19 mars 2010
Protection des transformateurs
1/ Introduction
Un transformateur de puissance est un important dispositif ou partie d’un réseau, tant du point de vue de sa fonction que de son prix élevé. De ce fait, sa disponibilité est très importante pour éviter des pertes de production dues à des pannes.
- Selon sa puissance, certaines pièces de rechange, ou un transformateur de secours pourront être mise à disposition. La fiabilité du transformateur pourra être accrue par une bonne protection et supervision. Contrairement à un défaut sur une ligne qui peu être réparée sur place, le défaut sur un transformateur peut nécessiter une intervention en usine.
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2/ Causes de défauts
Ils sont souvent causés par :
*une perte d’isolement entre enroulements ou entre enroulement et noyau, elle-même causée par :
--un vieillissement du transformateur du à un échauffement de longue durée
--une contamination de l’huile
--des décharges corona sur l’isolation
--Surtensions transitoires dues à la foudre ou aux manœuvres
--Forces électrodynamiques sur les enroulements dues aux courants élevés de défauts externes ou aux courants d’enclenchement lorsque le transformateur est mis sous tension.
*des courts-circuits et défaut terre : causés par une diminution ou perte d’isolement des enroulements.
*dommage sur le réservoir du à une surpression
3/Protection
La protection doit être fiable et rapide afin de déconnecter le transformateur le plus rapidement possible, dans les délais, pour limiter les conséquences.
La surveillance du transformateur de puissance peut être également utilisée pour détecter les conditions anormales pouvant entraîner le développement de défaut.
Les facteurs à considérer sont :
-la taille, c'est-à-dire la puissance
-la tension
-le type du transformateur : sec ou à huile.
Le prix de des relais de protection est négligeable, comparé au prix du transformateur et au coût des dommages dus aux défauts.
Généralement, les protections suivantes sont mises en œuvre :
ØTransformateur sur poteau cas de réseaux de distribution rurale : pas de protection spécifique. La mise sous-tension est assurée par un interrupteur.
ØEn dessous de1MVA :
üInterrupteur combiné avec fusibles au primaire contre les courts-circuits et les surcharges
üProtection contre les défauts à la terre par relais
Avec les transformateurs avec conservateur d’huile, on utilise habituellement les protections suivantes :
ØTransformateur de puissance
üContrôle et surveillance de la pression : relais Bucholz Ansi 63
üProtection contre les surcharges Ansi 51, supervision de la température des enroulements Ansi 26
üProtection contre les court-circuits : overcurrent Ansi 50
üProtection contre les défauts à la terre Ansi 50N
üIndicateur de niveau d’huile
ØTransformateur de puissance≥5 MVA
üContrôle et surveillance de la pression : relais Bucholz Ansi 63
üProtection contre les surcharges Ansi 51, supervision de la température des enroulements Ansi 26
üProtection contre les court-circuits : overcurrent Ansi 50 et backup
üProtection contre les défauts à la terre Ansi 50N
üProtection différentielle Ansi 87T
üRelais de pression dans le compartiment régleur en charge
üIndicateur de niveau d’huile
üProtection contre les surtensions dans certains cas : Ansi 59
3.2 Protection différentielle Ansi 87 T
Une protection différentielle compare les courants entrant et sortant du transformateur.
Lorsqu’un défaut apparaît dans sa zone, la protection différentielle opère instantanément quand le courant différentiel mesuré est supérieur à la valeur programmée dans le relais.
Le relais est équipé d’une fonction stabilisatrice de courant pour les situations suivantes :
üInrush current ou surcharge courant à l’enclenchement
üDéfauts francs
üSurexcitation (surflux) du transformateur.
Egalement, les harmoniques de rang 2 et de rang élevée sont bloquées lors de l’enclenchement du transformateur.
ØInruch current Ansi 68
Ce courant apparaît lors de la mise sous tension du transformateur. L’amplitude et la durée dépendent :
üde la taille et de la conception du transformateur
üde l’impédance de la source
üde la rémanence du noyau
üdu point de l’onde sinusoidale auquel le transformateur est mis sous tension.
Il peut être de 5 à 15 fois le courant nominal du transformateur. Il est maximal lorsque le transfo est mis sous tension au point initial zéro. (la tension passe par zéro).
En service normal, il existe un faible courant différentiel (déséquilibre) due aux caractéristiques des TC, et à la position du régleur principalement. Ce dernier influe le plus sur le courant différentiel en service normal.
Ce déséquilibre est ajusté en interne dans le relais, de manière à avoir l’équilibre.
ØDéfauts externes
Lors des défauts externes, en dehors de la zone protégée, le courant différentiel existant en service normal augmente. Un défaut franc de 10 fois In(avec le régleur en position extrême) peut causer un courant différentiel de 1 à 2 In.
Pour stabiliser le fonctionnement du relais, ce dernier est fourni avec une fonction de mise au travail basée sur le pourcentage du courant différentiel par rapport au défaut Franc. Ce dernier est mesuré et le courant différentiel nécessaire à un déclenchement croit en fonction du défaut franc
ØSaturation ( Ansi 24)
Elle est causée par les surtensions. Elle entraîne des pertes dans le fer et un échauffement du circuit magnétique. Le flux magnétique dans le noyau augmente considérablementet entraîne une augmentation du courant magnétisant Im . Ce courant comprend des harmoniques de rang 5 I5 qui augmentent avec Im, ce qui peut entraîner un déclenchement intempestif de la protection différentielle. Donc la présence d’harmoniques de rang 5 est utilisée pour empêcher ces fonctionnements intempestifs.
Lorsque la surtension ou surexcitation augmente, Im % de In augmente. I5 % de I1 augmente puis décroît, I1% de Imdécroît puis croît.
Im: le courant magnétisant
I1: le courant àfréquence fondamentale
I5 : l’harmonique de rang 5.
La protection contre la saturation(V/Hz) est montée du côté ou il n’y a pas de régleur de prise en charge.
Pour les transformateurs raccordés aux bornes des génératrices, lors de démarrage, la saturation peut être évitée en augmentant la tension graduellement, avec l’augmentation de la fréquence.
ØProtection contre les surtensions
üProtection cuve : c’est une protection contre les surtensions due à une coupure de ligne ou d’origine atmosphérique. La cuve du transformateur est mise à la terre à travers un tore raccordé à un relais de terre.
üMise à la terre à travers un limiteur de surtension qui permet d’écouler à la terre les surtensions dans un régime à neutre isolé ou impédant.
ØRelais Back-up ou protection de secours
Ce sont des relais de protection contre les courts-circuits et les défauts à la terre. Ces protections sont à temps défini ou inverse et sont connectés du côté haute ou basse tension, et du côté neutre pour la fonction défaut à la terre. La protection contre les courts- circuits du côté HT sert aussi réserve pour le départ de ce côté.Une protection de distance sur la ligne (Ansi 21) sert également de back-up pour les grands transformateurs.
ØRelais pour la détection de gaz Bucholz.
Il est utilisé dans un transfo immergé dans l’huile, avec conservateur. En cas de défaut, l’arc entraîne une surpression, puis une décomposition de l’huile , puis une émission d’huile et du gaz . Ce dernier est détecté par un relais détecteur de gaz Bucholz. Ce dernier possède une unité d’alarme et une unité de déclenchement sensible au flux élevé de gaz lors de défauts internes sévères. Le gaz collecté est analysé et peut délivrer des informations sur la cause de son existence : si le gaz est inflammable cela veut dire qu’il y’a décompositiond’huile ou de papier, sinon, c’est de l’air et donc pas de danger. Le signal de déclenchement du relais Bucholz est très court lors de défauts internessévères car le relais est souvent détruit. Un système de relais permet la réception par le disjoncteur et les relais du signal.
ØIndication ou surveillance de la température
Une température très élevée dans le transformateur peut être causée par une surcharge, un problème de refroidissement ou une saturation.
Les transfos immergés dans l’huile sont surveillés par thermomètre. Ils font partie de l’équipement standard du transformateur. Il y’a un choix à faire entre deux types : thermomètre pour huile ou pour enroulement. Pour les gros transformateurs (> quelques MVA), les deux sont fournis. Les deux types constituent des capteurs pour la surcharge. Pour chaque type, il y’a une alarme qui peut mettre en marche un système de refroidissement et un déclencheur
ØSchéma de protection
Il faudra mettre les protections de défauts internes et de secours pour les défauts externes.
TransfoHT/MT : Fonctions code Ansi : 87N-87T-51-37N-24
TransfoTHT /HT : Fonctions code Ansi : 87N-87T-51N-27N-21
ØEnfin il existe des systèmes de prévention ouprotection contre l’explosion et les incendies .
01 mars 2010
La methode des composantes symétriques
C’est un outil mathématique permettant de faire le calcul des courants de défauts asymétriques ou déséquilibré, monophasés ou biphasés dans un réseau triphasé déséquilibré.
Pour le système triphasé, trois types de composantes sont introduites en tension et courant : séquence directe, inverse et homopolaire.
La séquence directe (d) : correspond à un système triphasé ou les courants de phase et les tensions de phases produits par la génératrice sont équilibrés entre elles et déphasé de 120°.
La séquence directe correspond au sens de rotation positif à la fréquence du réseau, c'est-à-dire dans le sens contraire des aiguilles d’une montre.
La séquence inverse (i): c’est l’inverse de la séquence directe (rotation dans le sens négatif) avec un système triphasé de tension et de courants équilibrés aussi et décalés de 120°.
La séquence homopolaire (o): Les courants et les tensions sont égales entre elles en amplitude et en phase sur toutes les phases .
Toutes les situations dans le réseau peuvent être décrites avec cet outil.
