Cahier des charges général postes HTB

CENTRE NATIONAL D'EXPERTISE RÉSEAUX

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Gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité

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CAHIER DES CHARGES GENERAL POSTES HTB (Domaine Contrôle Commande)

( CCG - CC ) 57 Pages 0 annexes

Résumé : Ce document constitue le Cahier des Charges Général des postes électriques HTB (domaine Contrôle Commande). Il concerne les installations de contrôle commande des ouvrages HTB destinées à être raccordées au Réseau Public de Transport d'Electricité (RPT).

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Copyright RTE. Ce document est la propriété de RTE. Toute communication, reproduction, publication même partielle est interdite sauf autorisation écrite du Gestionnaire du Réseau de Transport d'Electricité (RTE)

SOMMAIRE

1. Présentation du CCG - CC...............................................................................................4

1.1 Objet .........................................................................................................................4 1.2 Positionnement .........................................................................................................4 1.3 Structure ...................................................................................................................5

2. Plan de protection ............................................................................................................6 2.1 Généralités ...............................................................................................................6

2.1.1 Nécessités de plans de protection .............................................................6 2 . 1 . 2 P r o t e c t i o n d e s l i a i s o n s d u r é s e a u d e t r a n s p o r t c o n t r e l e s d é f a u t s d ’ i s o l e m e n t ...............................................................................................8 2 . 1 . 3 P r o t e c t i o n d e s b a n c s d e t r a n s f o r m a t i o n ...................................12 2.1.4 Protection des jeux de barres des postes du réseau de transport .14

2.2 Cahier des charges fonctionnel ..............................................................................16 2.2.1 Généralités .....................................................................................................16 2.2.2 Trame d’un CDC.............................................................................................16 2.2.3 Glossaire Plans de Protections.......................................................................22

3. Dispositions matérielles..................................................................................................24 3.1 Généralités .............................................................................................................24 3.2 Définition des installations à basse tension............................................................24

3.2.1 Définitions .......................................................................................................24 3.3 Tranches contrôle ...................................................................................................25

3.3.1 Armoires .........................................................................................................25 3.3.2 Alimentations en courant continu....................................................................28 3.3.3 Réducteurs de mesure ...................................................................................30 3.3.4 Protections, automates et relayages ..............................................................31

3.4 Equipements de contrôle-commande dédiés à l’exploitation..................................33 3.5 Equipements TCM..................................................................................................33

3.5.1 Site du client ...................................................................................................33 3.5.2 Local d’accueil des matériels TCM .................................................................34 3.5.3 Alimentation ....................................................................................................35

3.6 Dispositions matérielles particulières......................................................................36 3.6.1 Principes applicables ......................................................................................36 3.6.2 Cas général : liaison de raccordement à deux disjoncteurs ...........................37 3.6.3 Cas particulier : liaison de raccordement « producteur » à un disjoncteur .....38

4. Principales références normatives .................................................................................41

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5. Réalisations préconisées par RTE .................................................................................43 5.1 Généralités .............................................................................................................43

5.1.1 Conception générale du système de protection .............................................43 5.1.2 Défaillance d'un équipement de protection.....................................................43 5.1.3 Défaillance d’un disjoncteur............................................................................43 5.1.4 Points particuliers ...........................................................................................44

5.2 Lignes aériennes 400 kV ........................................................................................45 5.2.1 Protections principales....................................................................................45 5.2.2 Protections contre les défauts résistants ........................................................45 5.2.3 Systèmes de protection ..................................................................................45 5.2.4 Moyens de télécommunications .....................................................................47 5.2.5 Automates de reprise de service ....................................................................49

5.3 Lignes aériennes 225 kV réseau non proche .........................................................49 5.4 Lignes aériennes 225 kV réseau proche ................................................................50 5.5 Lignes aériennes niveau HTB1...............................................................................50 5.6 Lignes aériennes à 3 extrémités 400 kV.................................................................51 5.7 Lignes aériennes à 3 extrémités 225 kV.................................................................51

5.7.1 Cas d'un poste passif ou faiblement actif .......................................................51 5.7.2 Cas général des piquages en réseau maillé...................................................53 5.7.3 Protection des piquages proches ...................................................................53

5.8 Lignes aériennes à 3 extrémités HTB1...................................................................54 5.8.1 Cas d'un poste passif ou faiblement actif .......................................................54 5.8.2 Cas général des piquages en réseau maillé...................................................54

5.9 Protections des liaisons Centrale-Poste .................................................................54 5.9.1 Groupes thermiques .......................................................................................54 5.9.2 Groupes hydrauliques.....................................................................................55

5.10 Cas général protection des antennes.....................................................................56 5.10.1 Antenne 400 kV liaison à 2 disjoncteurs.........................................................56 5.10.2 Antenne 225 kV liaison à 2 disjoncteurs.........................................................56 5.10.3 Antenne 225 kV liaison à 1 disjoncteur...........................................................56 5.10.4 Antenne HTB1 liaison à 2 disjoncteurs...........................................................57 5.10.5 Antenne HTB1 liaison à 1 disjoncteur.............................................................57

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1. Présentation du CCG - CC

1.1 Objet

Le présent Cahier des Charges Général Postes HTB (domaine Contrôle-Commande), désigné par la suite CCG – CC , indique les prescriptions minimales à respecter pour la mise en œuvre des installations de contrôle-commande des ouvrages de raccordement au Réseau Public de Transport (RPT) de tension supérieure ou égale à 63 kV.

Il fixe les bases théoriques de conception et les règles de réalisation du contrôle-commande , dans le but d’assurer :

• la sécurité des personnes et des installations,

• la sûreté du système électrique,

• la disponibilité et la fiabilité du réseau de transport,

• la qualité de service,

• l'interopérabilité des installations

• la facilité d’exploitation et de maintenance.

Le CCG - CC rappelle, en outre :

• Les lois, les principaux décrets, arrêtés nationaux,

• les normes internationales ou nationales lorsqu'elles existent,

• les règles établies par des organismes divers auxquels doivent répondre les différentes parties des ouvrages,

• les spécifications d'entreprises,

• les contraintes techniques pour satisfaire les besoins d'exploitation,

L’absence d’une référence ne dispense pas l’utilisateur de respecter les règlements et normes en vigueur. Ce Cahier des Charges Général a vocation a être complété par un Cahier des Clauses Techniques Particulières spécifique à chaque ouvrage devant être raccordé au Réseau Public de Transport d'Electricité.

1.2 Positionnement

L’objet de ce paragraphe est de positionner le CCG – CC par rapport au référentiel réglementaire concernant la conception et la réalisation des installations de contrôle-commande des ouvrages de raccordement au RPT.

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Figure 1 : référentiel du CCG-CC

1.3 Structure Le CCG – CC s’organise en cinq parties : - la présente partie 1 « Présentation du CCG – CC » - la partie 2 « Plan de protection » explique les besoins génériques des plans de protection RTE

en vigueur à la date de parution du document ( § 2.1 ) et traduit ensuite ces principes généraux en éléments de cahier des charges ( § 2.2 ). Il est à noter que ces plans de protection sont susceptibles d’évoluer en fonction de nouvelles orientations techniques, technologiques ou fonctionnelles que pourrait prendre RTE dans ce domaine.

- La partie 3 « Dispositions matérielles » décrit les dispositions génériques applicables à tous les

raccordements ( § 3.1 à 3.5 ) et précise ensuite les spécificités à prendre en compte selon le type de raccordement ( § 3.6 ).

- La partie 4 « Principales références normatives » recense les principales normes applicables

(liste non exhaustive). - La partie 5 « Réalisations préconisées par RTE » précise à titre d’exemples des réalisations

types préconisées par RTE.

Arrêté Technique

en vigueur

Lois, décrets et

arrêtés

ministériels

UTE C18-510

Exigences

complémentaires liées

au raccordement au

RPT (sécurité, sûreté,

qualité de fourniture …)

Référence aux normes

AFNOR, CEN, ISO

UTE, CENELEC, CEI

CCG-CC

Postes HTB (Domaine

Contrôle-Commande)

Cahier des Clauses

Techniques Particulières

(propre à un ouvrage donné)

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2. Plan de protection

2.1 Généralités

Avertissement : ce chapitre se réfère aux plans de protections RTE en vigueur à la date de parution du document. Ces plans de protection sont susceptibles d’évoluer en fonction de nouvelles orientations techniques, technologiques ou fonctionnelles que pourrait prendre RTE dans ce domaine.

2.1.1 Nécessités de plans de protection

2.1.1.1 Origine et nature des défauts

Les ouvrages de transport d'électricité (lignes, câbles, postes) peuvent être affectés au cours de leur fonctionnement d’un certain nombre de défauts d’isolement. On classe habituellement les causes de défauts en deux catégories : origine externe et origine interne.

Dans le premier cas, i l s'agit des causes naturelles ou accidentelles indépendantes du réseau. On distingue deux grands types de causes externes :

les perturbations météorologiques (orage, brouillard, givre, vent, …), qui sont la principale cause de défaut sur les lignes aériennes ;

les causes diverses et accidentelles : amorçages avec des corps étrangers (branches, oiseaux…), amorçages avec divers engins (grues, engins de terrassement, …), pollution.

