement et être commutées automatiquement sur la source de sécurité en cas
de défaillance des autres sources. En cas de défaillance de l’une des canalisations, un dispositif doit commuter automatiquement l’alimentation sur la canalisation restant alimentée.
(1) sauf si 2 postes distincts alimentent la même installation de sécurité. (2) Par dérogation, dans les cas d’immeubles voisins, les installations de sécurité peuvent être alimentées par une source de sécurité commune sous réserve que sa puissance permette l’alimentation de sécurité de l’immeuble nécessitant la plus grande puissance.
Installations électriques des établissements de santé publics et privés
La législation de ces établissements a fortement évolué, prenant en compte les risques liés à la disponibilité de l’alimentation électrique et les conséquences des perturbations ou pannes. Elle est devenue une des plus avancée en termes de « bonnes pratiques » pour des sites à activités critiques (voir page B9). Les établissements de santé, notamment les hôpitaux, ont effet l’obligation de garantir la continuité des soins aux patients, tout en assurant la sécurité du personnel et des visiteurs (établissement recevant du public), dans des infrastructures ou cohabitent un ensemble de processus complexes :
@ des process très critiques, qui n’autorisent aucune coupure (blocs opératoires, services de réanimation, unités de soins
intensifs, laboratoires d’analyses, etc.)
@ des secteurs sensibles, dont les coupures ne peuvent excéder 15 secondes
@ des zones pouvant supporter des interruptions d’alimentation sans risque pour les patients et le personnel : salles
d’attente, cuisines, locaux administratifs.
La législation comprend 4 textes réglementaires majeurs :
@ Livre blanc : la sécurité électrique dans les établissements de santé
@ Plan blanc de gestion de crise (avril 2004)
@ Circulaire DHOS/E4 n°2006-393 de sept. 2006
@ Norme NF C 15-211 applicable de puis janvier 2007.
La réglementation ci-dessus implique notamment les obligations et responsabilités suivantes :
Cette obligation légale implique la responsabilité pénale du chef d’établissement et impose les dispositions décrites ci-aprés.
Pouvoir maintenir l’alimentation électrique du site en situation de crise électrique
garantir la ﬁabilité et la continuité de l’alimentation électrique en cas de défaillance du distributeur, qui n’a
qu’une obligation de moyens, mais pas de résultats
@ disposer d’alimentations électriques redondantes indépendantes du distributeur
Pouvoir gérer les situations de crise électrique
@ élaborer une procédure validée et réactualisée dans le temps impliquant :
- l’analyse préalable du risque
- la préparation technique au risque électrique
- la gestion de la crise puis de l’après crise par la traçabilité des événements
Concevoir et dimensionner les installations en fonction de la criticité des activités
@ satisfaire aux niveaux de disponibilité présents et futurs attendus par les différents services en fonction
de leur criticité
- criticité 1 : pas de coupure tolérée
- criticité 2 : coupure < 15 s
- criticité 3 : coupure de 15 s à 30 mn
Anticiper sur les besoins futurs et l’évolution de l’activité
@ prévoir les extensions dans le dimensionnement
@ pouvoir réaliser des extensions en assurant le fonctionnement normal
@ assurer la maintenance préventive et corrective pour chaque dispositif de secours électrique, assortie
d’une traçabilité
Réaliser les essais des matériels
@ essais périodiques (période < 1 mois) des installations normales et de secours
@ vériﬁer la capacité des installations de secours à reprendre la totalité de la charge des services prioritaires
Garantir la performance de l’installation, tout au long de son cycle de vie
@ utiliser des ressources internes et externes performantes. Notamment :
- un chargé d’exploitation clairement identiﬁé et garant de la cohérence électrique globale de l’établissement
- un personnel disposant du niveau de formation requis et actualisé lui permettant de prendre les décisions
Ce type de prescription a bien sûr une incidence sur la conception de l’installation électrique :
Caractère global, expertises pointues et multiples pour prendre en compte les interactions de fonctionnement, capacité de surveillance s’appuyant sur une architecture de communication associée à la distribution de puissance, logistique de support, moyens de formation, etc. Schneider Electric prend en compte de l’ensemble de ces besoins dans une démarche permanente de sûreté de fonctionnement.
Application des normes NF C 13-100 et NF C 13-200
Rappel des domaines d’application des normes NF C 13-100 et NF C 13-200
Lorsqu’une installation est alimentée par un réseau de distribution publique, les caractéristiques de la protection générale et du comptage doivent être déﬁnies en accord avec le distributeur.