Formules :
En résumé :
I1 = Io + Id + Ii
I2=Io+ a²Id+aIi
I3= Io+aId+a²Ii
V1= Vo+ Vd+ Vi
V2=Vo+a²Vd+aVi
V3=Vo+aVd+a²Vi
a = 1/120°
I1, I2 et I3 (V1, V2, V3) correspondant respectivement à la phase 1, 2 et 3
Io, Ii, et Id ( Vo, Vi, Vd ) correspondant respectivement à la séquence homopolaire, directe, et inverse.
Dans le cas de défaut biphasé (ex phases 2 et 3) , c’est un défaut asymétrique :
I1 = 0
I2= -I3= Un / (2Z + Zf)
V2=Un-ZI2
V3=Un-ZI3
Io=0 Id=-Ii
Vo =0
Z impédance du réseau sur les phases en défaut (phase2, phase3)
Zf : impédance du défaut
Un= tension entre phase
V2 tension monophasé sur la phase 2
V3 tension monophasé sur la phase 3
Défaut monophasé phase et terre (phase 1 et terre)
I1= 3V / (2Z+ Z0+3 Z1)
I2=I3= 0
Id=Ii=Io
V1= I1Z1
V: Tension simple du réseau
Z1= impédance du défaut entre la phase 1 et la terre.
Voir aussi les liens suivants : Calcul des courants de défauts et ordre de grandeur
08 février 2010
Le condensateur et la correction du facteur de puissance
Un récepteur raccordé sur le réseau est traversé par un courant.
Il existe trois types de récepteurs :
- Le récepteur résistif : ces récepteurs ont une certaine résistance. (exemple : four électrique, radiateur, fer à repasser, lampe à incandescence …)
Dans un circuit résistif pur, le courant est toujours et instantanément fonction de la tension.
La tension et le courant sont en phase.
La résistance est désignée par la lettre R et son unité est l’Ohm (Ω)
I = U/R
La puissance absorbée par la résistance est :
P= UI= RI² = U²/R
Branchée pendant un certain temps, il y’a consommation d’énergie, en kWh
- Le récepteur selfique : c’est le plus rencontré après le récepteur résistif. Ce sont les bobinages (exemple : transformateur, moteur, ballast etc…)
La self est désignée par lettre L et son unité est le Henry.(H)
Dans un circuit selfique pur, le courant n’est plus en phase avec la tension, mais décalé de 90° en arrière, ou en retard de 90°.
Il y’a alternativement création d’un champ magnétique utilisant de l’énergie puis élimination de ce champ avec restitution de l’énergie. La self consomme de l’énergie réactive, exprimée en volt-ampère réactif (VAR). En théorie il n’y a pas de consommation d’énergie active, mais comme il y’a toujours des pertes, il y’a une petite consommation d’énergie active.
- Le récepteur capacitif : c’est le condensateur. Il est désigné par la lettre C et son unité est le Farad (F).
Dans un circuit capacitif, le courant est décalé de 90° en avant sur la tension ou en avance de 90°. Dans un circuit purement capacitif, il n’ y a pas non plus consommation d’énergie active, bien qu’il y’ait passage de courant.
Le condensateur consomme de l’énergie réactive exprimée en volt-ampère réactif (VAR).
La puissance réactive se calcule :
PR = 2 Π f C U²
- Les circuits mixtes : En pratique un récepteur n’est pas constitué uniquement de résistance, de self ou de capacité, ces trois récepteurs coexistent. Ils sont mis en parallèle ou en série.
Ces différents récepteurs électriques fournissent de l’énergie utile disponible sous diverses formes : mécanique, lumineuse, thermique, chimique etc…
A cette énergie correspond une puissance utile ou active, exprimée en Watt.
Les moteurs, les transformateurs et les consommateurs qui reposent sur l’effet des champs électro-magnétiques, prélèvent en plus de
l’énergie nécessaire à leur travail utile, une énergie pour l’établissement des champs magnétiques. C’est l’énergie réactive en décalage de 90° avec la puissance réelle ou active, exprimée en VAR.
Le produit du courant et de la tension est dénommé puissance apparente. C’est la combinaison graphique vectorielle des puissances actives et réactives.
On désigne l’angle entre les puissances active et apparente par la lettre φ
Puissance active = Puissance apparente * cos φ
Pw= PA * cos φ
La valeur cos φ est appelée le facteur de puissance.
P²A = P²w + P²R
Où
cos φ = Pw / √ (P²w + P²R )
On utilise également la notion de tg φ.
tg φ = PR / Pw
MESURE DU cos φ
En monophasé : on peut mesurer la puissance ( à l’aide d’un Wattmètre), ainsi que la tension et le courant. Le rapport Pw / (U* I ) donne le cos φ.
En triphasé : par la méthode des deux wattmètres, on mesure les puissances W1 et W2 , on obtient :
tg φ= √3 * (W1 - W2 ) / ( W1 + W2 )
cos φ= 1/ √ ( 1+ tg² φ)
Il existe également des appareils électroniques permettant d’afficher le
cos φ directement.
Inconvénient d’un mauvais cos φ
Plus l’installation consomme de l’énergie réactive, plus le cos φ est faible, donc mauvais.
Pour une même puissance consommée, plus le cos φ est faible, plus la puissance apparente est élevée, donc le courant appelé est élevé.
Pour une même puissance, il faut donc transporter dans tous les circuits électriques une intensité d’autant plus grande que le cos φ est mauvais. Cela entraîne une surcharge des câbles et des transformateurs de distribution, et une augmentation des pertes dans ceux-ci.
Pertes dans les câbles : Ces pertes sont engendrées par les pertes joules qui sont fonction du carré du courant. L’amélioration du cos phi réduit le courant de ligne.
Lorsque le cos φ passe d’une valeur initiale cos φ1 à une valeur finale cos φ2 , les pertes joules sont réduits de :
[1- (cos φ1 / cos φ2 )²] *100 en %
Donc le passage du cos φ de 0.5 à 1 réduit les pertes de 75 %
Un mauvais cos φ engendre également des chutes de tension dans les câbles d’alimentation, ce qui veut dire réduction des capacités et rendement des récepteurs :
La chute de tension dans une ligne électrique peut être calculée par la formule :
ΔU= I( R cos φ + ωL sin φ )
La puissance maximale transportable, avec une chute de tension de n%, dans un réseau triphasé est calculée par :
P max = nU² / (R +ω tg φ)
Pertes dans les transformateurs : Les pertes d’un transformateur sont constituées des pertes fer et des pertes cuivres, qui sont fonction du carré du courant, et varient donc avec la charge et le cos φ .
Les pertes fer correspondent à la puissance absorbée à vide par le transformateur.
La chute de tension au transformateur varie avec le cos phi.
ΔU = ΔUr cos φ + ΔUs sin φ
ΔUr Chute de tension résistive
ΔUr Chute de tension selfique.
La puissance que peut débiter un transformateur est exprimée en KVA, c’est la puissance apparente disponible. On utilisera d’autant mieux un transformateur que le cos φ de la charge est proche de 1, car le besoin est en puissance active, en KW.
En améliorant le cos φ d’une valeur initiale cos φ1 à une valeur finale cos φ2 , on libère une puissance apparente supplémentaire de :
KVA = KW [(1/ cos φ1 ) – (1/ cos φ2 )]
Un transformateur de 1000 KVA débitant une charge de 400 KW avec un cos φ de 0.4 est chargé à son maximum.
En améliorant le cos φ de 0.4 à 0.9, il reste disponible 555 KVA, soit plus de la moitié de la puissance apparente.
Coût de l’énergie :
En plus de transporter l’énergie réactive dans les lignes et les transformateurs HT, les producteurs doivent également générer cette énergie réactive. Ce qui oblige à surdimensionner les groupes et machines de production ou à installer des batteries de condensateur HT. C’est pour cela que les sociétés de distribution d’énergie électrique facture à l’utilisateur le coût du KWH d’autant plus cher que le
cos φ est mauvais.
cos φ = Ew / √ (E²w + E²R )
tg φ = Er / Ew
Si le est inférieur à une certaine valeur, la facture est pénalisée. Au cas contraire, un bonus peut être accordé.
Correction du facteur de puissance
Elle se fait par l’installation de batteries de condensateurs qui produisent l’énergie réactive dont les récepteurs ont besoin localement et partiellement, ce qui réduit l’énergie réactive fournie par le réseau : c’est le principe de la compensation de l’énergie réactive ou de l’amélioration du facteur de puissance.
Soit une charge inductive consommant un courant I1=Iw+IR vectoriellement.
En mettant en parallèle un condensateur de courant IC, donc en opposition avec IR, le courant inductif consommé par le récepteur est réduit de la résultante IR-IC, ce qui fera passer l’angle de
φ1 à φ2 , améliorant le cos φ .
Le courant consommé par le récepteur est ainsi réduit de I1 à I2.
Elle se fait par calcul (voir plus haut) ou par des abaques donnant le facteur k à multiplier à la puissance à compenser pour passer dune valeur cos φ1 à cos φ2.