Dans le second cas, au contraire, les défauts ont pour origine le réseau lui-même. Les causes internes sont principalement les avaries de matériels (lignes, câbles, transformateurs, réducteurs de mesures, disjoncteurs, ...) engendrées par des ruptures mécaniques ou le vieillissement des isolants, et les manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défaillance humaine ou matérielle.

Un défaut a pour conséquence, dans la très grande majorité des cas, l'apparition d'un courant de court-circuit qui doit être éliminé par la mise hors tension de l'ouvrage en défaut. De ce fait, les défauts qui affectent les différents composants du réseau constituent, vis-à-vis de la clientèle, la principale cause d'interruption de fourniture d'énergie électrique.

Quelle qu’en soit la cause, un défaut peut être de deux natures différentes : i l est dit fugitif si, après un isolement de courte durée, l’ouvrage concerné peut être remis sous tension (contournement d'une chaîne d'isolateurs dû à une surtension atmosphérique, par exemple). Il est dit permanent lorsqu’il s’accompagne d’une avarie (ou d’une présomption d’avarie) de matériel nécessitant une intervention pour réparation ou contrôle avant remise en service de l’ouvrage.

Les ouvrages de transport subissent de l’ordre de 10 000 à 12 000 courts-circuits par an, dus très majoritairement aux conditions météorologiques : environ 60 % pour la foudre et un peu plus de 20 % pour le givre, la neige collante, la pluie, le vent, la pollution saline, …). Les avaries de matériels interviennent à hauteur de 2 %, le reste étant dû à des causes diverses (contacts avec la végétation et les animaux, incidents dont l’origine est chez les utilisateurs, actes de malveillance, aléas de cause inconnue).

Au delà des causes météorologiques, le nombre de courts-circuits aux 100 km d’ouvrages par an est étroitement lié au niveau de tension : de l’ordre de 2-3 en 400 kV, 7-8 en 225 kV, 9-12 en 90 kV et 15-20 en 63 kV.

2.1.1.2 Courants de court-circuit

Les courants de court-circuit engendrés par les défauts perturbent le bon fonctionnement du Système. Ils provoquent en effet :

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• des chutes de tension (creux de tension) sur le réseau, dont l’amplitude et la durée sont fonction de la forme -monophasée ou polyphasée- des défauts, de leur emplacement, ainsi que des temps d’élimination ;

• des contraintes d’échauffement et des efforts électrodynamiques au niveau des matériels qui peuvent avoir des effets destructeurs si les limites de tenue du matériel sont dépassées ;

• des contraintes dynamiques (en particulier, d’accélération) au niveau des groupes de production.

Vis-à-vis de ces différentes contraintes, la durée des défauts est déterminante et les temps d’élimination doivent être parfaitement maîtrisés.

2.1.1.3 Élimination des défauts

Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage du réseau, i l faut mettre l'ouvrage concerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au reste du réseau. Les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenchement des appareils HTB concernés sont assurées par des dispositifs particuliers : les protections contre les défauts.

La fonction de protection est une des fonctions les plus critiques pour la sûreté du Système.

On attend des protections un fonctionnement sûr (pas de défaillance ni d’intempestif), sélectif (déclenchement des seuls disjoncteurs nécessaires à l'élimination du défaut) et rapide (pour minimiser les contraintes sur le matériel et préserver la stabilité des groupes de production).

Comme indiqué sur le schéma ci-dessus, les ouvertures sont limitées

aux deux disjoncteurs de la ligne en défaut : l’élimination est dite "sélective".

L'ensemble des protections d'un réseau constitue un "système de protection". Les systèmes de protection se déclinent en différents paliers techniques : Plan 75, Plan 83, Plan 86. Chaque système doit être tel, qu'en cas de défaillance d'une protection ou d'un disjoncteur, un secours soit toujours assuré ; ce secours peut être réalisé soit localement (par exemple, par doublement des protections, …), soit à distance par les protections des autres ouvrages du réseau. Le secours sera plus ou moins performant (en sélectivité, en rapidité, …) suivant la nature du réseau concerné : réseaux d'interconnexion, réseaux de répartition, ...

Exemple d’élimination en secours : cas d’un secours éloigné ;

on notera la perte de sélectivité avec ce type de secours.

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Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexe que celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligne d'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau.

En 400 kV, il est nécessaire d'éliminer les défauts en un temps très court pour ne pas compromettre la stabilité des groupes. Le système de protection fait appel à des protections électroniques ou numériques associées à des asservissements entre postes (accélération de stade, par exemple). Les temps limites d'élimination des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (50 ms), sont de l'ordre de :

• défauts lignes : 70 à 110 ms,

• défauts barres : 75 ms pour les protections différentielles de barres.

• défauts avec défaillance d'un disjoncteur : 190 à 270 ms.

En 225 kV, les équipements de protections électromécaniques tendent à disparaître au profit de l'électronique dans le cadre des programmes de renouvellement, que cela soit au titre des contraintes de stabilité (postes proches des groupes) ou au titre de la vétusté. L'utilisation d'asservissements entre postes (téléactions, ...), nécessaires dans le cas des postes proches, tend à se développer pour les autres installations (prise en compte de contraintes de qualité de fourniture). Les temps maximaux d’élimination des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (70 ms), sont de l’ordre de :

• défauts lignes : 120 à 150 ms pour les "postes proches", 140 à 800 ms en général pour les autres postes (< 250 ms si téléactions),

• défauts barres : 95 ms pour les "postes proches", de 600 à 800 ms pour les autres.

En HTB1, les systèmes de protection font encore largement appel à l’électromécanique ; les programmes de renouvellement conduisent à leur remplacement par des matériels de nouvelle technologie au titre de la qualité de fourniture ou au titre de la vétusté. En zone sensible, des asservissements entre postes (téléactions) peuvent être utilisés. Les temps d’élimination sont du même ordre de grandeur que ceux adoptés en 225 kV pour les "postes non proches".

2.1.2 P r o t e c t i o n d e s l i a i s o n s d u r é s e a u d e t r a n s p o r t c o n t r e l e s d é f a u t s d ’ i s o l e m e n t

Compte tenu des schémas d’exploitation des réseaux de transport à haute et très haute tension, on ne peut se contenter d’utiliser de simples relais d’intensité, tels ceux employés sur les réseaux radiaux. Le maillage du réseau impose un système de protection plus sophistiqué pour tenir compte des différents apports au défaut. Schématiquement, le principe en est le suivant :

Toutes les protections détectent et localisent le défaut :

• les PXA et PXC localisent le défaut "extérieur" à l’ouvrage qu’elles protègent et n’ordonnent pas immédiatement le déclenchement ;

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• les PXB localisent le défaut sur l’ouvrage qu’elles protègent et ordonnent l’ouverture des extrémités de la ligne B.

Pour les lignes du réseau de transport, le système de protection répond à la triple exigence de sûreté de fonctionnement, sélectivité et rapidité. Cela suppose la redondance matérielle, voire la complémentarité fonctionnelle, des équipements utilisés au niveau de chaque départ (critère de sûreté de fonctionnement) et, selon le besoin, la mise en œuvre d'un système d'échange d’informations entre les protections des deux extrémités de l'ouvrage (critères de rapidité et de sélectivité) ; on parle, dans ce dernier cas, de téléprotection.

On distingue deux grands types de protections :

• les protections utilisant des critères locaux élaborés à partir de la mesure des courants et / ou tensions au niveau de chaque départ : ce sont les protections de distance qui permettent de situer l'emplacement du défaut par mesure de l'impédance à partir des réducteurs de mesure du départ, qui déterminent l’emplacement des défauts et délivrent en conséquence ordres de déclenchement et téléactions ;

• les protections utilisant comme critère la comparaison de grandeurs électriques aux extrémités de l'ouvrage : les deux principales sont les protections différentielles de ligne (différence de courant) et les protections à comparaison de phases (écart de phase tension/courant).

2.1.2.1 Principe d'une protection de distance. Avantages et inconvénients

Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous : d’une part, pour les défauts entre phases et, d’autre part, pour les défauts phase-terre.

La localisation du défaut est réalisée au niveau de la protection par deux mesures de distance : la première couvre généralement 80 % de la longueur de la ligne, la seconde 120 %.

• La première, compte tenu des erreurs propres de mesure et des imprécisions de la connaissance des caractéristiques de l'ouvrage, permet d'identifier le défaut de façon sûre sur l'ouvrage et de procéder au déclenchement immédiat. Le défaut est alors dit en "zone 1" et éliminé en "1er stade".

• La seconde permet de couvrir le reste de l'ouvrage, mais a une portée qui va au-delà des barres du poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, les départs qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour être sélectif vis-à-vis des défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éliminés par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et éliminé en "2ème stade".

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Le schéma ci-dessous résume, dans le sens A vers B, cette façon de procéder (dans l’autre sens, les principes de fonctionnement sont les mêmes).

• A v a n t a g e s : Cette protection détecte les défauts au-delà de l'ouvrage concerné et présente ainsi l'avantage d'assurer des déclenchements en secours pour des défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défauts lignes mal éliminés par suite d'une défaillance de disjoncteur ou de protection). On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné".