Norme NF C 13-100 - poste de livraison (1 kV i Un i 33 kV ; In i 630 A) La norme s’applique aux installations électriques qui constituent le poste de livraison de l’énergie électrique à un utilisateur à partir d’un réseau de distribution publique, sous une tension nominale comprise entre 1 kV et 33 kV, le courant assigné du poste étant au plus égal à celui indiqué par le distributeur. En général, le poste est alimenté sous une tension nominale de 24 kV, (tension de service 20 kV) pour un courant assigné des cellules HTA d’arrivée In i 400 A. Norme NF C 13-200 - installations électriques HT (1 kV i Un i 63 kV) La norme s’applique aux installations électriques alimentées en courant alternatif sous une tension nominale comprise entre 1 kV et 63 kV, pour une fréquence inférieure à 100 Hz. Ces installations peuvent être alimentées :
@ par un réseau de distribution publique par l’intermédiaire d’un poste de livraison
@ par une source autonome d’énergie
@ par un réseau de distribution publique et une source autonome d’énergie.
La norme NF C 13-200 fait l’objet d’une refonte prévue pour 2009, prenant en compte en particulier des éléments liés à la disponibilité et à la qualité de l’énergie en fonction de la criticité des applications.
Les normes déﬁnissent les conditions qui doivent être établies et maintenues pour assurer la sécurité des personnes, la conservation des biens et pour limiter les perturbations dans le fonctionnement du réseau du distributeur d’énergie. Les schémas ci-dessous donnent les limites d’application des normes NF C 13-100, NF C 13-200 et NF C 1500, suivant le type de poste raccordé au réseau HTA :
poste à comptage BT ou à comptage HTA.
Poste de livraison à comptage en BT : dans le cas d’un seul transformateur HTA/BT de courant secondaire
Is i 2000 A (1), puissance inférieure ou égale à 1 250 kVA.
Installation à haute
ou basse tension
Poste de livraison à comptage en HTA, alimentant plusieurs transformateurs HTA/BT ou desservant une installation privée HTA. Ce mode de comptage est également obligatoire dans le cas d’une installation alimentant un seul transformateur de courant secondaire Is > 2000 A (1).
Point de raccordement du poste au réseau de distribution HTA.
Appareil de sectionnement (sectionneur ou interrupteur-sectionneur).
Dispositif de protection HTA.
Dispositif de sectionnement ou de mise à la terre.
Transformateur HTA/BT.
(1) La limite Is 2000 A correspond en pratique à un transformateur de puissance 1250 kA en 20 V.
Principe d’application Application des normes NF C 13-100 et NF C 13-200 (suite)
La NF C 13-100, partie 4, intervient jusqu'aux bornes aval de sectionnement du comptage. Elle impose des mesures au niveau du poste pour assurer la sécurité. La norme NF C 13-200 intervient pour l'éventuelle partie privée de l'installation. Les principales recommandations de ces normes sont les suivantes. Elles sont développées dans les différents chapitres concernés, notamment "Postes HTA/BT"
Le courant de base I B du poste est la somme des courants assignés des transformateurs et autres appareils alimentés directement à la tension du réseau d’alimentation du poste. Pour I B > 45 A la protection du poste doit être assurée par une cellule disjoncteur.
Il s’agit de protéger les personnes contre :
@ les contacts directs avec les parties actives des matériels électriques
@ les contacts indirects avec des masses ou éléments conducteurs susceptibles
d'être mis sous tension par suite d'un défaut. Protection contre les contacts directs La protection est réalisée par la mise hors de portée des parties actives par
éloignement, interposition d'obstacle ou isolation. En pratique, dans les postes équipés d'appareillage sous enveloppe métallique préfabriquée (voir page B68), les protections nécessaires résultent de la conception et sont réalisées en usine. Les protections complémentaires à prévoir au niveau du transformateur sont :
@ le capotage des bornes BT du transformateur
@ les verrouillages par serrures HTA/TR/BT.
Elle consiste à faire en sorte qu'en cas de défaut d'isolement entre une partie active et une masse on ne puisse avoir, dans aucune partie du poste, une tension de contact supérieure à UL = 50 V (tension limite conventionnelle de sécurité). Cette protection est réalisée par :
@ une liaison équipotentielle entre toutes les masses et tous les éléments
conducteurs, y compris le sol
@ une protection homopolaire dont la réalisation dépend du type de poste (voir suite :
"protections contre les défauts terre")
@ des règles complémentaires pour la résistance de la prise de terre des postes à
comptage BT (voir page B58).
Protection contre les effets thermiques
Protection contre les risques d'incendie Les matériels électriques doivent être choisis et installés de façon à ne pas présenter de danger d'incendie pour les matériaux voisins.
Ainsi il faut éviter le risque de propagation d’incendie avec les matériels à diélectrique huile de plus de 25 litres. C'est le cas de tous les transformateurs HTA/BT immergés qui doivent comporter les protections suivantes :
@ si le transformateur est situé à l’intérieur du bâtiment, il faut prévoir :
_ un dispositif de détection d’émission de gaz, d’élévation de pression ou de
température (bloc relais type DMCR ou DGPT2)
_ un bac de rétention ou une fosse de récupération
@ si le transformateur est situé dans un local électrique extérieur à une distance
u 8 mètres du bâtiment principal, aucune mesure particulière n'est à prévoir.
Les températures des surfaces externes des enveloppes et panneaux des matériels accessibles ne doivent pas excéder :
@ 70 °C pour les surfaces métalliques
@ 80 °C pour les surfaces isolantes.