Facteur de |
Puissance condensateur en kvar à installer par kW de charge |
||||||||||||
puissance finale |
pour relever le facteur de puissance à : |
||||||||||||
cos φ2 |
0,90 |
0,91 |
0,92 |
0,93 |
0,94 |
0,95 |
0,96 |
0,97 |
0,98 |
0,99 |
1,00 | ||
cos φ1 |
tg φ |
0,48 |
0,46 |
0,43 |
0,40 |
0,36 |
0,33 |
0,29 |
0,25 |
0,20 |
0,14 |
0,00 | |
0,40 |
2,29 |
1,81 |
1,83 |
1,86 |
1,90 |
1,92 |
1,96 |
2,00 |
2,04 |
2,09 |
2,15 |
2,29 | |
0,41 |
2,22 |
1,74 |
1,77 |
1,80 |
1,83 |
1,84 |
1,90 |
1,94 |
1,97 |
2,02 |
2,08 |
2,23 | |
0,42 |
2,16 |
1,68 |
1,71 |
1,74 |
1,77 |
1,80 |
1,84 |
1,87 |
1,91 |
1,96 |
2,00 |
2,16 | |
0,43 |
2,10 |
1,62 |
1,65 |
1,68 |
1,71 |
1,74 |
1,78 |
1,82 |
1,86 |
1,90 |
1,96 |
2,11 | |
0,44 |
2,04 |
1,56 |
1,59 |
1,61 |
1,65 |
1,68 |
1,71 |
1,75 |
1,79 |
1,84 |
1,90 |
2,04 | |
0,45 |
1,98 |
1,50 |
1,53 |
1,56 |
1,59 |
1,63 |
1,66 |
1,70 |
1,74 |
1,78 |
1,85 |
1,99 | |
0,46 |
1,93 |
1,45 |
1,47 |
1,50 |
1,53 |
1,57 |
1,60 |
1,64 |
1,68 |
1,73 |
1,79 |
1,93 | |
0,47 |
1,88 |
1,40 |
1,43 |
1,45 |
1,49 |
1,52 |
1,53 |
1,59 |
1,63 |
1,68 |
1,76 |
1,88 | |
0,48 |
1,83 |
1,34 |
1,73 |
1,40 |
1,43 |
1,46 |
1,47 |
1,53 |
1,58 |
1,62 |
1,68 |
1,83 | |
0,49 |
1,78 |
1,30 |
1,33 |
1,36 |
1,39 |
1,42 |
1,45 |
1,49 |
1,53 |
1,58 |
1,64 |
1,78 | |
0,50 |
1,73 |
1,25 |
1,28 |
1,30 |
1,34 |
1,37 |
1,40 |
1,44 |
1,48 |
1,53 |
1,59 |
1,73 | |
0,51 |
1,69 |
1,20 |
1,23 |
1,26 |
1,29 |
1,32 |
1,36 |
1,40 |
1,44 |
1,48 |
1,54 |
1,69 | |
0,52 |
1,64 |
1,16 |
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28 octobre 2009
Défauts à la terre
1/Définition:
Un défaut à la terre est un court-circuit entre un ou plusieurs conducteurs et la terre ou un élément conducteur mis à la terre. Il engendre un courant circulant des conducteurs en défaut vers la terre, dit courant homopolaire. Il peut être monophasé, biphasé (double défaut à la terre), ou triphasé à la terre. Le courant de défaut à la terre est caractérisé par sa composante homopolaire mais contient aussi une composante directe et inverse.
Il peut aussi être la conséquence d’arc électrique.
C’est le type de défauts le plus fréquent.
La protection contre les défauts à la terre dépend du mode de mise à la terre.
A-Cas de mise à la terre directe :
courant de défaut monophasé à la terre :
If = 3 U n / √ [( 2Xk + Xo +3(X1 +XPE )]²+ [ 2Rk + Ro +3(R1 +RPE ]²
Avec :
If : le courant de court-circuit phase –terre (A)
Un : la tension nominale entre phase-neutre (V) ?
Xk, Rk: réactance, résistance de court-circuit dans le cas de court-circuit triphasé juste à l’aval immédiat du transformateur. (Ω/phase)
X1, R1: réactance, résistance du conducteur de phase 1 en défaut jusqu’au point de défaut (Ω / phase)
X0 : réactance homopolaire (Ω/phase)
XPE : impédance du conducteur de protection (Ω)
Correspond à la valeur minimale du courant de défaut, s’il est inférieur au courant de défaut biphasé sans terre, dans le cas de MALT directe.
Protection :
Le courant homopolaire est très élevé dans ce cas.
La protection se fait par fusibles et relais de protection numérique, à travers un TI tore , en secours . La coupure de la phase en défaut doit se faire dans le temps défini par les normes pour un court-circuit phase- conducteur de protection (PE).
La protection par relais de protection numérique peut se faire également par le calcul du courant de terre à partir de 3 TC raccordés sur le relais.
B- Dans le cas de mise à la terre indirecte ou par impédance Z, le courant de défaut monophasé à la terre se calcule par la formule déterminée par la méthode des composantes symétriques :
If = 3 U n / (Zd + Zi + Zo + 3(Z+ Z1+ ZPE))
If : le courant de court-circuit phase–terre (A)
U n : la tension nominale entre phase/Neutre (V) ?
Zd : impédance directe (Ω/phase)
Zi : impédance inverse (Ω/phase)
Zo : impédance homopolaire (Ω/phase)
Z: impédance de mise à la terre (Ω)
Z1 : impédance du conducteur de phase en défaut jusqu’au point de défaut (Ω)
ZPE : impédance du conducteur de protection (Ω)
Défaut biphasé à la terre ou double(ex : ph1et ph2):
If = U / 2Zk + Z1+ Z2 + ZPE
If : le courant de court-circuit biphasé –terre (A)
U : la tension nominale entre phase (V) ?
Zk : impédance de court-circuit dans le cas de court-circuit triphasé juste à l’aval immédiat du transformateur. (Ω/phase)
Z1 : impédance du conducteur de phase 1 jusqu’au point de défaut (Ω)
Z2 : impédance du conducteur de phase 2 jusqu’au point de défaut (Ω)
ZPE : impédance du conducteur de protection (Ω)
C’est la valeur minimale du courant de défaut dans ce cas de MALT.
Protection :
Le courant résiduel est calculé à partir d’un TC tore raccordé sur l’entrée de mesure du relais de protection. La protection est déclenchée si la valeur efficace du courant résiduel dépasse la valeur réglée sur le relais ou si la temporisation est dépassée.
Le courant de défaut terre étant très faible, cela ne nécessite pas de déclenchement. Mais il faut rechercher et éliminer le défaut, raison pour laquelle on utilise une protection directionnelle pour pouvoir les courants capacitifs. Dans ce cas les courants et les tensions des trois phases sont raccordés sur le relais.
La protection peut également être faîte à travers un relais de détection de la tension homopolaire au niveau de la MALT du neutre du transformateur.
2/ Mesure du courant homopolaire
La présence d’une composante homopolaire est significative de défaut à la terre. Elle est mesurée soit :
- par la somme des courants au secondaire de TC placés sur chaque phase
- ou par l’intermédiaire de transformateur Tore placé autour des 3 phases ou sur la connexion de mise à la terre.
La somme géométrique de ces courants est nulle en l’absence de défaut, tandis que les 3 tensions phase- terre sont équilibrées . En cas de défaut à la terre, cet équilibre est rompu, il apparaît des courants capacitifs phase- terre Io qui se referment par la terre comme le défaut. Leur somme n’est plus nulle mais égale à 3 Io, courant capacitif total du réseau. D’où la nécessité de faire un réglage adapté de la protection suivant le cas de mise à la terre.
En effet, si la MALT est faite par impédance, la protection du relais homopolaire est réglée à une valeur supérieure à 3 Io, pour éviter un déclenchement sur une phase saine comportant un relais.
Dans le cas d’un neutre isolé, le courant de défaut est très faible, inférieur à 3Io. La seule manière de différencier le courant de défaut du courant capacitif est le sens d’écoulement : on utilise alors un relais homopolaire directionnel.
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28 août 2009
Défauts électriques
sché
Défauts:Modification accidentelle affectant
le fonctionnement normal d'un processus, ou du circuit électrique.
Origine: Lorsque deux circuits ayant des tensions différentes se
mettent contact, il y’a
court-circuit : un courant de défaut en résulte.
Pour un
défaut du à un court-circuit, le courant de défaut est :
-- proportionnel à la tension existant à l'endroit du contact avant qu'il ne
s'établisse, c'est à dire, la tension avant défaut.
--inversement proportionnel à l'impédance équivalente vu des points de défaut.
Types de
défauts dans les circuits triphasés :
Lorsqu’un circuit triphasé est équilibré, il
se comporte comme 3 circuits monophasés indépendants de f.e.m égales, mais
déphasé de 0, π/3, 2 π/3, avec les impédances cycliques.
Un schéma
équivalent monophasé appelé schéma d’impédances directes détermine le
comportement global du circuit si le défaut affecte les phases de manière
identique.
Un défaut n’affectant jamais les 3 phases de manière identique, la plupart
des défauts sont non équilibrés. Le théorème de superposition (utilisé pour
réseaux à comportement non linéaire) nous permet de décomposer tout réseau en 3 systèmes :
* directe
* inverse
* homopolaire.
Les défauts font intervenir un, deux, ou trois
de ces systèmes élémentaires. Etant donné qu’à chacun de ces systèmes
correspond un schéma monophasé équivalent d’impédance correspondante, lors d’un
défaut, il faut déterminer le schéma équivalent pour chacun de ces systèmes,
puis les recombiner pour obtenir les caractéristiques réelles du défaut.
Défaut
triphasé : Il
est constitué par la mise en court-circuit des 3 phases. C’est un défaut
symétrique qui ne fait intervenir que le système directe.
I1=I2=I3=Id ;
V1=V2=V3=V
V :
tension phase/Terre
Défaut biphasé
à la terre : c’est
un défaut constitué par un court-circuit entre deux phases et la terre.
Dans ce cas 3 systèmes sont mises à contribution.
--directe
--inverse,car
le défaut est dissymétrique
--homopolaire,car
le défaut retourne partiellement par la terre suivant le mode de mise à la
terre du neutre.
I1=0 ;
I2#0 ; I3#0
V1#0 ;
V2=V3=O
# :
différent ;
Défaut
biphasé sans terre : c’est un court-circuit entre deux phases. Il faut tenir compte
de deux systèmes de composantes :
--directe
--inverse.