• I n c o n v é n i e n t s : Elle est en revanche relativement lente en 2ème stade. Cet inconvénient peut être réduit en ayant recours à des échanges d’information entre extrémités de l'ouvrage au moyen de systèmes de télétransmission ; on parle alors d'accélération de stade.

De plus, pour les liaisons courtes, la différenciation entre zones 1 et 2 atteint ses limites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recours au mode d'asservissement particulier dit à verrouillage.

2.1.2.2 Principe des protections différentielle et à comparaison de phase - Avantages et inconvénients

La protection différentielle de ligne (schéma de gauche) calcule l’écart entre les valeurs de courant mesurées aux deux extrémités de la ligne et le compare à un seuil prédéfini. En cas de dépassement, il y a déclenchement.

La protection à comparaison de phase (schéma de droite) fonctionne sur le même principe mais la détection porte sur l’écart de phase entre tension et courant aux deux extrémités de la ligne.

• Avantages : Outre leur insensibilité aux courants de transit, ces protections présentent

l'avantage d'une meilleure sélection de la (ou des) phase(s) en défaut, en particulier sur les files de lignes à deux circuits (cas de défauts affectant simultanément les deux circuits). De plus, la protection différentielle permet une protection efficace des lignes comportant des piquages.

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• Inconvénients : Par principe, ces protections sont insensibles aux défauts extérieurs et ne peuvent assurer le "secours éloigné". Aussi, doivent-elles être associées obligatoirement à une protection de distance.

Par ailleurs, elles nécessitent des circuits de transmission spécifiques à hautes performances, notamment en terme de disponibilité (qui peuvent eux-mêmes constituer un mode commun entre plusieurs ouvrages). Le coût qui en résulte limite son emploi au réseau 400 kV et aux liaisons souterraines.

2.1.2.3 Limites d'emploi de ces protections

Le domaine d'action des protections de distance, des protections différentielles ou à comparaison de phase est limité à l'élimination des défauts peu résistants (résistance de défaut inférieure à 30 Ohms). Pour l'élimination des défauts résistants, on utilise des protections spécifiques dont le principe est la mesure de la puissance homopolaire. Ces protections présentent l'inconvénient d'être lentes, ce qui est admissible car ce type de défauts est moins contraignant.

2.1.2.4 Types d'équipements et performances pour les différents niveaux de tension

Le tableau ci-dessous précise, pour les cas courants, les matériels utilisés ainsi que les performances moyennes (temps de fonctionnement des disjoncteurs compris).

Il indique le mode de redondance retenu de façon à assurer la sûreté de fonctionnement. La protection contre les défauts résistants n'est pas mentionnée, mais est prévue de façon systématique.

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2.1.3 P r o t e c t i o n d e s b a n c s d e t r a n s f o r m a t i o n

Schématiquement, un banc de transformation THT/HT comporte :

l e t r a n s f o r m a t e u r lui-même et ses équipements associés :

• le changeur de prise en charge ( C P E C ) ,

• le transformateur de point neutre ( T P N ) , permettant de recréer un point neutre HT en cas de couplage étoile-triangle,

• la réactance de mise à la terre ( R P N ) du point neutre THT ou du point neutre HT,

• le transformateur de services auxiliaires (TSA), alimentant les auxiliaires du poste. Il est raccordé, soit au tertiaire du transformateur, soit au secondaire du TPN (transformateur étoile-triangle),

la liaison primaire, située entre le disjoncteur côté primaire (THT) et le transformateur,

la liaison secondaire, comprise entre le secondaire du transformateur et les réducteurs de mesure installés côté HT.

La protection du banc de transformation fait l’objet de dispositions spécifiques coordonnées avec la protection des lignes et des jeux de barres des postes. Elle se décompose selon les trois sous-ensembles suivants.

2.1.3.1 Protection du transformateur et des équipements associés

La protection du transformateur est assurée selon les principes suivants :

• protection Buchholz, qui est destinée à éliminer les défauts dans le transformateur en détectant les mouvements d'huile ou la présence de gaz, consécutifs à un amorçage interne,

• protection masse cuve, qui complète la précédente et détecte un amorçage interne ou externe entre un élément sous tension et la cuve du transformateur par mesure du courant circulant dans la mise à la terre de la cuve (ce qui impose que la cuve soit isolée du sol par des cales isolantes).

La protection des équipements associés (CPEC, TPN, TSA) est assurée par des équipements séparés du même type que ceux qui protègent le transformateur : protection Buchholz, protection masse cuve ou relais de courant de neutre selon les cas.

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2.1.3.2 Protection de la liaison primaire

La liaison primaire est généralement très courte ; elle ne comporte donc pas de protection particulière. Les défauts affectant cette liaison sont éliminés en tant que défauts barres.

2.1.3.3 Protection de la liaison secondaire

Quel que soit le plan, les protections associées à la liaison secondaire assurent plusieurs fonctions :

• protection principale de la liaison secondaire,

• protection en secours de la liaison secondaire,

• protection de secours côté THT (élimination de l'apport du transformateur à un défaut THT) comme par exemple le déclenchement du transformateur en secours de la protection principale de barres THT ou pour un défaut THT mal éliminé,

• protection de secours côté HT (destinée à éliminer l'apport du transformateur à un défaut HT),

• protection de débouclage HT (action sur le disjoncteur de couplage HT).

2.1.3.4 Performances des protections des transformateurs

Le tableau ci-dessous rappelle, pour les différents plans, les performances des différentes protections de barres utilisées sur les transformateurs (temps de fonctionnement en millisecondes, ouverture du disjoncteur comprise) :

2.1.3.5 Reprise de service

Afin de faciliter l'analyse préalable à la reprise de service après déclenchement d'un transformateur, les informations relatives aux causes de déclenchement ont été classées selon trois niveaux :

• Défaut certain : le défaut est sur le banc de transformation et toute tentative de remise sous tension est prohibée. Il s'agit d'un déclenchement par Buchholz (transformateur, TSA ou TPN), différentielle de liaison secondaire (ou masse câble), défaut CPEC, maximum d'intensité neutre TSA, maximum d'intensité courant tertiaire.

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• Défaut moins certain : le défaut est interne ou externe au banc de transformation et l’on peut éventuellement, après analyse, tenter une remise sous tension. Il s'agit d'un déclenchement par masse cuve (exemple : amorçage d'un éclateur de borne) ou par protection de secours THT.

• Défaut extérieur : le défaut est externe au banc de transformation et il est normal de tenter une remise sous tension du transformateur. Il s'agit d'un déclenchement sur défaut barres THT ou HT ou Défaillance disjoncteur, protection de secours HT, maximum d'intensité neutre TPN ou RPN.

2.1.4 Protection des jeux de barres des postes du réseau de transport

On désigne par "défauts barres" les défauts qui sont situés dans le poste à l'intérieur de la zone délimitée par les transformateurs de mesure de courant qui équipent les départs. Cette zone est appelée "zone barres".

Outre leur incidence sur le matériel, ces défauts peuvent être particulièrement contraignants pour la stabilité des réseaux en THT, et pour la qualité de l'alimentation de la clientèle sur les réseaux de répartition THT et HT. Aussi, des systèmes de protection particuliers sont-ils mis en œuvre pour détecter et localiser le tronçon de barres en défaut et procéder à sa mise hors tension. Leurs per-formances sont adaptées selon les rôles de chaque réseau : interconnexion, répartition, ...

De façon générale, le système utilisé pour l'élimination des défauts barres sur les réseaux THT est constitué :

• d'une protection différentielle de barres, réalisant l 'élimination du défaut par ouverture locale, au poste concerné, des couplages et tronçonnements délimitant le tronçon de barres en défaut et des disjoncteurs des départs aiguillés sur ce tronçon de barres ;

• d'une protection de débouclage de barres, intervenant en secours et réalisant la séparation du tronçon de barres en défaut par rapport au reste du poste (débouclage des barres), complétée par le fonctionnement en deuxième stade naturel des protections de distance des départs encadrant le tronçon de barres en défaut, assurant ainsi l'élimination totale du défaut.

Le principe de fonctionnement de ces systèmes est présenté ci-après.

2.1.4.1 Protection différentielle de barres

La protection différentielle de barres réalise la somme des courants sur les différents tronçons de barres du poste. Si, sur un tronçon, celle-ci n'est pas nulle, i l y a défaut barres. Le défaut est alors éliminé par ouverture locale des disjoncteurs des départs alimentant le tronçon de barres en défaut ainsi que des disjoncteurs de couplage ou de tronçonnement l’encadrant. Cette fonction est réalisée par un équipement unique centralisé, indépendant des protections des départs.

Schéma de principe de la protection différentielle de barres

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En cas de défaut barres, la protection différentielle ne fait déclencher que les disjoncteurs qui sont raccordés sur le sommet en défaut. La protection différentielle de barres doit donc connaître le schéma électrique du poste. Elle utilise pour cela les positions des sectionneurs d’aiguillage des différents départs.

2.1.4.2 Protection de débouclage de barres

L’élimination du défaut est réalisée en deux étapes :

1. ouverture, dans le poste en défaut, du disjoncteur de couplage pour "déboucler" les barres et isoler ainsi la barre en défaut du reste du poste ;

2. ouverture, dans les postes encadrants, des départs alimentant toujours le défaut.