Les équipements préfabriqués ont des normes adaptées à ces contraintes. Sur le transformateur, la protection complémentaire à prévoir est un thermostat si les parois sont accessibles.
Les surcharges, courts-circuits et courants de défaut à la terre sont éliminés par les dispositifs de protection amont ou aval du transformateur sur un ordre d'ouverture :
@ soit de leurs propres déclencheurs
@ soit de relais indirects.
Ces dispositifs doivent être coordonnés avec les protections HTA en amont et BT. Protection contre les surcharges aval Elle est assurée, en aval du ou des transformateurs par les dispositifs de protection conformes à la NF C 15-100. Protection contre les courts-circuits
Il s'agit des courts-circuits pouvant provenir de l'installation du poste. La protection à utiliser dépend du courant de base I B du poste dont la valeur est :
@ en comptage BT, le courant assigné du seul transformateur du poste
@ en comptage HTA, la somme des courants assignés des transformateurs et autres
appareils HTA (moteurs
La règle de choix est la suivante :
@ lorsque I B i 45 A et que le poste ne comporte qu'un seul transformateur, la
protection peut être réalisée soit par des fusibles soit par un disjoncteur. I B = 45 A correspond à un transformateur de 400 kVA en 5,5 kV, 630 kVA en 10 kV, 1000 kVA en 15 kV, 1250 kVA en 20 kV. Le chapitre "Postes" indique les fusibles à utiliser selon le transformateur protégé.
) alimentés.
@ lorsque I B > 45 A ou que le poste comporte plusieurs transformateurs, la protection
des départs doit être réalisée par disjoncteur. Le réglage des déclencheurs ou relais du disjoncteur doit être tel que le courant minimal de court-circuit de l'installation (en pratique Iccbi = 0,86 Icctri) provoque le fonctionnement dans un temps assurant une sélectivité satisfaisante avec la protection du réseau HTA amont. En outre les appels de courant à la mise sous tension de l'installation aval ne doivent pas amener de fonctionnement intempestif. Ces conditions sont en général remplies avec un courant de réglage égal à la plus petite des deux valeurs 8 I B et 0,8 Iccbi. Le temps d'élimination du courant de court- circuit doit, en règle générale, être i 0, 2 s.
@ pour les postes à comptage BT, la NF C 13-100 précise que :
_ si la distance entre l’organe de protection et le transformateur est i 100 m
et si l’organe de protection et de coupure ne comprend que des fusibles sans
autre dispositif de déclenchement (exemple cellule SM6 type QM), la protection homopolaire est assurée par le distributeur d’énergie
_ dans le cas contraire (longueur > 100 m et/ou protection par relais indirects), il faut
une protection homopolaire sur le départ, par cellule combinée interrupteur-fusibles (type QM), ou disjoncteur (DM1)
@ pour les postes à comptage HTA à réseau HTA privé, la NF C 13-200 précise :
_ cas du neutre isolé (schéma IT) : le réseau HTA privé étant situé en aval d’un
transformateur HTA/BT, il faut prévoir un dispositif de contrôle d’isolement du réseau
_ cas du neutre direct à la terre (schéma TT ou TN) : la protection homopolaire est
assurée au niveau du disjoncteur général situé en amont ; des besoins d’exploitation
peuvent amener à installer des protections homopolaires aussi sur certains départs. D'autre part, lorsque le régime de neutre du poste source amont est de type neutre compensé, il est nécessaire de prévoir des protections wattmétrique homopolaires (PWH) en complément de la protection contre les courts-circuits et les défaut de terre au niveau de la protection du poste.Voir page B27.
Ces protections sont présentées page B92. Contre les défauts internes
Il s’agit de défauts des transformateurs immergés dans un diélectrique liquide :
@ baisse du niveau diélectrique
@ dégagement de gaz
@ surpression dans la cuve.
La protection à prévoir est un bloc relais type DMCR ou DGPT2 lorsque P > 630 kVA.
Contre les contraintes externes Il s’agit des défauts suivants :
@ surtensions
@ surcharges côté utilisateur
@ détérioration du diélectrique (transformateurs respirants).
Les protections à prévoir sont :
@ parafoudre
@ thermostat (si diélectrique liquide) ou sonde thermique (transformateur sec)
@ fusibles ou relais à maximum d’intensité sur le disjoncteur
@ assécheur d’air et/ou conservateur pour transformateurs respirants.
L’architecture d’un réseau a de nombreuses implications en termes de sécurité, de coûts et d’impact économiques. Le choix est un optimum technico-économique répondant aux impératifs de sécurité et prenant en compte la criticité du site avec les risques humains et économiques liés aux pannes. Schneider Electric propose une démarche permanente de sûreté de fonctionnement intégrant l’ensemble de ces impératifs sur la durée de vie de l’installation.
Paramètres de choix L’ensemble des constituants d’un réseau électrique HTA peut être agencé selon différentes architectures. Ce choix a une incidence pour les charges directement alimentées en HTA, mais qui s’étend jusqu’aux charges BT.