I1=0 ; I2#0 ; I3#0
V1=-2
V2=-2V3
Défaut
monophasé à la terre : ce défaut est constitué par un court-circuit entre une phase et
la terre. Il fait intervenir les 3 systèmes de composantes :
--directe
--inverse
--homopolaire
I1=0 ; I2=0 ; I3#0
V1#0 ;
V2#0 ; V3=0
Coupure
d’une phase :
Le défaut considéré est la coupure d’une phase. Il faut introduire le système
inverse car ce défaut provoque un déséquilibre qui se traduit par l’apparition
de courant et de tension inverse.
Défauts
Francs, Défauts résistants : Lorsqu’un court-circuit présente une impédance nulle et
négligeable, sa valeur est maximale et on parle alors
de « court-circuit franc ou boulonné. »
Mais si le court-circuit présente à ses bornes
un arc électrique, ce dernier possède une résistance proportionnelle à sa
longueur et inversement proportionnelle à sa section.
Dans ce cas on le nomme « court-circuit
résistant ».
Le calcul des défauts francs nécessite la
détermination de la tension avant défaut
et de l’impédance équivalente vue du point de défaut.
Tension
avant défaut: Les
courants de défauts sont proportionnels à la tension avant défaut.
Il est recommandé de prendre comme tension
avant défaut la valeur maximale de la plage normale de variation, correspondant
à un réseau faiblement chargé.
Si le réseau dispose de moyens de réglage de
la tension, la plage normale de variation est à déterminer avec le client industriel et dépend de l’élément régleur.
Impédance
équivalente vue du point de défaut:
Elle
dépend :
* de
la puissance de court-circuit Pcc minimale et maximale fournie par le
distributeur d’électricité
* du
nombre de moteur en marche dans les usines
* des
compensateurs synchrones et groupes locaux de production d’énergie en parallèle
avec le réseau.
et donc varie suivant une plage.
En combinant la tension maximale avant défaut
à l’impédance minimale équivalente et la tension minimale avant défaut (réseau
fortement chargé) à l’impédance maximale avant défaut, on obtient deux valeurs
de courant de défaut dont le rapport peut varier du simple au 10éme .
La valeur
maximale sert au dimensionnement des matériels.
La valeur
minimale aux réglages des seuils de détection des appareils de protection.
Le calcul de courant de défaut résistant est
très difficile pour les raisons suivantes :
* les
caractéristiques géométriques de l’arc sont variables et dépendent des
conditions locales d’établissement du défaut.
* Le
défaut résistant peut prendre toute
valeur comprise entre 0 et la valeur maximale obtenue pour le même défaut
boulonné.
Calcul des courants de défauts et ordres de grandeur
Il passe par la détermination des impédances directe, inverse et homopolaire vues du point de défaut.
La valeur des impédances du matériel constituant le
circuit est donné par les constructeurs.
Pour les machines
statiques et tournantes, les impédances sont données en pour un (P.U) ou pour cent de la valeur
ohmique Z :
z(p.u)=Z* Sn / Un² ou z(p%)=100*Z Sn /Un²
Un=tension nominale en KV
Sn=Puissance nominale de la machine en MVA
Les machines de même type ont des impédances du même ordre
de grandeur fournies par des valeurs réduites ( p.u) ou pour cent. Et le
courant de court-circuit se calcule :
Icc = In / Z
Pour les réseaux , un réseau est caractérisé par :
--des puissances de court-circuit triphasée maximale et minimale
-- des puissances de court-circuit monophasée maximale et minimale
--une constante de temps apériodique du circuit associée à
la puissance de court-circuit triphasé : Ta
Z=Ub²/Pcc
Ub=Tension de base (KV)
Pcc=Puissance de court-circuit (MVA).
en valeur réduite,
z(p.u) = Sn / Pcc
Impédance
directe Zd :
R=Z / √ (1+ [Ta w]²)
L=Ta Z / √ (1+ [Ta
w]² )
Z= √ (R²+XL²)
XL = L w
Impédance
inverse Zi :
Souvent égale à Zd.
Impédance homopolaire Zo :
Courant de défaut monophasé en provenance du réseau :
I = 3 Pcc monophasée /√3 Ub
Impédances des
liaisons :
Les lignes et les
câbles sont caractérisés par une résistance, inductance, capacité entre phases
et neutre linéique : on les appelle liaisons à constante réparties (tout
au long de la longueur).On les remplace habituellement par des impédances
ponctuelles équivalentes .
Impédances des
lignes haute tension
Impédance directe
Zd :
Zd=Rd=r*l / n S
S=Section
n=nombre de ligne
r= résistivité
(du métal déployé)
l= longueur
environ 0.4 Ω/ km pour les tensions entre 30et 220 KV,
Impédance directe
Zi :
Impédance directe :
Impédance Inverse :
Le schéma équivalent
monophasé direct d’un transformateur est constitué d’une impédance série suivie d’un transformateur
idéal, de rapport théorique égal au
rapport de transformation réel. Zcc est égale en valeur réduite
à la valeur de Ucc obtenue lors des essais.
Des transformateurs de puissances et tensions voisines ont des résistances et réactances proches en valeurs réduites.
La réactance appelée aussi réactance totale de fuite dépend du niveau d’isolement de l’enroulement HT : suivant ce dernier les fuites magnétiques sont plus ou moins importantes.
La norme UTE 52-100 définit les limites supérieures de surintensité pouvant traverser les enroulements pour les transformateurs à 2 enroulements : elles varie de 25In pour les petits transfos à 8In pour les gros.
Machines
synchrones :
Impédances directes
et constantes de temps :
Le courant de court-circuit en provenance d’une machine synchrone dépend de la réactance directe sub-transitoire, transitoire et de la réactance synchrone.
Ces réactances ainsi que leur constante de temps correspondante sont données par les constructeurs et se situent dans des plages. Ces valeurs dépendent si ces machines sont à pôles saillants ou à pôles lisses ; Tolérance ± 15 % pour la réactance synchrone et ± 30% pour la réactance sub-transitoire selon UTE C 51-111.
Elle est faible par
rapport à l’impédance directe correspondante.
L’alternateur peut être relié au JDB soit par un transformateur en Δ /Y, soit directement.
Dans le 1er cas, les régimes de neutre sont indépendants. L’alternateur est mis à la terre par une résistance élevée, donc Zo est négligeable.
Dans le 2eme cas, ils sont mis à la terre habituellement par une bobine du point neutre représentant une impédance homopolaire élevée vue du JDB.
Impédance
directe :
Schéma
équivalent
Rs : résistance statorique
Rr : réactance rotorique ramenée au stator
Fcem : Force contre électromotrice du moteur
Zd = Impédance interne de la machine à rotor bloqué
In : courant nominal.
Id/In augmente lorsque la puissance de la machine diminue. Ceci est dû en partie à la diminution de l’entrefer.
Par exemple en BT , Id/In
≈ 7.5
en MT
, Id/In ≈ 6
Zd est valable au
démarage. ( <1/2 période).
Ce qui entraîne :
Zi ≈ Impédance interne de la machine rotor bloqué . ≈ Zd
Les régimes du Neutre BT
Les régimes
du neutre différent par la mise à la terre ou non du neutre et le mode de mise
à la terre des masses. Le régime du neutre est identifié par deux lettres .
Première lettre:
Situtation du neutre par rapport à la terre
T:
Liaison directe du Neutre à la terre.
I:
Abscence de liaison du Neutre à la terre, ou liaison par l'intermédiaire d'une
impédance
.
Deuxième lettre:
Situation des Masses de l'installation par rapport à la terre
T:
Liaison des Masses à une prise de Terre distincte.
N:Liaison
des Masses au Neutre.
Les 3
schémas suivants sont utilisés( norme NFC-15100) :
-- Schémas TT: prises de terre de Neutre et de Masses séparées.
-- Schémas TN: mises des Masses au Neutre.
-- Schémas IT: Neutre impédant ou neutre isolé.
Le choix du régime du Neutre d'une installation se fait suivant les critères
suivants :
a) Nature de la
source d'alimentation
Sauf accord du distributeur d’énergie
électrique, le régime TT est imposé à tout utilisateur alimenté par un réseau
de distribution publique.
Pour changer
de régime, il faudra installer après comptage, un transformateur BT/BT.
b) La réglementation
Dans les établissements recevant du public ou
des travailleurs, la réglementation ne reconnaît que le schéma IT pour les
installations de sécurité à source centrale autonome autre qu’en TBT
.(ex : éclairage)
c) les impératifs de l'exploitation
Schéma IT :
--Signalisation au 1er défaut,
--coupure pour défaut double.
En cas de 1er défaut, il y’a
signalisation, puis localisation par le contrôleur permanent d’isolement, et enfin élimination immédiate du défaut. Ce
qui permet la continuité de service.
Par contre,
en cas de défaut d’isolement sur une phase, le danger est augmenté en cas de
contact direct car dans ce cas la tension phase/terre atteint la tension
composée.
En cas de défaut, le limiteur de surtension
est court-circuité par ce dernier. Ce qui fait que toute surtension peut
s’écouler par la terre : ce ui est un danger en cas de contact indirect.
Demande un
service d’entretien qualifié.
Conditions à réaliser :
n Limitation
du courant de premier défaut :
La résistance de la prise de terre globale des masses doit être
telle que :
R x Id ≤ UL
Où Id est le
courant de 1er défaut franc entre un conducteur de phase et une
masse.
UL
= tension limite conventionnelle; 50 volts dans le cas général et
25 volts pour les chantiers et les locaux d’élevage d’animaux.
n Protection
contre les contacts indirects :
*installation d’un contrôleur permanent d’isolement, et signalisation du 1er
défaut d’isolement.