2.1.4.3 Protection de supervision

La protection de supervision est une protection de débouclage de barres particulière, utilisant, pour assurer la fonction débouclage, une protection différentielle simplifiée prenant en compte uniquement la somme des courants traversant les départs indépendamment de leurs aiguillages.

Cette protection, utilisée uniquement en 400 kV pour la protection de secours des postes stratégiques, présente l'avantage d'être plus rapide qu'une protection de débouclage classique.

2.1.4.4 Mise en œuvre et performances

Le tableau ci-dessous rappelle les performances des protections de barres utilisées sur les différents niveaux de tension (temps d'ouverture du disjoncteur compris : 50 ms en 400 kV et 50 à 80 ms en 225 kV). Les protections principales sont notées "Pp" et les protections de secours "Ps".

À noter, le cas particulier des postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui, en principe, sont équipés d’une protection différentielle de barres quel que soit leur niveau de tension.

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2.2 Cahier des charges fonctionnel

2.2.1 Généralités

Les arrêtés de raccordement des producteurs, consommateurs et distributeurs prévoient que le gestionnaire de réseau de transport (RTE) remet au client un cahier des charges du système de protection qu’il doit mettre en œuvre. RTE prescrit les exigences fonctionnelles que le système de protection du client doit respecter en termes de rapidité et de sélectivité d’élimination des défauts, notamment les temps maximaux dans lesquels le client doit éliminer les défauts, en fonctionnement normal ou en secours, suite à une défaillance de son système de protection principale.

Afin de fournir des cahiers des charges homogènes, plusieurs documents type ont été établis. D’une part, une trame générale de cahier des charge fonctionnel (voir paragraphe 2.2.2) décrit les chapitres et leur contenu en grandes lignes. D’autre part un ensemble de documents « guides pour la rédaction des CdC (Cahier des Charges) » constitue un second niveau plus détaillé et décliné par niveau de tension et par type de clients. Cet ensemble se compose de :

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des producteurs raccordés au réseau RTE 400 kV.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des producteurs raccordés au réseau RTE 225 kV non proche.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des producteurs raccordés au réseau RTE 225 kV proche.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des consommateurs raccordés au réseau RTE 225 kV non proche.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des consommateurs raccordés au réseau RTE 225 kV proche.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des distributeurs raccordés au réseau RTE 225 kV non proche.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des distributeurs raccordés au réseau RTE 225 kV proche.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des producteurs raccordés au réseau RTE HTB1.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des consommateurs raccordés au réseau RTE HTB1.

• Guide pour la rédaction du cahier des charges du système de protections des distributeurs raccordés au réseau RTE HTB1.

Pour chaque raccordement de client, le rédacteur RTE du cahier des charges du système de protections s’appuie sur ces documents guide.

2.2.2 Trame d’un CDC

Avertissement : le texte écrit en italique est destiné à fournir des informations au rédacteur et à être supprimé ; celui écrit en italique et entre crochets ([…]) est destiné à être remplacé par les données ad hoc.

2.2.2.1 Objet du document

Dans le cadre du raccordement de l’installation [Nom de l’installation] de [Nom du client], le présent document a pour objet d’exprimer les exigences (ou prescriptions) fonctionnelles de RTE,

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principalement sous forme de performances attendues, vis-à-vis du système de protection du client contre les défauts d’isolement et vis-à-vis des automates de reprise de service.

Le but recherché est de garantir une élimination des défauts d’isolement compatible avec le niveau de performance nécessaire à un bon fonctionnement du Réseau Public de Transport (RPT) et au maintien du niveau de qualité de fourniture des autres clients de la zone.

Ce document précise également les systèmes d’informations nécessaires pour suivre et contrôler ces performances. Il précise aussi les exigences requises, au regard des normes qualité en vigueur, pour garantir le maintien de ces performances dans le temps.

2.2.2.2 caractéristiques du réseau

2.2.2.2.1 Schéma de raccordement

Insérer un schéma unifilaire comportant :

• les ouvrages électriques de l’installation,

• les ouvrages de raccordement au RPT, en précisant leur nature (liaison aérienne, liaison souterraine, …) et leurs caractéristiques,

• les limites de propriété,

• le poste RTE de raccordement existant.0

2.2.2.2.2 Caractéristiques électriques du réseau

2.2.2.2.2.1 Impédances des ouvrages de raccordement

Impédance directe Zd = Rd + j Xd

Impédance homopolaire Z0 = R0 + j X0

Longueur (km) Zd (Ω) Z0 (Ω)

Liaison 1 préciser sa nature : liaison aérienne, liaison souterraine

[L1] [Rd1] + j [Xd1] [R01] + j [X01]

Liaison 2 idem [L2] [Rd2] + j [Xd2] [R02] + j [X02]

2.2.2.2.2.2 Courants de court-circuit au point de livraison Valeurs fournies par RTE le …. (date)

I.c.c. tri min (kA) I.c.c. tri max (kA) I.c.c. mono min (kA) I.c.c. mono max (kA)

Ces courants de court-circuit sont calculés sans l’apport de la production de l’Installation.

I.c.c. max : le courant de court-circuit maximal est calculé selon les principes décrits dans le Référentiel Technique [5].

I.c.c. min : le courant de court-circuit minimal est calculé avec des schémas d’exploitation les plus défavorables et des hypothèses de disponibilité des groupes et des ouvrages de réseau les plus contraignantes (a priori correspondant à des hypothèses de faible consommation). En effet, la valeur de ce courant de court-circuit servira de seuil de détection des défauts par les protections de l’installation du client.

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2.2.2.2.3 Régime de neutre des installations HTB du client

Pour assurer la protection des personnes contre les risques de contact avec les masses mises accidentellement sous tension, l’arrêté [3] (et plus particulièrement son article 66) prévoit notamment la mise à la terre du neutre des ouvrages HTB du réseau public de transport.

1. Pour un producteur, voir art. 8 du décret [4] et art. 7 de l’arrêté [1] :

Afin de compléter ces prescriptions pour les installations de production, l’article 7 de l’arrêté [1] prévoit que les ouvrages HTB de l’installation doivent comporter un dispositif de mise à la terre du point neutre.

Ce dispositif doit être conçu et réalisé de telle sorte que l’impédance homopolaire globale du niveau HTB ne doit pas être inférieure à [XX] ohms au(x) point(s) de livraison des installations HTB.

Le producteur est responsable de la conception, de la réalisation et de l’entretien du dispositif de mise à la terre de manière à ce que ces exigences soient respectées.

2. Pour un consommateur, voir art. 8 du décret [4] et art. 8 de l’arrêté [2] :

• Si l’installation est raccordée en HTB2 ou HTB3, ou en HTB1 avec 12 MW de production ou plus :

• Afin de compléter ces prescriptions pour les installations de consommation, l’article 8 de l’arrêté [2] prévoit que les ouvrages HTB de l’installation doivent comporter un dispositif de mise à la terre du point neutre.

• Ce dispositif doit être conçu et réalisé de telle sorte que l’impédance homopolaire globale du niveau HTB ne doit pas être inférieure à [XX] ohms au(x) point(s) de livraison des installations HTB.

• Le consommateur est responsable de la conception, de la réalisation et de l’entretien du dispositif de mise à la terre de manière à ce que ces exigences soient respectées.

• Si l’installation est raccordée en HTB1 avec moins de 12 MW de production :

• Afin de compléter ces prescriptions pour les installations de consommation, l’article 8 de l’arrêté [2] prévoit que le point neutre n’est pas relié à la terre. (sauf demande particulière du client)

3. Pour un distributeur :

La rédaction de cette partie du cahier des charges doit être réalisée après l’établissement de la Fiche de Poste Actif qui fait suite à la concertation avec le distributeur sur ce point.

Rappels sur les exigences de RTE en terme d’impédance homopolaire :

• En 225 kV, le rapport « impédance homopolaire sur impédance directe » doit être compris entre 1 et 3 en tout point du réseau.

• En 90 kV, l’impédance homopolaire résultante en tout point du réseau doit être comprise entre 10 et 120 ohms.

• En 63 kV, l’impédance homopolaire résultante en tout point du réseau doit être comprise entre 10 et 90 ohms.

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2.2.2.3 Besoins à satisfaire par le système de protection du client

2.2.2.3.1 Principes généraux

Voir art. 6 et 7 des arrêtés [1] et [2]

Il appartient au client d’équiper son installation d’un système de protection qui élimine tout défaut d’isolement au sein de son installation susceptible de créer une surintensité ou une dégradation de la qualité de l’électricité sur le réseau public de transport.

Ce dispositif doit aussi être capable d’éliminer tout apport de courant de court-circuit émanant de l’installation lors de l’occurrence d’un défaut d’isolement sur la liaison de raccordement et sur le jeu de barres du poste RTE auquel elle est raccordée.

Il doit pouvoir également éliminer l’apport de courant de court-circuit de l’installation lors de certains défauts d’isolement situés sur les autres liaisons raccordées au poste RTE de raccordement sous certaines conditions qui sont précisées au §2.2.2.3.2.

Les principes que doit respecter ce système de protection sont les suivants :

• rapidité d'élimination,

• sélectivité,

• sécurité des personnes et des biens,

• sûreté de fonctionnement.