Le choix de l’architecture a une incidence sur :
p la disponibilité de l’énergie électrique, avec des repercutions possibles en cas de
panne, en fonction de la criticité du site, pour :
la sécurité des personnes et les responsabilités qui en découlent
les coûts économiques d’arrêt d’exploitation et/ou de perte de production en cours
l’environnement, en fonction de la législation
le coût d’investissement initial (CAPEX)(1)
les coût d’exploitations (OPEX)(1), répartis dans le temps sur la durée de vie de
l’installation. Le choix de l’architecture sera donc fait, pour chaque application, en fonction des impératifs de sécurité et d’un optimum technico-économique.
(1) voir page B5
Types d’architectures
On distingue essentiellement les types de réseaux HTA suivants :
les réseaux à architecture radiale
en simple antenne
en double antenne
en double dérivation
en double alimentation avec double jeu de barres
les réseaux bouclés
les réseaux incluant une production interne d’énergie
avec groupes de production locale
avec groupes de remplacement.
Le tableau ci-dessous résume les caractéristiques principales de ces structures et leur comparaison. Différents exemples de ces architectures donnés page suivante.
process non exigeants en
structure la plus simple et
faible disponibilité d’alimentation
continuité d’alimentation
facile à protéger
temps de coupure sur défaut éventuellement long
coût initial minimal
un seul défaut entraîne la coupure de l’alimentation
d’antenne en aval du défaut
process continu : sidérurgie,
bonne continuité d’alimentation
maintenance possible du jeu de
fonctionnement partiel du jeu de barres en cas
barres du tableau principal
nécessité de fonctions d’automatisme
extensions futures limitées
simplicité des protections
process à grande continuité
souplesse d’utilisation : transferts
process avec forte variation
souplesse de maintenance
réseaux très étendus
moins coûteux que la boucle fermée
coupure d’alimentation d’un tronçon sur défaut
extensions futures importantes
pendant reconﬁ guration de boucle
charges concentrées sur
différentes zones d’un site
réseaux à grande continuité
pas de nécessité de fonctions
complexité du système de protection
avec production interne d’énergie
sites industriels à process
autoproducteur d’énergie ex. : papéterie, sidérurgie
possibilités d’options tarifaires
bonne continuité d’alimentation des
nécessité de fonctions d’automatismes
(normal/secours)
ex. : hôpitaux, data-centers
départ prioritaire
Double antenne (avec jeux de barres tronçonnées)
NF : normalement fermé NO : normalement ouvert
Tous les appareils de coupure sans légende sont normalement fermés
Production de remplacement (normal/secours)
Exemple d’architecture pour site critique : hôpital
Deux arrivées distributeur indépendantes jusqu’en HTB.
Centrale groupe électrogène de secours dimensionnée pour reprendre les circuits prioritaires et alimentant une boucle HTA.
Transfert automatique de sources entre les arrivées ou entre une arrivée et la centrale groupe pour assurer la continuité d’alimentation des charges.
Poste de transformation HTA/BT alimenté par une boucle depuis le poste de livraison.
Boucle HTA avec automatisme de reconﬁguration en cas de défaut sur un câble HTA en aval du poste d’arrivée
TGBT (tableaux généraux basse tension) IS 333 à haute disponibilité.
Secours ultime par groupe électrogène BT (mobile ou non) pour alimenter les TGBT prioritaires.
CEP (canalisations électriques préfabriquées) pour liaison BT sécurisée transformateur-TGBT
CEP en colonne montante
Onduleurs alimentant les services de criticité 1 (blocs opératoires, services de réanimation, soins intensifs, automates d’analyses, etc.).
TG HDHQ (tableaux généraux haute disponibilité, haute qualité) médical alimentant les charges de criticité 1.
Tableaux divisionnaires alimentant les charges de :
criticité 3 (unité de stérilisation, espaces d’accueil, bureaux, restauration, consultation, etc.)
Tableaux divisionnaires d’hospitalisation alimentant des charges de criticité 2 ex : zone de désenfumage
criticité 1 du service d’urgence.
alimentant les charges de
Tableau IT Médical alimentant les charges de criticité 1 du plateau technique et de la salle de réanimation.
Canalisations préfabriquées souples de faible puissance
Architecture de puissance sécurisée
Architecture de contrôle commande associée (exemple)
Schneider Electric peut associer une architecture de contrôle commande adaptée, grâce à une expertise globale et à des équipements communicants suivant des protocoles standard et qui constituent autant de points possibles de surveillance et de contrôle.