*Un limiteur de surtension
*dispositifs à maximum de courant ou différentiels pour la
coupure au second défaut.
n
Surveillance
permanente de l’isolement :
*Permet la signalisation visuelle ou sonore du 1er
défaut, sa recherche et son élimination rapide.
*Les CPI possèdent une borne réseau sur laquelle sera raccordée
le neutre sans interposition d’aucun appareillage et une borne terre sur
laquelle sera raccordée la plus proche prise de terre.
n Protection
à l’apparition du second défaut:
En cas de défaut
double, sur deux conducteurs actifs, il
y’a circulation d’un courant de défaut
qui n’est limité que par l’impédance de la boucle de double défaut. Dans le cas ou les masses sont interconnectées,
le schéma devient TN.
Dans le cas ou les masses ne sont pas interconnectées, le schéma
devient TT
*Masses
interconnectées : en cas de 2eme défaut, l’un au moins des dispositifs de
protection situés dans la boucle de double défaut doit fonctionner suivant les
modalités suivantes :
Neutre non distribués ( ITSN )
temps de coupure =0.4 s,
Id=0.5U/Zs
Neutre distribués (ITAN)
Temps de coupure =0.8 s, Id=0.5Uo/Zs
Zs étant l’impédance de la boucle de défaut.
ITSN : zs est constitué du conducteur de phase.
ITAN : Zs est constitué du conducteur neutre et du
conducteur de protection du circuit.
Id : Courant assurant le fonctionnement du dispositif de
protection.
Uo : Tension entre phase et neutre.
U : Tension entre phases.
*Masses non interconnectées : elles sont regroupées par groupes, un dispositif à courant différentiel
– résiduel (DR) doit protéger chaque groupe de masses interconnectées.
Les dispositifs DR sont choisis de façon que : I∆n ≤ UL /RA
I∆n : courant différentiel nominal
de fonctionnement
UL :Tension limite conventionnelle pour
l’emplacement considéré.
RA : résistance de mise à la terre des masses.
n Protection
contre les surtensions:
Lorsque l’installation
est alimentée à partir d’un
transformateur HT/BT un limiteur de surtension doit être installé afin
d’écouler directement à la terre les
surtensions provenant d’un contact accidentel HT/BT.
Les limiteurs de surtensions doivent être conformes à la norme NFC 63-150.
| Niveau effectif de protection assuré par un limiteur de surtension: | ||||||
| Tension nominale de l'installation (V) | Limiteur connecté entre neutre et terre | Limiteur connecté entre phase et terre | ||||
| Niveau d'isolement minimal de l'installation (V) | Tension nominale du limiteur (V) | Niveau de protection effectif(V) | Niveau d'isolement minimal de l'installation (V) | Tension nominale du limiteur (V) | Niveau de protection effectif (V) | |
| 127/220 | 1100 | 250 | 900 | 1200 | 250 | 1000 |
| 230/400 | 1200 1650 | 250 440* | 1000 1350 | 1800 | 440 | 1500 |
| 400/690 | 1800 2400 | 440 660* | 1500 2000 | 2800 | 660 | 2300 |
| 580/1000 | 2700 | 660 | 2240 | |||
* Ce type de limieur ne peut être utilisé que si la qualité et le maintien de l'isolement le permettent. | ||||||
Les appareils ayant un faible niveau
d’isolement doivent être alimentés par
un transformateur de séparation. Autrement, en cas de surtension, l’écoulement du
courant qui en résulte se fera à travers de ces appareils, ce qui rendrait le
limiteur inutile.
Le limiteur est raccordé entre le neutre et
la terre pour chaque transformateur d’alimentation par des conducteurs de
protection. Ces derniers doivent être dimensionnés pour supporter l’ensemble des
courants susceptibles de traverser le limiteur après amorçage.
Le limiteur
doit pouvoir s’amorcer avant le parafoudre, s’il y’ en a dans l’installation.
Lorsque le limiteur est raccordé à une prise
de terre distincte, la résistance de la prise de terre du
neutre BT doit être au plus égale à 3.4
Ohms en cas de réseau de distribution publique HT aérien et 1 Ohm en cas de réseau souterrain ou
mixte.
L’installation BT doit être protégée à l’origine par un dispositif de coupure à courant différentiel résiduel.
Schéma
TT :
Des dispositifs différentiels sont installés
en tête d’installation, et aux différents niveaux de manière sélective. Mais
lorsque l’installation est importante, le nombre de niveaux pouvant être
protégés sélectivement qui est en général limité à 3 ne suffit pas.
Schéma
TN :
Les mêmes dispositifs de protection sont utilisés pour la
protection contre les surintensités et les contacts indirects. Un 1er
défaut d’isolement entraînera un court-circuit facile à localiser, mais avec
risque de détérioration du matériel. Nécessite une étude de sélectivité soigneuse
entre les protections. Il existe 03 schémas possibles en TN :
TN-C et TN-S. TN-C : Le conducteur neutre et le conducteur de protection sont
confondus. Ce schéma est autorisé pour les canalisations
fixes de sections > ou = 10 mm² Cu, ou 16 mm² Alu. Il est interdit pour les canalisations mobiles. TN-S :
Les conducteurs
neutre et protection sont séparés, pour les sections < 10mm² CU ou 16 mm²
Alu. La liaison Neutre -PE est réalisée en un seul point à l’origine de
l’installation. TN-C+TN-S :
Le schéma TN-C se
trouve à l’amont du schéma TN-S. Ce qui fait
que la distribution est en TN-C et l’utilisation en TN-S. Condition
à réaliser : n le
transformateur d’alimentation ne doit pas avoir un couplage étoile-étoile(Yy). n Le
conducteur de protection doit être mis à la terre à proximité de chaque transformateur de puissance ou génératrice et doit être relié à autant de prise de terres
que possible. Ces prises de terre doivent être régulièrement réparties. La résistance globale
de mise à la terre doit être aussi faible que possible. n Tout
défaut franc phase-masse provoque la circulation d’un courant de défaut
phase-neutre. Le dispositifs de protection et la section des conducteurs doivent être choisis tels que la coupure soit
effectuée dans un temps au plus de 0.4 s pour une installation 230/400V,
pour assurer une protection contre les contacts indirects . soit : Zs Ia ≤ Uo
Zs : impédance de la boucle de défaut Ia courant assurant le fonctionnement de la protection en un
temps ≤ 0.4s. Uo : tension phase –terre. n Pour
minimiser les risques de défauts francs phase-masse, il faut éviter l’usage des
lignes aériennes non isolées et des câbles sans revêtement métalliques enterrés
à même le sol. Pour plus de détails, voir la norme NFC-15100.
d) des coûts Schéma
IT : Le coût est supérieur à celui d’une
installation en TT ou TN en général, surtout dans le cas de neutre distribué
(ITAN) puisqu’il faut alors le protéger contre les défauts doubles. Schéma TN :
Permet des économies sur le nombre de
conducteur et le nombre de pôles si la section des conducteurs actifs est
supérieure ou égale à 10mm² cuivre ou 16 mm² Alu. (TN-C).
26 août 2009
STABILITE SYNCHRONE
En fonctionnement normal, l’énergie produite
par la centrale ou la génératrice, diminuée des pertes, est égale à l’énergie maximale transmise Pmax.
Il y’a équilibre.
En cas de défaut triphasé sur une ligne, la
protection correspondante doit déconnecter cette dernière. Durant le défaut, la
puissance P’ transmise est maximale, pour
un défaut proche du réseau, et est nulle pour un défaut proche de la
génératrice.
Après l’effacement du défaut, la puissance transmise P’’ est comprise entre 0.5 Pmax et Pmax. Le problème est de maintenir la stabilité synchrone pendant l’effacement du défaut.
Action pour améliorer la stabilité d’un
réseau
Il y ‘ a deux cas :
Ø Améliorer la
stabilité pour un niveau de puissance transférée donné
Ø Ou augmenter la
puissance transférée tout en maintenant une stabilité acquise.
SOLUTIONS :
1/
Plus d’un conducteur par phase diminue la
réactance de la ligne, donc le déphasage entre les deux extrémités de la ligne
et augmente la puissance transférée avec une stabilité constante.
§ Si la réactance
est de 100% avec un conducteur par phase, il est d’environ 80% avec 2
conducteurs, de 70% avec 3 conducteurs par phase et 65 % pour 4 conducteurs.
§ Plusieurs
conducteurs par phase réduits la force du champ électrique à la surface des
conducteurs. Ce qui permet d’avoir une tension plus élevée sans avoir l’effet Corona .
2/
Des capacités en série sur les lignes de
transmission réduisent la réactance entre les stations. Le facteur de
compensation “ c “
est le rapport entre la réactance capacitive des conducteurs et la réactance
inductive de la ligne. La puissance
transférée est doublée pour un facteur de compensation de 30%.
3/
Temps d’ effacement du défaut : un temps
d’effacement du défaut court diminue l’accroissement du déphasage entre les 2
systèmes au point de défaut. L’accroissement du déphasage est proportionnel au carré de ce temps.
4/
Un réenclenchement monophasé permet aux 2
autres phases saines de transférer la puissance même pendant la période morte.
Pour les lignes de longueur supérieures à 350 Km, il est nécessaire
d’introduire 4 réactances pour l’extinction de l’arc secondaire due à la capacité de couplage entre les 2 phases.
5/
Le fait d’augmenter la constante d’inertie du
générateur augmente le temps maximum d’effacement du défaut, étant donné qu’il
est proportionnel au racine carré de la constante d‘inertie. La puissance à
transférer autorisée augmente également pour un temps d’effacement du défaut
constant.
√Cinertie ≡
teff max.
24 août 2009
Protection des condensateurs
Les condensateurs sont
utilisés pour compenser le réseau en énergie réactive, réduire les pertes dans
le réseau, compenser les gros moteurs au démarrage ou compenser la chute de tension.