2.2.2.3.1.1 Rapidité d’élimination

L'élimination des défauts doit être suffisamment rapide pour pouvoir garantir :

• la tenue des matériels du RPT ainsi que de tout autre réseau (réseaux de télécommunications, d'hydrocarbures …) situés au voisinage,

• la sûreté de fonctionnement du système électrique (stabilité des groupes de production …),

• la qualité de fourniture de l'énergie délivrée aux clients de RTE.

2.2.2.3.1.2 Sélectivité

La sélectivité, c’est-à-dire le déclenchement des seuls disjoncteurs délimitant l’ouvrage en défaut, doit être systématiquement recherchée, et pleinement assurée en l'absence de défaillance du système de protection.

2.2.2.3.1.3 Sécurité des personnes et des biens

Tout défaut d'isolement, quelle que soit sa localisation et quelle que soit sa forme (polyphasé ou monophasé, franc ou résistant), doit être éliminé de manière à ce que le risque de dommage corporel et matériel soit limité à un niveau défini dans l’arrêté [3].

Cette exigence est satisfaite par l'existence, au sein du système de protection, de moyens particuliers permettant d'éliminer tout défaut :

• par l'action du système de protection de l'ouvrage en défaut,

• et/ou par l'action du système de protection de tous les autres ouvrages, qui participent à l'alimentation du défaut.

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2.2.2.3.1.4 Sûreté de fonctionnement

En cas d’indisponibilité partielle du système de protection et /ou d’un organe de coupure, certains défauts doivent être éliminés dans des conditions aussi proches que possible des performances nominales tant en matière de temps d’élimination que de sélectivité. Il est alors nécessaire de redéfinir ces performances suivant les conditions locales du raccordement.

2.2.2.3.2 Élimination des défauts : performances requises

Les performances attendues doivent être exprimées en terme de temps d’élimination des défauts d’isolement selon les trois types suivants :

• temps d’élimination normale correspondant aux exigences de rapidité et sélectivité,

• temps d’élimination avec défaillance correspondant aux exigences de sûreté de fonctionnement,

• temps maximal d’élimination correspondant aux exigences de sécurité des personnes et des biens

pour chacune des 5 localisations de défauts suivantes :

• défaut situé sur l’installation privée en aval de son jeu de barres HTB,

• défaut situé sur le jeu de barres HTB de l’installation privée

• défaut situé sur la (ou les) liaison(s) de raccordement

• défaut situé sur le jeu de barres du poste RTE de raccordement

• défaut situé sur les ouvrages lignes et transformateurs raccordés au poste RTE de raccordement

Nota 1 : en cas de raccordement mettant en œuvre plusieurs ouvrages la décomposition sera faite de manière adaptée à la situation en veillant à bien différencier chaque ouvrage.

Nota 2 : si, de manière provisoire ou dérogatoire, le raccordement nécessite que des schémas particuliers d’exploitation soient pris, un tableau spécifique propre à chaque schéma d’exploitation sera établi.

2.2.2.4 Automates de reprise de service

Décrire nos exigences sur le fonctionnement des automates de reprise de service de l’installation du client (manuelle en général, ou automatique) sur les ouvrages de raccordement. Dans le cas de reprise automatique préciser les cycles monophasés (raccordement en THT) ou/et triphasés éventuels, ainsi que la durée enveloppe des temporisations associées.

2.2.2.5 Contrôle et suivi des performances

2.2.2.5.1 Enregistrement des informations

Les renseignements1 concernant le fonctionnement et la conduite des installations en régimes normal et exceptionnel doivent être tenus à la disposition de RTE et communiqués sur simple demande, par le client à RTE sous un délai de …. (par ex : 2 jours) ouvrables, et archivés par ses soins pendant (par ex : 5 ans). Ces éléments sont notamment nécessaires à l’analyse des incidents et du fonctionnement du système de protection.

1 position des disjoncteurs, défaillances disjoncteurs et protections, ordres de déclenchement, de fermeture et d’ouverture, stade des protections, mise en route, retombées, directionnel des protections, défaut équipement…

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Le fonctionnement des protections et des disjoncteurs doit être consigné avec une précision de datation de …. (par ex : 10 ms).

L’équipement correspondant doit être synchronisé par un équipement horaire piloté par un signal de type France-Inter ou GPS.

Les grandeurs analogiques, a minima 3U – 3I, doivent être enregistrées en cas de fonctionnement d’une protection.

2.2.2.5.2 Plan qualité

L’utilisateur doit fournir à RTE un plan qualité qui doit démontrer la prise en compte par l’utilisateur des exigences de RTE. Le plan qualité doit également exposer les dispositions prises par l’utilisateur pour garantir à RTE la maîtrise des performances du système de protection.

2.2.2.6 Références

[1] Arrêté du 4 juillet 2003 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement au réseau public de transport d’une installation de production d’énergie électrique.

[2] Arrêté du 4 juillet 2003 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement direct au réseau public de transport d’une installation de consommation d’énergie électrique.

[3] Arrêté Technique en vigueur fixant les conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions d’énergie électrique.

[4] Décret n°2003-588 du 27 juin 2003 relatif aux prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement auxquelles doivent satisfaire les installations en vue de leur raccordement au réseau public de transport d’électricité.

[5] Référentiel Technique RTE.

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2.2.3 Glossaire Plans de Protections

Abréviation Libellé Commentaires

ACC Accélération Schéma de téléprotection

ADD Automate de défaillance disjoncteur

AT Autotransformateur

CPEC Changeur de prises en charge Associé à un transformateur

CPL Courant porteur ligne

DJ Disjoncteur

FH Faisceau hertzien

FO Fibre optique

HT Haute tension 63 et 90 kV Appellation interne

HTA 1 < U <= 50 kV Décret n° 2002-1014 du 19 juillet 2002

HTB1 50 < U <= 130 kV Id.

HTB2 130 < U <= 350 kV Id.

HTB3 350 < U <= 500 kV Id.

LS Liaison spécialisée

MAXI Protection à maximum d’intensité

MER Mise en route

MT Moyenne tension 20 kV Appellation interne

PAP Protection d’antenne passive

PDB Protection différentielle de barre

PDBS Protection différentielle de barre de supervision

PDL Protection différentielle de ligne

PDLC Protection différentielle de liaison courte

PDS Protection de distance statique Constructeur Enertec

PDZ Protection électromécanique d’impédance Secondaire transformateur

PMC Protection masse câble

PSPT Protection de secours primaire transformateur

PTP Protection tranche primaire (transformateur)

PX Générique de protection de distance

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RPN Réactance de point neutre

Spec Spécification

TAC BF Téléaction basse fréquence Utilise une voie audio

TAC HF Téléaction haute fréquence Voir CPL

TC Transformateur de courant

TCT Transformateur condensateur de tension Diviseur capacitif

THT Très haute tension 225 et 400 kV Appellation interne

THYM Câble de garde avec support de transmission intégré

TPN Transformateur de point neutre

TSA Transformateur de services auxiliaires

Transfix Voie de transmission numérique, service de France Télécom

VER Verrouillage Schéma de téléprotection

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3. Dispositions matérielles

3.1 Généralités

Les installations de contrôle commande du réseau de transport de RTE sont organisées et spécifiées par RTE pour répondre aux fonctionnalités définies dans les plans de protection. De par leur implantation très proche des installations HTB, ces installations peuvent être soumises à des perturbations, tant en régime normal d’exploitation qu’au moment de l’apparition de défauts électriques. La levée de ces contraintes implique la mise en œuvre de matériels et de règles d’installation que l’expérience des entreprises du domaine ont traduit en normes ou spécifications d’entreprise s’appuyant sur des normes ou parties de normes déjà établies.

Ce document précise les principales règles d’installation à respecter pour l’installation des équipements de contrôle commande de RTE. Les références normatives qui y sont indiquées sont celles qui ont été utilisées au moment de leur mise en application par EDF (non actualisées) ou par RTE.

Il s’agit ici de règles établies par RTE pour ses propres installations. Elles sont à considérer en tant que recommandations pour des installations non RTE (R) mais certaines d’entre elles en tant que dispositions imposées (I) dès lors que ces installations sont implantées dans un environnement poste de RTE. La plupart de ces dernières correspondent par ailleurs à des dispositions définies par des normes.

Au cas par cas, des règles complémentaires peuvent être demandées sur justification de RTE.

3.2 Définition des installations à basse tension

3.2.1 Définitions

3.2.1.1 Notion de tranche Toute installation de matériels, fait appel à la notion de tranche. Celle-ci peut être découpée en sous ensembles :

• Tranche Electrique constituée de l’ensemble des matériels et circuits haute et basse tension d’une fraction bien déterminée d’un poste électrique. Elle doit pouvoir être totalement isolée sans compromettre le fonctionnement et le contrôle des autres installations restant en service.

• Tranche Haute tension constituée par l’ensemble des matériels et des liaisons à haute tension de la tranche électrique.