La réalisation de l’installation s’inscrit dans une démarche permanente sûreté de fonctionnement associant architectures, produits et services
Technique Electrique
Vers système intégré
Système de sous-
Serveur Web et passerelle
Ethernet/Modbus de
Gestion Technique Electrique
Sous-compteurs dans chaque tableau
d’alimentation de commerces
Constituants de Distribution Electrique équipés de centrales de mesure embarquées
Centrales de mesure dans le cas où les constituants de Distribution Electrique
Etude d'une installation HTA 4c Liaison à la terre du neutre
Cinq modes de liaisons à la terre du neutre
Liaison à la terre du neutre
Cinq modes de liaison à la terre du neutre
Le choix de la mise à la terre du neutre des réseaux HTA a été longtemps un sujet de controverses, compte tenu de l’impossibilité de trouver un compromis unique pour les différents types de réseaux. L’expérience acquise permet aujourd’hui d’effectuer un choix pertinent en fonction des contraintes propres à chaque réseau. Ce chapitre présente et compare les différents types de liaison à la terre du neutre, qui se distinguent par leur mode de raccordement du point neutre et leur technique d’exploitation.
Schéma équivalent d’un réseau sur défaut à la terre. Les capacités C sont les capacités naturelles de fuite des câbles à la terre. Le courant Ic est le courant capacitif total du réseau se rebouclant à travers les phases saines du réseau.
Le potentiel du neutre peut être ﬁxé par rapport à la terre par cinq méthodes différenciées par la nature (capacité, résistance, inductance), et la valeur (zéro à l’inﬁni) de l’impédance ZN de liaison que l’on connectera entre neutre et terre :
@ ZN = : neutre isolé, pas de liaison intentionnelle
@ ZN est une résistance de valeur plus ou moins élevée
@ ZN est une réactance, de valeur faible en général
@ ZN est une réactance de compensation, destinée à compenser la capacité
@ ZN = 0 : le neutre est relié directement à la terre.(1)
(1) Ce type de schéma n’est pas utilisé dans les réseaux HTA européens aériens ou souterrains. Il ne sera pas developpé ici. Il est par contre généralisé dans les réseaux aériens nord-américains à puissance de court-circuit peu élevée ; le neutre est distribué et utilisé comme conducteur de protection avec mise à la terre à chaque poteau.
Difﬁcultés et critères de choix
Les critères de choix concernent de multiples aspects :
@ techniques (fonction du réseau, surtensions, courant de défaut, etc.)
@ d’exploitation (continuité de service, maintenance)
@ de sécurité
@ économiques (coûts d’investissements, d’exploitation)
@ habitudes locales ou nationales.
En particulier, deux considérations techniques importantes sont contradictoires :
Réduire le niveau des surtensions Des surtensions trop importantes sont à l’origine du claquage diélectrique des isolants électriques, avec des courts-cicuits comme conséquence.
Les surtensions ont plusieurs origines :
@ surtensions de foudre auxquelles sont exposés tous les réseaux aériens
jusqu’au point de livraison aux usagers
@ surtensions internes au réseau engendrées par les manoeuvres et certaines
situations critiques (résonances)
@ surtensions résultant du défaut à la terre lui-même et de son élimination.
Réduire le courant de défaut à la terre (Ik1) (voir ﬁgure ci-contre) Un courant de défaut trop élevé entraîne toute une série de conséquences :
@ dégâts par l’arc au point de défaut ; en particulier, fusion des circuits magnétiques
@ tenue thermique des écrans de câble
@ dimensions et coût de la résistance de mise à la terre
@ induction dans les circuits de télécommunications voisins
@ danger pour les personnes, par élévation du potentiel des masses.
Malheureusement, l’optimisation de l’une de ces exigences entraîne automatiquement la dégradation de l’autre. Ainsi, deux méthodes typiques de mise à
la terre du neutre accentuent ce contraste :
@ le neutre isolé, qui supprime la circulation dans le neutre du courant de défaut
terre mais génère des surtensions plus importantes
@ le neutre à la terre direct, qui réduit au minimum les surtensions, mais provoque
un courant de défaut élevé. En ce qui concerne les considérations d’exploitation, on notera selon le mode de
liaison à la terre du neutre adopté :
@ la possibilité ou non de fonctionner lors d’un premier défaut maintenu
@ la valeur des tensions de contact développées
@ la plus ou moins grande simplicité de mise en œuvre de la sélectivité des
protections. Ainsi le choix se portera souvent sur une solution intermédiaire de neutre relié à la terre par impédance.
Synthèse des caractéristiques des régimes de neutre
amortissement des surtensions transitoires
limitation des surtensions 50 Hz
limitation des courants de défaut
continuité de service (autorisation du non déclenchement au premier défaut)
protection sélective simple
dispense d’un personnel qualiﬁé
Légende : + bon – médiocre
Ce schéma favorise la continuité de service en n’imposant pas le déclenchement sur un défaut 1 er défaut d’isolement. Ce dernier doit par contre être localisé et éliminé, un 2 ème défaut sur une autre phase imposant le déclenchement.
Courant de défaut capacitif sur réseau isolé
Contrôleur permanent d’isolement (CPI)
Détection par maximum de courant terre directionnelle
Il n’existe aucune liaison électrique intentionnelle entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils de mesure ou de protection.