Cependant la mise sous tension et hors tension
des condensateurs génère des courants transitoires facteurs de surcharges, un
appel de courant élevé ou peut entrer en
résonance avec le réseau s’il comporte des harmoniques, qui à leur tour entraînent une surtension qui va générer une surcharge dans le réseau.
Le problème de la résonance est minimisé par
l’emploi d’inductance en série avec le condensateur, ce qui constitue également
un filtre d’harmonique et permet de réduire le courant appelé à
l’enclenchement.
Une solution contre ces courants transitoires consiste à connecter le condensateur à
l’instant précis ou la tension passe par zéro par l’utilisation de relais de
synchronisation du disjoncteur.
Les condensateurs peuvent être également
commandés et contrôlés par thyristor.
1/ Protection contre les surcharges( Ansi 49 RMC)
et courts-circuits( Ansi 50/51)
Les bancs de condensateurs sont protégés par
des fusibles contre les courts-circuits.
Les courants transitoires
engendrent des surcharges. La protection
contre les surcharges doit être effectuée par un relais de surcharge. Au-delà de 300 Kvar, une protection thermique
est recommandée. Ils peuvent supporter jusqu’à 1.3 fois leur courant nominal,
leur classe de température.
Puisque les condensateurs sont souvent connectés en en série avec les
réactances, il n’est pas possible de détecter une surcharge en mesurant la
tension sur le jeu de barres. Cela est du au fait qu’ un accroissement de la
tension à travers la réactance de même que le courant harmonique, n’ entraînent pas une surtension sur le jeu de barre. Il existe aujourd’hui des relais qui
mesurent le courant dans le banc de condensateurs et le transforme en
tension correspondant aux éléments de capacité.
2/ Protection contre les déséquilibres( Ansi 51C)
Lorsque les bancs de condensateurs sont protégés
par des fusibles, en service normal, quand toutes les unités de capacités sont en bon état, le
courant de déséquilibre est très faible. En cas de défection d’une unité, il
y’a fusion, ce qui provoque un
déséquilibre et une surtension. Le banc de condensateur doit donc être mis hors
service pour remplacer l’unité défectueuse.
Les bancs de condensateurs sont
habituellement montés en double Y avec les neutres connectés. Le courant entre
les deux neutres est supervisé par un relais à max de I de déséquilibre.
Les
capacités sont conçues pour supporter 110% de la tension nominale en
permanence.
3/ Raccordement
Toutes les capacités
doivent être équipés de système de décharge. Lorsqu’elles sont raccordées en
étoile, le neutre ne doit pas être mis directement à la terre. La mise à la
terre à travers un parafoudre est permise.
4/ Capacités series
Elles améliorent la capacité de transfert
d’énergie du réseau et réduisent les
pertes dans les systèmes de transmission. Dans les systèmes de distribution,
ils améliorent la stabilité de la tension du réseau.
Normes : DIN VDE 0560-
part 1/45/410 –-DIN EN 60831-60871 --- DIN VDE 0100/0101/0105.
20 août 2009
Appareillage Haute Tension (HT) et équipement
Pour des installations à haute tension, les
distances phase / terre et entre
phase/phase sont très élevées. ( Exemple : pour Un = 123KV, distance
phase/terre : 1100 mm, distance
phase/phase : 1100 mm selon IEC ). Donc une demande d’espace assez
conséquente. De ce fait, généralement les installations ne pouvaient tenir qu’à
l’extérieur, à partir de 145 KV ceci jusqu’en 1970.
Pour réduire ces distances d’isolement, le gaz
SF6 à haute pression ( 450 à 600 Kpa) a été introduit comme milieu isolant par
les Allemands et Japonais les premiers dans les équipements. Ce qui a
amélioré l’isolement considérablement.
Les GIS venaient de naître. (Gas Insulated Switchgear).
Comparaison
GIS/AIS :
- besoin d’espace faible pour les GIS,
- insensibilité moindre à l’air salin,
le sable et la neige pour les GIS
- sécurité élevée, même en HT, champ
électromagnétique faible (GIS)
- flexibilité ( extension futur) (AIS)
- AIS sont moins chers que les GIS
- Maintenance plus difficile (AIS)
Equipements haute tension :
Les appareillages HT doivent avoir un PDC supérieur ou égal au courant de court-circuit
à l’endroit ou ils sont positionnés dans le réseau,. Ils doivent également le
supporter au moins pendant l’effacement du défaut.
1/ Disjoncteur HT
Son rôle consiste à l’ouverture et fermeture du circuit en fonctionnement
normal et à l’interruption du courant de court-circuit due à des défauts dans
le réseau.(environ 20 ms de temps de coupure pour les disjoncteurs modernes).
Le disjoncteur HT est composé principalement
d’une chambre de coupure et d’une commande mécanique, à ressort, motorisé.
L’énergie est
emmagasinée dans les ressorts de la commande et libérée sur commande pour la
séparation des contacts. L’arc entre les contacts est éteint par projection
d’huile sous pression ou par SF6, cas le plus courant aujourd’hui, même sur les AIS.
Le disjoncteur peut être à commande tripolaire
( dans 90 % des cas ) pour les transfos et transformateur -ou à commande
unipolaire ( 10% des cas), notamment pour les lignes.
Si une phase est en défaut, l’énergie est
transmise aux deux autres phases pendant une courte période. (Unipolaire).
Au-delà de 245 kV, ils sont généralement à commande unipolaire.
L’énergie
emmagasinée doit être suffisante pour un cycle complet de : Overture-fermeture-overture.
(O-C-O).
La chambre de coupure est remplie de gaz SF6
et scellée. Le disjoncteur est muni d’un système de contrôle du gaz. Le pouvoir
de coupure et la tenue diélectrique d’un disjoncteur SF6 dépendent de la
densité du gaz SF6.
Il se monte
généralement en 1 jour.
IEC
60056-60427-60694 / DIN VDE 0670-101à
105/ ANSI C37 04-06-09
C37 010-011-012 .
2/ Interrupteur Sectionneur HT
Ils sont utilisés pour établir et couper le courant de charge nominal , et
, supporter et établir le courant le court-circuit pendant un temps de 1s à 3s, à l’endroit ou ils sont
positionnés et pour le courant nominal correspondant. On les retrouve dans les
AIS jusqu’à 245 KV, et peuvent établir des courants jusqu’à 2000 A.
On les retrouve assez souvent dans les réseaux
de distribution, mais rarement dans les réseaux de transmission.
DIN EN 60 265-1 et 2 / VDE 0670 part 301 and
302 .
3/ Sectionneur HT
Le sectionneur
est utilisé pour l’isolation galvanique d’appareils ou d’installations HT . .. Il peut être utilisé aussi pour
changer la configuration ou le schémas d’une sous-station pour des modalités
opérationnelles (flexibilité etc…) Il a un pouvoir de fermeture (< 0.5A) et
coupure très faible, et ne doit être
manipulé qu’en hors charge. Il est capable de supporter les courants de
courts-circuits pendant un temps très court (1à 3 s). Pour l’isolation d’un
disjoncteur hors tension, par exemple pour la maintenance, un sectionneur doit
être monté des deux côtés
En position
ouverte, leur distance de sectionnement est visible. Il est commandé par un mécanisme
de manoeuvre motorisé tripolaire.
Il peut être livré avec sectionneur de terre.
La fermeture et l’ouverture d’un sectionneur prends plusieurs
secondes.
Les sectionneurs
peuvent être équipé ou non de
sectionneur de mise à la terre. Dans le
cas ou ils en sont équipés, ils sont équipés également de mécanisme de
verrouillage.
Sa périodicité
d’entretien est d’environ 5 ans.
IEC 61128/ DIN EN
60-129/VDE 0670.
4/ Sectionneur de mise à la terre
Il permet la mise à la terre des parties de
réseaux hors tension pour pouvoir travailler dessus ( lignes, câbles, JDB). Le
sectionneur de mise à la terre (MALT) peut être à commande manuelle ou motorisée . Il est également équipé de système de
verrouillage avec l’appareil sur lequel il est monté. Il est conçu pour
supporter les courants de court-circuit pendant une durée de 1 à 3 spour une MALT hors tension.
Pour
une mise à la terre sous-tension, les sectionneurs de MALT doivent posséder
un pouvoir de fermeture sous
court-circuit, pour pouvoir y résister du point de vue électrodynamique et
électrique.
La mise à la terre peu aussi se faire grâce à
une mallette de mise à la terre court-circuiteur pour les installations à
l’extérieur. Pour les installations sous gaz SF6, les appareils en sont directement équipés.
IEC 61128/ DIN EN
60-129/VDE 0670.
5/ Parafoudre
Il protège les sous-stations, les lignes,
transformateurs et autre équipement HT contre les surtensions d’origine
atmosphérique et de manœuvre.
Le principe est de niveler l’onde de la
tension d’arrivée, puis de transformer l’énergie en courant. Quand la tension retourne à sa valeur normale,
le courant est annulé .
Un parafoudre de qualité doit avoir une
tension d’amorçage faible et une tension d’extinction élevée, ce qui veut dire une relation non linéaire entre
le courant et la tension. Les parafoudres modernes à oxyde de zinc ou
métallique ont une courbe U / I extrêmement non linéaire et une grande capacité d’absorption de l’énergie.
La
localisation des parafoudres dans le
réseau joue un rôle important sur la coordination de l’isolation. Ils sont
positionnés de préférence aux bornes des transformateurs, des inductances et à l’arrivée des lignes HT.