• Tranche Basse tension, constituée par l’ensemble des matériels et des circuits à basse tension de la tranche électrique.

o Tranche Conduite, constituée des équipements et des circuits permettant la conduite locale ou distante de la tranche basse tension. Celle-ci est généralement implantée dans le bâtiment de commande du poste.

o Tranche Contrôle, constituée des matériels assurant les fonctions de surveillance, de protections et d’automatismes de la tranche basse tension. Celle-ci est généralement implantée à proximité de la tranche haute tension, mais peut être regroupée avec d’autres tranches contrôle dans un même bâtiment (HTB1, HTB2 et postes sous enveloppe métallique).

• Tranche Réseau constituée des armoires de commande et de surveillance des appareils à haute tension et les secondaires des réducteurs de mesure de la tranche Haute tension.

Les familles de tranches électriques constituant un poste correspondent à un découpage par fonction de contrôle commande du réseau électrique (ligne, transformateur, couplage, protection de barres,…)

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ou par fonction commune de surveillance d’un poste (tranche générale, service auxiliaires, protection de site…) non associée à un matériel haute tension.

3.3 Tranches contrôle

Les tranches contrôle sont constituées d’armoires contenant les dispositifs permettant la séparation/consignation de la tranches, les borniers de raccordement à la tranche réseau, à la tranche conduite et aux alimentations auxiliaires ainsi que les équipements de relayage, de protection et d’automatismes.

Ces armoires sont destinées à être installées dans des bâtiments de relayage. Ces bâtiments sont reliés au réseau de terre général du poste. Dans le bâtiment, l’ensemble des équipements (armoires, coffrets, chassis, redresseurs,…) est raccordé au réseau de terre général.

Une tranche contrôle peut être constituée de plusieurs armoires accolées.

3.3.1 Armoires Les armoires sont destinées à accueillir des équipements d’un format standard industriel (généralement au standard 19 pouces).

Pour des raisons pratiques de maintenance, elles doivent être conçues pour permettre un accès sans outillage particulier à l’ensemble des matériels qui y sont intégrés. Elles seront fixées dans le bâtiment, au sol et à un mur lorsqu’elles y sont adossées de façon à interdire tout basculement lors d’une intervention de maintenance.

Leurs dimensions maximales doivent permettre leur manutention tant en entrée qu’à l’intérieur du bâtiment d’accueil. Afin de permettre les interventions sur les installations, un dégagement minimal devra être réservé selon les prescriptions de la NF C 15-100 partie 7-781 (Locaux ou emplacements de service électrique).

3.3.1.1 Réseau de masse et de terre (I) Chaque armoire est équipée d’une prise de mise à la terre au moyen de tiges filetées fixées sur le montant arrière de l’armoire. Chaque sous ensemble de l’armoire (porte, chassis pivotant, panneau amovible) est relié à la terre de l’armoire au moyen d’une tresse métallique souple.

Lorsque la tranche contrôle est constituée de plusieurs armoires accolées, elles sont également reliées entre elles par une tresse métallique.

Au sein de chaque armoire, la terre est distribuée par un méplat cuivre perforé à proximité des borniers de raccordement et des équipements qui y sont intégrés afin d’y raccorder chaque écran métallique de câble extérieur et chaque équipement.

3.3.1.1.1 Mise à la terre des équipements (I) Les fils ou tresses de mise à la terre des différents équipements doivent être les plus courts possible. Une prolongation de la mise à la terre de l’armoire sur toute sa hauteur permet de faciliter ces raccordements courts au équipements.(ex. : méplat en cuivre perforé avec tresse boulonnée). L’équipotentialité des sous ensembles mobiles d’armoires (portes, châssis pivotant, …) est réalisée par des tresses métalliques souples dont la longueur doit également être la plus courte possible et dont la disposition est étudiée de façon à éviter la formation de coudes ou de boucles .

3.3.1.1.2 Mise à la terre des câbles extérieurs (I) Les écrans métalliques des câbles extérieurs doivent être raccordés à la terre. Une dalle perforée est prévue dans le fond de l'armoire afin de permettre leur fixation et leur remontée vers les différents borniers. Une barre de cuivre est fixée en bas de l'armoire, face à la dalle perforée, de façon à permettre la mise à la terre des feuillards métalliques des câbles selon les dispositions prévues.

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Les normes suivantes sont applicables :

• NF C 13-000 : Installations électriques de tensions nominales supérieures à 1 kV en courant alternatif,

• NF C 13-200 : Installations électriques à hautes tensions – règles,

• NF EN 50-174 (série 1 à 3) : Technologies de l’information – Installation de câblage,

• NF EN 50-173-1 : Technologies de l’information – Systèmes génériques de câblage.

Elles précisent l’état de l’art pour assurer :

• L’écoulement à la terre des courants de défaut au plus proche du court-circuit,

• L’équipotentialité des masses aux courants BF et HF,

Les spécifications techniques européennes CEI/TS 61000-6-5 (Compatibilité électromagnétique – Normes génériques – Immunité pour les environnements de centrales électriques et de postes) indiquent des recommandations en matière d’immunité des appareils destinés à être utilisés par les compagnies d’électricité pour la production, le transport et la distribution d’électricité, ainsi que des systèmes de télécommunications associés.

3.3.1.1.3 Types de câbles utilisés (I) Les liaisons internes aux postes électriques sont soumises aux perturbations liées aux manœuvres d’appareils à haute tension, aux défauts électriques et aux phénomènes permanents d’induction. La composition, la réalisation de la pose et des raccordements des câbles doit obéir aux normes en vigueur pour limiter ces contraintes.

Les différentes normes appliquées à l’ensemble des installations du RPT dépendent de la nature des liaisons :

• Pour les câbles électriques basse tension extérieurs aux bâtiments et d’une section supérieure à 1,5 mm2 : norme NF HD 604-S1-3B (ex spécification d’entreprise EDF HN 33-S-34)

• Pour les câbles à quartes extérieurs aux bâtiments d’une section généralement inférieure à 1 mm2 : norme NF HD 604-S1-3B (ex spécification d’entreprise EDF HN 33-S-34)

• Pour les câbles à quartes surisolés : spécification d’entreprise EDF HN 93-S-50

• Pour les câbles électriques intérieurs aux bâtiments : norme NF C 32.321

Ces câbles sont munis d’écrans métalliques (feuillard en cuivre) mis à la terre aux deux extrémités. Une tresse métallique y est soudée et raccordée au circuit de mise à la terre (barreau de cuivre interne aux armoires ou coffrets prévu à cet effet). La longueur de chaque tresse de mise à la terre doit être la plus courte possible.

• Les câbles fibre optique posés en extérieur ne disposent pas d’écran métallique mais d’une protection mécanique armée fibre de verre garantie anti-rongeurs. Les fibres optiques installées sur un site peuvent être monomode et/ou multimode. Les fibres multimode sont réservées aux liaisons interne au site, les fibres monomode sont utilisées pour les transmissions longue distance telles que les liaisons entre postes électriques. Normes : Spécifications d’entreprise EDF HN 93-S-83, HN 93-S-88.

La liaison nécessaire entre le poste électrique et l’opérateur de télécommunication fait l’objet de dispositions spécifiques. Le coffret de raccordement de l’opérateur est situé hors d’une zone géographique d’élévation de potentiel dont la valeur ne doit pas dépasser 650 V en cas de défaut électrique. L’écran métallique de ce câble, ne doit pas être mis à la terre du poste électrique. Normes à respecter définies par l’opérateur télécom.

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3.3.1.1.3.1 Connexions des câbles (R)

Les différents types de connexions possibles au sein d’un poste électrique sont liés à la nature des câbles utilisés et aux équipements qu’ils relient. Les connexions les plus fréquemment utilisées répondent à des normes de mise en œuvre définies :

• Connexions vissées : conformes aux normes NF C 20-116, NF C 20-110 et NF C 63-065 • Connexions point à point par clip (Faston) : conformes à la norme NF C 20-120 • Connexions point à point par clip (Termipoint) : conformes à la norme NF C 93.022 • Connexions enroulées : conformes aux normes NF C et UTE C 93-021 • Connexions serties : conformes aux normes UTE C 93.023 et NF C 20.130 • Connexions soudées : conformes à la norme NF C 20-720

3.3.1.2 Dispositifs de consignation et de séparation de l’installation (I)

3.3.1.2.1 Interrupteurs de consignation La tranche contrôle doit être équipée d’un dispositif d’interruption de toute source d’alimentation alternative ou continue afin de permettre une intervention de maintenance de l’installation. Cet organe doit être muni d’un dispositif de verrouillage par clef (cadenas ou serrure) afin d’interdire une remise sous tension de la tranche et d’inhiber toute possibilité de manœuvre des appareils à haute tension associés.

3.3.1.2.2 Fusibles circuits tension Les circuits tension issus des réducteurs de mesure alimentent les protections, automates et capteurs installés dans la tranche. Ces circuits sont protégés par des fusibles.

Conformément aux plans de protection, chaque protection principale est alimentée par un jeu de fusibles différent issu du même enroulement du réducteur de tension. Chaque dispositif porte fusible permet le remplacement unitaire de fusible de façon à permettre son remplacement sans interrompre l’exploitation de l’ouvrage à protéger. (les équipements de protection principale disposent généralement d’un dispositif de détection interne de rupture d’un fusible et verrouillent d’eux même l’émission d’un ordre de déclenchement jusqu’au rétablissement du circuit).