Technique d’exploitation
Dans un tel réseau, un défaut phase-terre ne provoque qu’un faible courant par l’intermédiaire des capacités phase-terre des phases saines (ﬁgure ci-contre). On démontre que Ik1 = 3 C ω V
@ V étant la tension simple
@ C la capacité d’une phase par rapport à la terre
@ ω la pulsation du réseau avec ω = 2 π f
Le courant de défaut Ik1 peut subsister longtemps en principe sans dommages car il ne dépasse pas quelques ampères (2 A par km environ pour un câble unipolaire 6 kV de 150 mm 2 de section isolé au PRC dont la capacité est de 0,63 µF/km). Il n’est donc pas nécessaire d’intervenir pour éliminer ce premier défaut, ce qui confère à cette solution l’avantage essentiel de maintenir la continuité de service.
Mais ceci entraîne des conséquences :
@ l’isolement doit être surveillé en permanence, et un défaut non encore éliminé doit
être obligatoirement signalé par un contrôleur permanent d’isolement (CPI) ou par une protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N)
@ la recherche ultérieure du défaut exige d’une part un appareillage d’autant plus
complexe qu’il est automatique, pour permettre une identiﬁcation rapide du départ en défaut, et d’autre part un service entretien qualiﬁé pour l’exploiter
@ au cas où le premier défaut n’est pas éliminé, un deuxième défaut survenant sur
une autre phase va provoquer un véritable court-circuit biphasé par la terre, qui doit être éliminé par les protections de phase.
L’avantage essentiel est la continuité de service du départ en défaut parce que le courant de défaut très faible permet de ne pas déclencher automatiquement au premier défaut ; c’est un deuxième défaut qui nécessitera une coupure.
@ La non-élimination des surtensions transitoires par écoulement à la terre est un
handicap majeur si elles sont élevées.
@ De plus, en cas de mise à la terre d’une phase, les autres se trouvent portées à
la tension composée (U = e V ) par rapport à la terre, ce qui renforce la probabilité d’un second défaut. Le coût d’isolement est plus élevé car la tension composée reste appliquée entre phase et terre pendant une durée qui peut être longue puisqu’il n’y a
pas de déclenchement automatique.
@ La surveillance de l’isolement est obligatoire, avec signalisation du premier défaut.
@ Un service entretien équipé du matériel adéquat pour la recherche rapide du
premier défaut d’isolement est nécessaire.
@ La mise en œuvre de protections sélectives au premier défaut est délicate.
@ Il y a des risques de surtensions créées par ferrorésonance.
Surveillance et protections
Le décret de protection des travailleurs du 11 nov. 1988 impose, en régime de neutre IT, la détection du premier défaut d’isolement. Ce premier défaut n’empêche pas la poursuite de l’exploitation, mais la norme impose sa localisation et son élimination. Contrôleur permanent d’isolement (CPI) Le CPI, par exemple Vigilohm THR, surveille en permanence le niveau d’isolement du réseau et signale son passage en dessous d’un seuil pré-réglé. Protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59) Cette protection permet la détection d’un défaut d’isolement par la mesure du déplacement du point neutre. Maximum de courant terre directionnelle (ANSI 67N) Cette protection permet la détection du départ en défaut (ﬁgure ci-contre) La discrimination se fait par comparaison de l’angle de déphasage entre la tension résiduelle (V0) et les courants résiduels (Irsd), d’une part du départ en défaut et d’autre part de chaque départ sain. La mesure du courant s’effectue par un tore dont le seuil est réglé :
@ pour ne pas déclencher intempestivement
@ à une valeur inférieure à la somme des courants capacitifs de tous les autres départs
Ceci rend la détection difﬁcile pour les réseaux peu étendus (quelques centaines de
C’est une solution souvent utilisée pour les réseaux industriels (i15 kV) nécessitant la continuité de service.
Liaison à la terre du neutre Régime de neutre
Ce schéma limite le courant de défaut à la terre et permet un bon écoulement des surtensions, mais il impose le déclenchement sur défaut.
Fig. 1 : réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance entre neutre et terre
Fig. 2 : réalisations de mise à la terre pour neutre accessible : résistance
au secondaire d’un transformateur monophasé
Réalisations de mise à la terre pour neutre non accessible :
Fig. 3 : résistance de limitation
Fig. 4 : résistance de limitation
Fig. 5 : solutions de protection terre
Une résistance est connectée volontairement entre le point neutre et la terre.
Dans ce type de schéma, l’impédance résistive limite le courant de défaut à la terre Ik1, tout en permettant un bon écoulement des surtensions. Mais par conséquent, des protections doivent intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut. Dans les réseaux alimentant des machines tournantes, la valeur de la résistance est déterminée pour obtenir un courant Ik1 de 15 à 50 A. Mais ce courant faible doit néanmoins vériﬁer IRN u 2 Ic (avec Ic : courant capacitif total du réseau) pour réduire les surtensions de manœuvre et permettre une détection simple. Dans les réseaux de distribution, on adopte des valeurs plus élevées (100 A à 300 A) plus faciles à détecter et permettant l’écoulement des impulsions de foudre.