IEC
99-4-ANSI/IEEE C 62.11
6/ Les transformateurs de courant et de
tension (TC et TP)
Ils sont utilisés pour l’obtention de signal de protection et de mesure par
la transformation des valeurs élevées de courants et tensions en des valeurs
normalisés mesurables par les appareils. Le circuit primaire HT est isolé du circuit de
mesure secondaire. La précision varie
suivant l’utilisation : mesure ou protection, énergie ou puissance,
appareils de mesure en industries etc… Le TC fonctionne même dans les conditions de court –circuit, tandis
que le TP fonctionne en hors charge.
Les TC doivent supporter le courant de
court-circuit de crête, durant le temps
d ’
effacement du défaut ,
correspondant au relais de secours ayant le temps de fonctionnement programmé le
plus long.
Le TC doit être dimensionné suivant la
puissance des appareils raccordés (charge, précision) au secondaire et le facteur limite de
surcharge, pour éviter des erreurs dues à la saturation. L Le
surdimensionnement est également à éviter.
Les TP sont divisés en TP inductif et
capacitif. Les TP inductifs sont utilisés pour des tensions inférieures à 145
KV, les TP capacitifs au-delà. ( >
145 KV ). En cas d’utilisation de PLC
( Power Line Carrier ) pour la communication
ou la protection, on utilise les TP capacitifs pour toutes les tensions. Pour
des rapports de transformation élevés, le comptage d’énergie en HT, les GIS,
les TP inductifs sont utilisés.
Les TP sont
généralement raccordés entre phase et terre.
DIN VDE 0414-1 et
2 –ANSI/IEEE – Standard C57. 13n IEC 60044.
7/ Line Traps
C’est un réseau d’inductance et de capacité monté sur la ligne de manière à
avoir une impédance élevée, pour faire
passer des signaux de fréquences différentes (filtres), et faible sur le plan électrique . Ce qui permet de
faire passer des signaux de télécommunications sur la ligne d’énergie, entre
centre de contrôle des postes, même en cas de déconnection de la ligne. (télé- conduite).
Ils constituent une barrière pour filtrer les hautes
fréquences hors de la sous-station. L’ensemble « Line Trap » et TP
capacitif constitue un lien PLC. (Power
Line Carrier).
14 août 2009
Protection des inductances Shunt et Series
A/ Inductances shunt
1/ Fonction des inductances Shunt
Elles servent à limiter la surtension
engendrée par la puissance capacitive des lignes HT, dans les réseaux faible,
c'est-à-dire à faible puissance de court-circuit, ou mise sous tension avec une
charge faible ou sans charge.
ΔU % = Qc
*100 / Ssh.c
Avec :
ΔU
% : accroissement de la tension due à la puissance
capacitive générée par la ligne
Qc :
puissance réactive capacitive
générée dans le réseau
Ssh.c :
puissance de court –circuit du
réseau.
Elle servent également à compenser la capacité des lignes
et des réseaux de câbles étendues, qui ont une plus grande capacité par rapport
à la terre, en limitant le transfert d’énergie
réactive dans le réseau, ce qui permet de transmettre plus d’énergie active
sans pour autant augmenter de nouvelles lignes de transmission.
Le couplage capacitif entre les différentes phases des lignes de transmission très longues engendre dans le cas de ré -enclenchement monophasé un courant qui maintient l’arc secondaire. Ce dernier est éteint par une réactance monophasée insérer dans le neutre.
2/Types d’inductances
Elles sont triphasées pour les hautes tensions
et sont monophasées pour les très hautes
tensions, ce qui facilite la gestion des stocks pour la maintenance.
3/ Raccordement
· Dans le cas
d’une régulation de tension et de puissance réactive, l’inductance est raccordée directement sur le jeu de barre
· Si l’inductance est utilisée pour l’extinction de l’arc secondaire dans
le cas de ré - enclenchement monophasé de ligne, elle est connectée directement
à la ligne.
· Elle peut aussi
être raccordée à l’intersection de plusieurs lignes
· Ou à
l’enroulement tertiaire de transformateur ; le raccordement d’une inductance
à travers un transformateur de puissance engendre une chute de tension. Dans ce
cas, un stabilisateur de tension est nécessaire pour les alimentations
auxiliaires. Il faudra également tenir compte de cette chute de tension pour
déterminer la tension nominale de la réactance.
Les inductances sont installées dans les
postes et sous-stations. Le neutre de l’inductance shunt peut être mis
directement à la terre, à travers une réactance ou isolé de la terre.
4/ Mise sous tension et commande
Le disjoncteur de l’ inductance doit être fermé et ouvert à travers
un relais de synchronisation, permettant de déterminer l’instant optimale
(tension entre phase est maximale) pour sa mise sous tension.
Dans le but d’un contrôle continu de la puissance réactive
et d’atténuer la fluctuation de la puissance dans le réseau, les inductances sont
commandées et contrôlées par thyristor. (TCR)
5/ Protection pour réactance shunt directement mise
à la terre
Une protection différentielle de type à haute impédance
est utilisé comme protection principale, à travers des transformateurs de
courant et une protection contre la surcharge doit être utilisée comme
protection de secours.
B/ Inductances
séries
Elles servent à limiter le courant de
court-circuit et réduire la puissance de court-circuit du réseau de manière à l’adapter au pouvoir de coupure de
disjoncteurs ou à la résistance aux courts-circuits des équipements.
12 août 2009
Code Ansi des protections réseaux, Générateurs, Transformateur,Lignes, Sous-Stations
| Protection : Code ANSI | |
| Courant de court-circuit/Maximum de courant phase | 50/51 |
| Courant de court-circuit phase-terre/Défaut à la terre | 50N/51N/50G/51G |
| Défaut à la terre directionnelle | 67N |
| Défaillance disjoncteur | 50BF |
| Maximum de composante inverse ou charge déséquilibrée | 46 |
| Image thermique câble | 49RMS |
| Image thermique machine | 49RMS |
| Image thermique condensateur | 49RMS |
| Déséquilibre gradins de condensateurs | 51C |
| Différentielle de terre restreinte | 64REF |
| Différentielle transformateur | 87T |
| Différentielle machine | 87M |
| Maximum de courant phase directionnelle | 67 |
| Maximum de courant terre directionnelle | 67N/67NC |
| Maximum de puissance active directionnelle | 32P |
| Maximum de puissance réactive directionnelle | 32Q |
| Minimum de puissance active directionnelle | 37P |
| Sous-charge ou minimum de courant phase | 37 |
| Démarrage trop long, blocage rotor | 48/51LR /14 |
| Limitation du nombre de démarrages | 66 |
| Perte d'excitation (minimum d'impédance) | 40 |
| Perte de synchronisme | 78PS |
| Maximum de vitesse | 12 |
| Minimum de vitesse | 14 |
| Maximum de courant à retenue de tension | 50V/51V |
| Minimum d'impédance | 21B |
| Mise sous tension accidentelle | 50/27 |
| Minimum de tension résiduelle harmonique 3 | 27TN/64G2 |
| 100% masse stator | 64G |
| Surfluxage (V / Hz) | 24 |
| Sous- tension (L-L ou L-N) | 27 |
| Minimum de tension directe | 27D |
| Minimum de tension rémanente | 27R |
| Surtension (L-L ou L-N) | 59 |
| Maximum de tension résiduelle ou surtension homopolaire | 59N |
| Maximum de tension inverse | 47 |
| Maximum de fréquence | 81H |
| Minimum de fréquence | 81L |
| Dérivée de fréquence | 81R |
| Réenclenchement RA | 79 |
| Protection de distance | 21 |
| Thermostat / Buchholz | 26/63 |
| Surveillance température | 38/49T |
| Contrôle de synchronisme | 25 |
| Contrôle du facteur de puissance | 55 |
| Commande de disjoncteur / contateur | 94/69 |
| Commande gradins de condensateurs | |
| Sélectivité logique | 68 |
| Accrochage / acquittement | 86 |
| Signalisation | 30 |
| Surveillance TC / TP | 60/60FL |
| Surveillance circuit de déclenchement | 74 |
03 juin 2009
TR Ciel : Progiciel de calcul d'installations électriques Basse Tension
Résumé des fonctions et caractéristiques
1/ Principe:
Le principe de TR-Ciel est de dessiner le
synoptique de l’installation. Le calcul se fait après automatiquement ou en
mode assisté par le logiciel suivant les hypothèses de dimensionnement.
Il permet aussi de
faire :
*le bilan de puissance
*il fait les vérifications et
met en évidence graphique les anomalies et les paramètres invalides.
*possibilité de navigation
permettant l’accès direct sur le circuit ou l’élément qu’on veut atteindre
2/ Caractéristiques et fonctions:
· interface graphique : riche, multi- documents, avec grille activable permettant
la saisie du synoptique par glisser - déposer des symboles disposants de points
de connexion intelligents. Niveau de zoom quasi infini. Commande annuler –
rétablir facilitant la saisie. Raccourci
clavier. Possibilités d’afficher les résultats directement sur le synoptique .
Repérage manuel ou automatique.
· Symboles :
Toutes les sources, tous types de canalisations, récepteurs : éclairage,
prises, force motrice, charges résistives. Bases de données multi -constructeurs
permettant de choisir en même temps la référence constructeur suivant le
dimensionnement.
La mise à jour de cette base de données
se fait continuellement à travers le contrat d’assistance évolution CAE
· Notes de calculs : permettent de produire les documents nécessaires aux
contrôles réglementaires et les documents de production pour l’installation.
Visualisation rapide et affichage immédiat des résultats quelque soit le nombre
de pages : schémas, note de calculs, carnet de câbles sont imprimables.
· Possibilités d’export : export du schémas vers Autocad, export de la
note de calcul au format access, au format xml, export du schéma unifilaire
vers le logiciel de schématique électrique Trace Elec Pro.
· Méthodes de calcul : méthodes basées sur le guide UTE C 15100, en
respectant la normes NFC 15 100 pour la France, guide Européen Cenelec, et
normes RGIE pour la Belgique.