La fusion d’un fusible provoque la fermeture d’un contact pour alarmer l’exploitant. Ces organes doivent être munis d’un dispositif de verrouillage par clef (cadenas) permettant de les condamner dans un état interrompant la continuité des circuits.

3.3.1.2.3 Court-Circuiteurs de courant Les circuits issus de réducteurs de courant alimentant les équipements de protection de la tranche sont équipés de dispositifs de court-circuitage dès lors qu’un courant permanent les traverse en exploitation normale (circuits triphasés mesurant les courants de transit). Les circuits chargés de la détection de courants de fuite occasionnels (masse câble, masse cuve, neutre transformateur,…) n’en sont généralement pas équipés.

Ces court-circuiteurs sont insérés dans le(s) circuit(s) dès leur entrée dans l’armoire de tranche et réalisent un court-circuit entre les 3 phases et la terre.

Ces organes doivent être munis d’un dispositif de verrouillage par clef (cadenas) permettant de les condamner en position fermée (court circuit établi).

3.3.1.2.4 Autres dispositifs Lorsque sur un même site, des échanges d’informations (ordres et informations de position d’organes) sont nécessaires au fonctionnement normal de deux tranches distinctes pouvant fonctionner indépendamment l’une de l’autre, il est nécessaire d’installer dans chacune des tranches un dispositif

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permettant d’interrompre les liens lors d’opérations de maintenance menées sur l’une ou l’autre tranche (connecteurs dédiés ou interrupteurs accessibles dans la tranche où se situe l’intervention).

3.3.1.2.5 Informations communes aux tranches d’un même poste Un poste est constitué de plusieurs tranches élémentaires (ligne, couplage, transformateur, barres, …) dont le fonctionnement doit être coordonné par des échanges d’informations (signalisation, ordres, valeurs analogiques,…). Peu nombreuses, elles sont échangées via des circuits communs dénommés « inter-tranches ». Il s’agit :

• Des tensions présentes sur les jeux de barres du poste,

• D’informations échangées entre automates de reprise de service automatique lors d’un manque tension généralisé,

• D’informations et ordres utilisées en cas de transfert de déclenchement vers le couplage,

• D’ordres de déclenchement sur défaillance d’un disjoncteur.

L’ensemble des échanges est alimenté par une polarité commune distribuée via ces circuits à toutes les tranches constituant le poste.

3.3.2 Alimentations en courant continu

3.3.2.1 Sources auxiliaires L’alimentation auxiliaire des équipements de contrôle commande est réalisée en courant continu 48 V (et/ou 127 V dans certains cas). Ces alimentations sont issues d’ateliers d’énergie constitués d’ensembles redresseurs – batterie, eux mêmes alimentés par une unité de services auxiliaires alternatifs.

3.3.2.2 Services auxiliaires alternatifs Les unités de services auxiliaires alternatifs sont en régime normal alimentés par des sources issues du réseau (soutirage sur les transformateurs de puissance, alimentation sur le réseau de distribution). Dans la mesure du possible, deux sources réseau associées à une permutation automatique sont utilisées, secourues par un groupe électrogène à démarrage automatique pour l’alimentation des parties vitales des installations.

Chaque unité de services auxiliaires alternatifs alimente deux tableaux de distribution équipés de disjoncteurs divisionnaires :

• un tableau « réseau » chargé d’alimenter les installations non essentielles à la conduite du réseau (chauffage des bâtiments, des appareils haute tension, appareils de manutention, machines outils, …).

• un tableau « secouru » dont le rôle est d’alimenter les équipements essentiels au fonctionnement des installations de contrôle commande (ateliers d’énergie à courant continu, pompes de secours des câbles de puissance), des appareils haute tension (moteurs de disjoncteurs et de sectionneurs, régleurs en charge des transformateurs), éclairages des locaux industriels et extérieurs des installations haute tension.

Nota : la source d’alimentation auxiliaire des transformateurs de puissance destinée au fonctionnement des pompes de circulation d’huile et des ventilateurs est, en source principale,

• constituée d’un transformateur de services auxiliaires (TSA) en sous tirage sur un enroulement tertiaire du transformateur principal (autotransformateurs et transformateurs à couplage YYd).

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• constituée d’un transformateur de services auxiliaires (TSA) en sous tirage sur un transformateur de point neutre (TPN) raccordé sur les enroulements secondaires du transformateur principal (transformateurs à couplage YD).

• en secours ou pour des essais, la source d’alimentation est prélevée sur l’unité de services auxiliaires « réseau » du poste. La commutation sur l’une ou l’autre source est manuelle.

Les transformateurs de services auxiliaires ont leur neutre fixé à la terre et permettent ainsi de fixer le potentiel de l’enroulement tertiaire des transformateurs Yyd. Leurs enroulements internes sont cloisonnés afin que tout défaut interne soit monophasé.

3.3.2.3 Services auxiliaires à courant continu Les services auxiliaires à courant continu sont constitués d’ateliers d’énergie comprenant chacun un ensemble batterie redresseur(s) alimentant un tableau ou coffret de distribution équipé de disjoncteurs divisionnaires.

Les batteries délivrent une tension nominale de 48V ou 125V. Leur capacité est calculée en fonction de la charge nominale qui y est raccordée de façon à ce qu’en absence de redresseur, leur charge résiduelle autorise le fonctionnement des équipements de contrôle commande et la commande des disjoncteurs haute tension associés durant une durée prédéterminée (de 4 à 24 heures, durée dépendante de la disponibilité de redresseurs de secours d’alimentation alternative secourue ou des difficultés d’accès au site).

On distingue les ateliers d’énergie « contrôle » des ateliers d’énergie « télécom ». Les batteries des ateliers d’énergie dédiés à l’alimentation d’installations de nature « télécom » ont, pour raisons historiques de conception des matériels, leur pôle positif relié à la terre. Les batteries dédiées à l’alimentation des installations « contrôle » ont leurs polarités isolées de la terre et les défauts d’isolement sont surveillés au sein du redresseur associé.

En règle générale, dans les installations les plus récentes, la tension nominale des batteries « contrôle » est de 48V, notamment pour l’alimentation auxiliaire des équipements de protections et d’automatismes. Le choix d’installation de batteries 125V est dicté par la distance entre une batterie (centralisée) et les armoires de commande des appareils haute tension (disjoncteurs et sectionneurs) qui conduirait à des sections de câbles de liaison trop importantes.

Selon les configurations du site et niveaux de tension HTB, l’alimentation des tranches peut être réalisée par :

• Un ensemble batterie redresseur pour 1 à 2 tranches implantées à proximité des matériels haute tension (48V). Cet ensemble alimente à la fois les tranches contrôle et les commandes d’appareils HTB.

• Plusieurs batteries centrales alimentant l’ensemble des tranches d’un poste. (48V pour les tranches contrôle, 125V pour les commandes d’appareils HTB).

3.3.2.4 Distribution des polarités Comme il est précisé dans les plans de protections du réseau RTE, les installations de contrôle sont équipées de 2 protections principales dont les alimentations auxiliaires sont distinctes. Ces alimentations sont issues des tableaux ou coffrets de répartition des ateliers d’énergie décrits au paragraphe précédent. Elles sont soit issues du même ensemble batterie chargeur dédié à l’alimentation de 2 tranches, soit issues des batteries centrales lorsque l’atelier d’énergie est centralisé. Dans ce dernier cas, la batterie centralisée en 125 V est utilisée pour l’alimentation des commandes d’appareils HTB. Il est d’usage à RTE de dénommer « polarités » ces alimentations.

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3.3.2.5 Typologie des polarités Individualisées par tranche contrôle :

Les deux polarités principales d’alimentation des équipements de protection sont libellées « P1 » et « P2 ».

Par souci d’homogénéité, la polarité de commande et de signalisation des appareils HTB est libellée « T », que sa tension nominale soit en 48V ou en 125 V.

Communes à toutes les tranches contrôle :

Une polarité d’échange d’informations et ordres est distribuée par le circuit inter-tranches. Cette polarité est issue d’une batterie centrale du bâtiment de commande alimentant également les tranches « conduite ». Elle est dénommée « A ».

Polarités spécifiques :

D’autres appellations de polarités correspondent à des spécificités de réalisation des tranches. Elles sont dénommées « F » (surveillance des pressions de gaz SF6 des câbles), « D » protection différentielle de barres, « B » pour les échanges entre tranches primaire et secondaire des transformateurs, « G » pour les échanges par câble pilote d’une liaison à 1 disjoncteur, …

3.3.3 Réducteurs de mesure Les équipements de protections et les automatismes, capteurs, comptages sont alimentés par des réducteurs de mesure des tensions et courants HTB mesurant le transit permanent ou ne survenant qu’en régime de défaut sur les installations. Leurs enroulements secondaires sont principalement caractérisés par leur nature (protection ou mesure), leur rapport de transformation nominal, leur classe de précision et leur puissance de précision.