@ Ce schéma est un bon compromis entre un courant de défaut faible et des
surtensions bien écoulées.
@ Il n’exige pas l’emploi de matériels ayant un niveau d’isolement entre phase et
terre dimensionné pour la tension composée.
@ Les protections sont simples, sélectives et le courant est limité.
@ La continuité de service du départ en défaut est moins bonne qu’en neutre isolé :
le défaut terre doit être éliminé (coupure au premier défaut).
@ Le coût de la résistance de mise à la terre croît avec la tension et le courant limité.
Réalisation de la mise à la terre du point neutre
Neutre du réseau accessible
Si le neutre du réseau est accessible (existence d’enroulements couplés en étoile avec neutre sorti), la résistance de mise à la terre peut être branchée :
@ soit en neutre et terre (ﬁg. 1)
@ soit par l’intermédiaire d’un transformateur monophasé chargé au secondaire par
une résistance équivalente (ﬁg. 2).
Neutre du réseau non accessible Lorsque le neutre n’est pas accessible (enroulement en triangle) ou lorsque l’étude du plan de protection en démontre l’intérêt, on réalise un point neutre artiﬁciel par un générateur homopolaire raccordé sur le jeu de barres ; il est réalisé avec un transformateur spécial à très faible réactance homopolaire :
@ transformateur étoile triangle dont le neutre primaire est directement mis à la terre,
et le triangle fermé sur résistance de limitation (isolement BT, donc solution la moins onéreuse) (ﬁg. 3)
@ transformateur étoile triangle avec résistance de limitation (isolement HTA) entre
le point neutre du primaire et la terre, et triangle fermé sur lui-même ; cette solution est moins utilisée (ﬁg. 4).
Dimensionnement de la résistance La résistance doit supporter le courant permanent qui la traverse ; il peut être provoqué par un défaut impédant ou un faible déplacement du point neutre dû à un déséquilibre des capacités des 3 phases du réseau. On choisit en général une tenue permanente Ip = Id/10 (Id = courant de limitation) pendant 2 à 5 secondes (supérieure au temps maximal d’élimination du défaut).
La détection d’un courant de défaut Ik1 faible nécessite des protections (ﬁg. 5) différentes de celles de surintensité phases. Ces protections “de terre’’ détectent le courant de défaut :
@ soit directement dans la liaison du neutre à la terre 1
@ soit dans le réseau en mesurant la somme vectorielle des 3 courants en utilisant :
_ soit 3 capteurs de courant de phase alimentant les protections 2
_ soit un tore 3 : mesure précise à utiliser de préférence.
Le réglage du seuil se fait en fonction du courant de défaut Ik1 calculé en négligeant les impédances homopolaires de source et de liaison par rapport à l’impédance RN
et en tenant compte des 2 règles :
@ réglage > 1,3 fois l capacitif du réseau en aval de la protection
@ réglage de l’ordre de 10 à 20 % du courant maximum de défaut à la terre.
De plus, si la détection est réalisée par 3 TC, le réglage se situe, avec les
technologies actuelles, entre 5 et 30 % du calibre des TC pour tenir compte de l’incertitude liée à :
@ l’asymétrie des courants transitoires
@ la saturation des TC
@ la dispersion des performances.
Réseaux HTA de distribution publique et industrielle.
Mise à la terre par réactance faible (neutre impédant)
Ce schéma limite le courant de défaut à la terre et permet un bon écoulement des surtensions. Mais il impose le déclenchement sur défaut avec des valeurs élevés (ex : 300 ou 1000 A sur le neutre HTA des postes sources HTB/HTA)
Réalisation de mise à la terre pour neutre accessible
Réalisation de mise à la terre pour neutre non accessible
Une réactance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre. Pour les réseaux de tension supérieure à 20 kV, on préfère en effet utiliser une réactance plutôt qu’une résistance pour des raisons de difﬁculté de réalisation dues au dégagement de chaleur en cas de défaut.
Dans ce type de schéma, l’impédance selﬁque limite le courant de défaut à la terre Ik1, tout en permettant un bon écoulement des surtensions. Mais par conséquent, des protections doivent intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut. Pour réduire les surtensions de manoeuvre et permettre une détection simple, il faut que le courant ILN soit très supérieur au courant capacitif total du réseau Ic. Dans les réseaux de distribution, on adopte des valeurs élevées (300 à 1000 A), faciles à détecter et permettant l’écoulement des surtensions de foudre.
@ Ce schéma permet de limiter l’amplitude des courants de défaut.
@ Il permet la mise en œuvre de protections sélectives simples si le courant de
limitation est très supérieur au courant capacitif du réseau.
@ La bobine, de faible résistance, n’a pas à dissiper une puissance thermique
élevée, ce qui réduit son dimensionnement.
@ En HTA, le coût de cette solution est plus avantageux qu’avec une résistance.