· Aide au calcul HT : le calcul de la puissance effective aux bornes du
transformateur et des liaisons HT internes de l’installation se font suivant les normes NFC 13-100 et
13-200, permettant le contrôle des
contraintes thermiques des câbles HT .
· TR-Ciel
permet de travailler dans un contexte international en intégrant les normes et
réglementations internationales, la langue d’utilisation du logiciel, et la
langue d’éditons des notes de calculs.
· Les plans types : il est possible de mettre en bibliothèque des plans
types, avec possibilités de les organiser en familles ou par type de
constructeur.
· Configuration : On peut définir par défauts les
caractéristiques d’une installation, par exemple, en fonction du client ou du
type de l’installation. Toutes ces configurations sont enregistrées et à chaque
nouvelle conception, l’utilisateur
choisi la configuration par défaut nécessaire pour optimiser la saisie.
· La saisie des paramètres : Pour saisir
les caractéristiques électriques des éléments, il suffit de cliquer sur le
symbole de l’élément et la boîte de dialogue apparaît. Chaque constituant est
mis en onglet permettant une navigation aisée.
On peut également saisir les données dans la
boîte de dialogue de l’explorateur dans l‘onglet propriété. Il est possible
aussi de sélectionner plusieurs composant identiques pour saisir un
caractéristique commune en une seule fois.
Les paramètres invalides et anomalies
sont signalés en rouge en bas de la fenêtre de dialogue, de même que des
suggestions.
· Les modes de fonctionnement : On peut définir différents mode de fonctionnement avec
plusieurs sources pour différents scénarios de fonctionnement : normal,
secours, délestage, sur onduleur etc…pour une même installation, en ouvrant ou
fermant les protections. Tr ciel fera la
vérification et le calcul de l’installation pour chaque mode, ce qui constitue un
gain de temps considérable.
· Les calculs : Le calcul peut se faire en mode manuel et en temps réel ou en mode automatique avec des hypothèses de
dimensionnement : chute de tension maximale admissible, contraintes sur
les conducteurs, neutre et PE. L’utilisateur saisit les longueurs de câbles et
TR- Ciel calcule toute l’installation pour tous les cas de fonctionnement.
· Les onduleurs : TR ciel peut modéliser tout type d’installations secourues : sur
batteries, by-pass automatique ou manuel, ce qui permet de réaliser diverses simulations de perte de réseau, ou de
maintenance de l’onduleur.
· Le bilan de puissance : La charge est définie soit de manière globale,
ou par récepteur permettant ainsi de définir les différentes sources de
l’installation, en tenant compte du
facteur de puissance, du coefficient de simultanéité, du coefficient
d’extension prévisible, de la polarité. Un diagramme permet de voir
l’équilibrage de la charge sur les 3 phases.
· Les données constructeurs : TR Ciel comprend la base de données de plusieurs
constructeurs (ABB,Merlin Gérin, Leoroy somer Schneider, nexans, prysman etc…)
· Régulation du facteur de puissance : TR Ciel permet la détermination des batteries de
condensateurs permettant d’obtenir le cosinus phi choisi.
· Sélectivité et filiation : La sélectivité
est la coordination (totale ou partielle ) des dispositifs de coupure automatique, de telle sorte qu’un défaut
survenant en un point quelconque d’une installation, soit éliminé par le
disjoncteur placé immédiatement en amont de ce défaut et par lui seul.
Les tableaux de sélectivité fournis par les fabricants sont pris en compte par TR-Ciel et la sélectivité est prise en compte dès l’élaboration du synoptique et du choix de l’équipement
24 mars 2009
Conséquences des défauts électriques
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Elles sont principalement :
--Chutes de
tensions
--Surtensions temporaires
--Tensions de contacts
--Surtensions de manœuvre
1/Chutes de tension :
Un défaut a pour conséquences une tension faible, c'est-à-dire, inférieure à la tension minimale admissible en régime normal ou exceptionnel. Ce qui entraîne :
· l’ouverture des contacteurs qui peuvent ne pas se refermer après l’ élimination des défauts.
· Un ralentissement ou arrêt des moteurs asynchrones
· Perte de synchronisme des machines synchrones
· Fonctionnement anormal des équipements électroniques de puissance
Ralentissement ou arrêt des moteurs asynchrones :
Ce ralentissement ou arrêt des moteurs est du à une chute de tension importante. En effet
le couple moteur des moteurs asynchrones est proportionnel au carré de la tension.
Une autre cause de la chute de tension est due au courant appelé au re-démarrage par les moteurs: après élimination du défaut, l’impédance interne des moteurs tombent à leur valeur à l’arrêt, et on se retrouve dans les conditions initiales de démarrage. Cette chute de tension
va empêcher la ré- accélération du moteur. Ces appels de courants importants vont engendrer une série de ‘ouverture -fermeture- ouverture’ des contacteurs en cas de présence de plusieurs moteurs. Pour éviter ce phénomène qui risque d’avarier les équipements, le délestage des moteurs non prioritaires s’impose.
Pertes de synchronisme des machines synchrones :
Dans les installations comportant des machines synchrones (groupes électrogènes ou moteurs) la présence de défaut dans le réseau peut provoquer des modifications d’angle importants des machines, par la perturbation des échanges de puissance active, pouvant compromettre le synchronisme entre machines après élimination du défaut.
Les moyens de conserver la stabilité synchrone sont :
-l’élimination rapide des défauts
-l’îlotage en un temps suffisamment court.
Fonctionnement anormal des équipements électroniques de puissance
Pendant le défaut la tension servant de référence à certains équipements électroniques disparaît. Le problème de la ré- initialisation des processus industriels se pose alors avec le rétablissement de la tension.
2/Surtensions temporaires
Pendant le défaut, la tension phase/neutre ne change généralement pas. La tension phase/phase diminue pour les défauts biphasé et triphasé. Dans le cas de défaut monophasé à la terre, la tension phase/terre peut être supérieure à la tension simple et atteindre par exemple la valeur de la tension composée, en cas de neutre isolé. Le matériel doit être dimensionné di- électriquement en conséquence.
3/Tension de contact
En cas de défaut phase/masse, il apparaît une tension de contact entre la masse et la terre due au courant circulant dans le conducteur de terre de la masse. La valeur de cette tension de contact est limitée, suivant le lieu par la norme NFC 15-100, pour la sécurité des personnes.(25V ou 50V).
4/Surtensions de manoeuvre
Pour éliminer un défaut, il faut couper le circuit concerné grâce à des disjoncteurs. Cette coupure est généralement source de surtension . Malgré l’amélioration de la technologie de ces derniers, les surtensions de manœuvre atteignent 2 à 3 fois la tension nominale. Ceci est du au caractère généralement selfique des circuits coupés.
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12 février 2009
Exemple de Schémas faits avec Trace Elec Pro
Formation de Tranche: Manque de Tension
Protection depart condensateur MT 30KV
Schéma de démarrage moteur par auto-transformateur : puissance
Schéma de démarrage moteur par auto-transformateur : commande
17 octobre 2008
liste de normes
| Liste de normes selon UTE (Union Technique de l'Electricité) | ||||
| NF C 11-200 | Travaux d'électrification rurale | |||
| NF C 03-150 | Schémas des installations électriques | |||
| UTE C 12-100 | Textes officiels relatifs à la protection des travailleurs dans | |||
| les établissements qui mettent en oeuvre des courants électriques | ||||
| NF C 13-100 | Postes d'abonnés établis à l'intérieur d'un bâtiment et raccordés à un | |||
| réseau de distribution de 2éme catégorie. | ||||
| NF C 13-200 | Postes de transformation privés établis à l'intérieur d'un bâtiment. | |||
| NF C 14-100 | Installations de branchement de 1ere catégorie (comprises entre le | |||
| réseau de distribution et l'origine des installations intérieures.) | ||||
| NF C 15-100 | Installations électriques de 1ere catégorie .(Installations intérieures | |||
| alimentées sous une tension de 1ere catégorie.) | ||||
| UTE C 18-510 | Recueil d'instructions Générales de sécurité d'ordre électrique | |||
25 septembre 2008
Classement des installations en fonction des tensions
| Domaines | TBT | BTA | BTB | HTA | HTB |
| Alternatif | ≤ 50V | 50 < U ≤ 500V | 500< U ≤ 1000V | 1000< U ≤ 50000V | >50000V |
| Continu | ≤ 120V | 120 < U ≤ 750V | 750 < U ≤ 1500V | 1500 < U ≤ 75000V | >75000V |
| U: la plus grande des tensions nominales existant en régime normal entre deux quelconques | |||||
| de leurs conducteurs, ou entre l'un deux et la terre.Ne doit pas excéder la tension nominale de 10%. | |||||
| 1ere Catégorie: moins de 1000 Volts | |||
| 2eme Catégorie: de 1000 à 50000 Volts | |||
| 3eme Catégorie: plus de 50000 Volts |
31 juillet 2008
Poste Haute Tension avec comptage en Haute Tension (HT)
26 juillet 2008
Poste Haute Tension avec comptage en Basse Tension (BT)
25 juillet 2008
Définitions:
Courant électrique ou électricité:c'est un mouvement d'ensemble de particules porteuses de charges électriques. Ces particules sont des électrons libres dans les conducteurs métalliques et des ions positifs et négatifs dans les électrolytes.
Les mouvements d'ensemble des électrons dans les conducteurs métaliques et des ions dans les électrolytes se produisent sous l'action d'un champ électrique, lié à la différence de potentiel qu'un générateur ou une source maintient entre ses pôles.
Courant Continu(c.c):courant électrique qui idéalement est unidirecrtionnel et d'intensité constante.
Courant alternatif sinusoidal(c.a):courant électrique qui change constamment d'intensité et de sens