@ La continuité de service du départ en défaut moins bonne qu’en neutre isolé :
le défaut terrre doit être éliminé (coupure au premier défaut)
@ Lors de l’élimination des défauts terre, des surtensions importantes peuvent
apparaître, dues à des résonances entre la réactance et la capacité du réseau.
Neutre du réseau accessible Si le neutre du réseau est accessible (existence d’enroulements couplés en étoile avec neutre sorti), la résistance de mise à la terre peut être branchée entre neutre et terre. Neutre du réseau non accessible Lorsque le neutre n’est pas accessible (enroulement en triangle) ou lorsque l’étude du plan de protection en démontre l’intérêt, on réalise un point neutre artiﬁciel par une bobine de point neutre (BPN) raccordée sur le jeu de barres ; elle est réalisée par une bobine zig-zag avec neutre sorti (ﬁgure ci-contre). L’impédance entre les deux parties de l’enroulement, essentiellement selﬁque et faible, limite le courant à des valeurs supérieures à 100 A. L’ajout d’une résistance de limitation entre le point neutre de la bobine et la terre permet d’abaisser l’amplitude du courant de défaut (isolement HTA).
@ Le réglage de la protection se situe au niveau de 10 à 20 % du courant de défaut
@ La protection est moins contraignante que dans le cas de la mise à la terre par
résistance, d’autant plus que ILN est important puisque Ic est inférieur au courant limité.
Réseaux HTA de distribution publique (courants de plusieurs centaines d’ampères).
Ce régime dit de "neutre compensé" est
particulièrement bien adapté aux réseaux de
distribution HTA avec une valeur de courant
capacitif Ic élevée.
Défaut à la terre dans un réseau avec réactance de compensation à la terre
IL courant dans la réactance
courant capacitif
Diagramme vectoriel des courants lors du défaut terre
Une réactance accordée sur la capacité phase-terre totale du réseau est intercalée entre le point neutre et la terre de sorte qu’en présence d’un défaut à la terre, le courant dans le défaut est voisin de zéro. La réactance est composée (ﬁgure ci-contre) d’une résistance R en parallèle avec une inductance variable LN. Sur le réseau de distribution en france :
@ la résistance est dite résistance de point de neutre (RPN) ﬁxe, qui assure la
circulation d'un courant actif de 20 A minimum (défaut franc)
@ l'inductance est dite bobine de point neutre (BPN) variable.
Ce système permet de compenser le courant capacitif du réseau. En effet, le courant de défaut est la somme des courants qui parcourent :
@ la mise à la terre par réactance
@ les capacités des phases saines par rapport à la terre.
Ces courants se compensent puisque :
@ l’un est selﬁque (dans la mise à la terre)
@ l’autre est capacitif (dans les capacités des phases saines).
Ils s’ajoutent donc en opposition de phase. En pratique, la faible valeur de la résistance fait circuler un petit courant résistif Ik1 de quelques ampères (diagramme ci-contre). Sur le réseau français, au niveau du poste source un système d'accord automatique
(SAA) réalise périodiquement l'ajustement pour prendre en compte le changement de topologie du réseau, le désaccord maximum autorisé est de 40 A.
@ Ce système permet de diminuer les courants de défaut même si la capacité
phase-terre est grande : extinction spontanée des défauts à la terre non permanents
@ A l’endroit du défaut, les tensions de contact sont limitées
@ Le maintien en service de l’installation est assuré malgré un défaut permanent
@ Le signalement du premier défaut est donné par la détection du passage du
courant dans la bobine de point neutre.
@ Le coût peut être élevé en raison de la nécessité de modiﬁer la valeur de la
réactance pour ajuster la compensation
@ Pendant la durée du défaut, il faut s’assurer que le courant résiduel circulant
ne présente pas de danger pour les personnes et les biens
@ Les risques de surtension transitoire sur le réseau sont importants
La détection du défaut est basée sur la composante active du courant résiduel.
En effet, le défaut provoque la circulation de courants résiduels dans l’ensemble du réseau, mais seul le circuit en défaut est parcouru par un courant résiduel résistif. De plus, les dispositifs de protection doivent tenir compte des défauts autoextincteurs répétitifs (défauts récurrents). Lorsque la réactance de la mise à la terre et la capacité du réseau sont accordées (3 LN C ω 2 = 1)
@ le courant de défaut est minimum
@ c’est un courant résistif
@ le défaut est autoextincteur.
La réactance est dite alors bobine d’extinction, ou bobine de Petersen.
Le neutre compensé est mis en place sur une partie du réseau HTA car il permet de maîtriser les niveaux des surtensions sur les prises de terre HTA et BT lors de défauts phase-terre.
La mis en place du neutre compensé est notamment nécessaire lors du passage en souterrain de réseaux aériens. La limitation actuelle de défaut (300 A ou 1000 A) combinée à la longueur des câbles ne permet plus alors une limitation sufﬁsante des défauts phase-terre.
Exemple de montée en potentiel des masses par couplage - niveau de tension à une distance d de la prise de terre du poste.