3.3.3.1 Réducteurs de tension Les réducteurs de tension sont alimentés entre phase et terre. Ils sont donc alimentés par la tension nominale simple du réseau primaire Un/√3 et délivrent une tension nominale secondaire de 100V/√3 par enroulement. On désigne par les repères P1 la borne primaire raccordée sur la phase HTB, P2 la borne primaire fixée à la terre, S1 la borne de l’enroulement secondaire image de la tension P1 et S2 la borne de l’enroulement secondaire image de la tension P2, cette dernière étant également fixée au réseau de terre du poste.

Nota : la mise à la terre des bornes P2 de ces réducteurs doit être rendue non interruptible pour des raisons de sécurité (I).

Afin de garantir l’élimination des défauts électriques, comme pour les alimentations auxiliaires à courant continu, les tensions issues des secondaires des réducteurs de tension alimentent à minima deux circuits distincts de la tranche contrôle afin de séparer l’alimentation des deux équipements principaux de protection de la tranche (R) . Les autres équipements dont le fonctionnement nécessite une mesure de tension sont répartis sur l’un ou l’autre de ces deux circuits.

3.3.3.2 Réducteurs de courant Caractéristiques :

Les primaires des réducteurs de courant sont insérés en série dans chaque phase du réseau HTB ou dans des liaisons nécessitant une détection de passage de courant permanent ou fortuit pour la protection des installations. Ils peuvent être de deux types :

• Avec bornes de raccordement primaire (P1 et P2), celui-ci est connecté de par et d’autre sur l’une des liaisons conductrices au potentiel HTB.

• De type torique autour du conducteur, celui-ci est isolé du potentiel HTB. Ils sont généralement dénommés « bushings » s’ils sont installés sur des bornes de traversée HTB

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des transformateurs et « tores » dans les autres cas (câbles souterrains, conducteurs de mise à la terre d’installations).

Chaque appareil peut comporter plusieurs circuits secondaires de type et de rapports différents, chacun d’entre eux restant dédié à des usages particuliers. On distingue :

• Les enroulements « mesure », dédiés aux mesures précises de transits en régime d’exploitation normale (comptage d’énergie, capteurs, surveillance des transits admissibles, …). Classes de précision type : 0,2, 0,2 S, 05, 0,5S…

• Les enroulements « protection », dédiés à la détection de défauts électriques et dont la réponse dynamique sur défaut électrique de grande amplitude conserve une précision suffisante sans saturation. Classe de précision type : 5P15, 5P20 (5% max à 15/20 fois le courant nominal primaire).

Le choix du rapport de transformation est déterminé par la valeur maximale HTB à mesurer, en régime normal pour les enroulements mesure, en régime de défaut pour les enroulements protection. La valeur nominale du courant délivré au secondaire est généralement de 1 ou 5A.

Orientation (R)

Le sens conventionnel d’installation des réducteurs de courant est déterminant sur le bon fonctionnement des équipements de mesure et de protection du réseau. Le sens conventionnel appliqué aux installations du réseau RTE est le suivant :

• Borne P1 des réducteurs de courant côté jeu de barres, borne P2 côté utilisation (ligne, transformateur,…).

• Pour les installations participant à la gestion du jeu de barres (couplages, tronçonnements, liaisons barres), le réducteur de courant est installé du coté du jeu de barres portant l’indice le plus faible (barres 1, tronçon 1, …), la borne P1 se trouvant du côté du disjoncteur HTB de la tranche associée.

• Les réducteurs de courant toriques, dépourvus de bornes primaires, sont repérés (étiquetage) sur au moins une de leur face et leur installation est régie par le même sens conventionnel.

Nota : le sens conventionnel d’usage dans le réseau RTE peut différer de celui d’autres pays européens.

Puissance de précision

Pour garantir une mesure correcte, la valeur nominale de la puissance de précision des réducteurs de mesure ne doit pas être dépassée. Pour respecter cette contrainte, une attention particulière devra être portée sur la longueur et la section des liaisons entre les réducteurs de mesure et la tranche contrôle associée.

Mise à la terre, précautions de raccordement

Le potentiel des bornes S2 des enroulements secondaires des réducteurs de courant est fixé à la terre du poste. Les bornes des enroulements non utilisés sont mises en court-circuit dans le coffret de raccordement de l’appareil.

En aucun cas, les circuits raccordés sur les enroulements secondaires de ces réducteurs ne devront être interrompus lorsqu’un courant circule dans le primaire de l’appareil (I). Il est recommandé de réaliser l’ensemble des connexions de ces circuits au moyen de conducteurs aux extrémités munies de cosses fermées serties sur des borniers à tiges filetés avec serrage par écrou (R).

3.3.4 Protections, automates et relayages Les équipements de mesure, de protections et d’automatismes intégrés dans les armoires contrôle sont soumis à des éléments d’influence externes, liés aux conditions climatiques (chaleur,

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humidité ,…), à des fluctuations de leur alimentation auxiliaire ou à la proximité d’installations HTB, notamment en régime perturbé (manœuvres d’appareils HT ou défaut électrique HTB).

Leurs caractéristiques techniques doivent permettre un fonctionnement correct dans les différentes plages de valeurs des contraintes identifiées dans les conditions normales d’exploitation.

3.3.4.1 Exigences caractéristiques, essais des équipements (R)

Les exigences caractéristiques des équipements de contrôle installés dans les tranches BT visent à donner les garanties attendues de bon fonctionnement dans l’environnement d’utilisation habituel. Il est nécessaire de s’assurer que les aspects suivants ont été passés en revue, en se référant aux normes en vigueur :

• Essais d’isolement :

Ces essais ont pour but de mesurer sur du matériel à l'état neuf, les principales caractéristiques constructives ayant trait à la sûreté (protection des personnes et des biens) dans le domaine électrique, dans les conditions atmosphériques de référence.

• Essais d’influence de l’environnement sur le matériel :

Ces essais ont pour but de vérifier la robustesse d’un équipement vis à vis de différents facteurs d’influence :

° Influences mécaniques : protection des enveloppes, vibrations, séisme,

° influences électriques : alimentation,

° influences climatiques : température, humidité,

° influences CEM.

• Essais d’influence du matériel sur l’environnement :

Ces essais ont pour but de mesurer l’influence du matériel sur son propre environnement (émissivité rayonnée ou conduite, puissance absorbée et appel de courant).

• Essais de caractérisation :

Ces essais ont pour but de caractériser certaines interfaces ou certains modes de fonctionnement d’un équipement en vérifiant certaines données fonctionnelles fournies par le constructeur. Ces essais regroupent d’une part les tests qui permettent de caractériser :

° les E/S TOR et les entrées TM,

° les entrées analogiques,

et d’autre part divers tests tels que :

° durée de sauvegarde des données volatiles d’un équipement,

° inversion de polarité,

° intégrité.

• Essais finaux :

Ces essais ont pour but de vérifier certaines caractéristiques du matériel à l'issue de l’ensemble des essais d’influence et de caractérisation (résistance d’isolement, la rigidité diélectrique, la tenue à la tension de choc).

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3.4 Equipements de contrôle-commande dédiés à l’exploitation Les installations de l'utilisateur doivent permettre à son exploitant d'exercer ses prérogatives, en particulier dans le domaine de la sécurité des biens et des personnes. Ce principe concerne :

• la gestion des défauts sur les matériels ainsi que leurs alimentations auxiliaires : o collecte hiérarchisée des informations, regroupements, o dispositifs d'alarmes adaptées aux diverses situations, o moyens de transmission associés...

• la maîtrise de l'accès aux installations sous les angles :

o risques d'intrusion, o sécurité des intervenants (dispositif de "présence"...etc).

• les moyens d'appels téléphonique permettant aux intervenants de contacter l'exploitant de

l'installation. Dans le cas d'installations situées dans l'enceinte d'un site RTE, ces dispositions doivent s'accorder avec celles prises par RTE pour le reste du site.

3.5 Equipements TCM

Ce paragraphe précise les conditions minimales à respecter pour l’implantation des équipements TCM de RTE sur un site client clos.

Au cas par cas, des règles complémentaires peuvent être demandées sur justification de RTE.

3.5.1 Site du client

3.5.1.1 Réseau de masse et de terre Pour permettre le fonctionnement des installations, les prescriptions des normes suivantes doivent être appliquées :

• NF C 13-000 : Installations électriques de tensions nominales supérieures à 1 kV en courant alternatif,

• NF C 13-200 : Installations électriques à hautes tensions – règles,

• NF EN 50-174 (série 1 à 3) : Technologies de l’information – Installation de câblage,

• NF EN 50-173-1 : Technologies de l’information – Systèmes génériques de câblage.

Ces différentes normes précisent l’état de l’art pour assurer :

• L’écoulement à la terre des courants de défaut au plus proche du court-circuit,

• L’équipotentialité des masses aux courants BF et HF,

Les spécifications techniques européennes CEI/TS 61000-6-5 (Compatibilité électromagnétique – Normes génériques – Immunité pour les environnements de centrales électriques et de postes) indiquent des recommandations en matière d’immunité des appareils destinés à être utilisés par les compagnies d’électricité pour la production, le transport et la distribution d’électricité, ainsi que des systèmes de télécommunications associés.

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3.5.1.2 Surtensions liées à la foudre Le client est responsable des conséquences matérielles et fonctionnelles liées aux surtensions provoquées par la foudre. La conformité à la série de normes NF EN 62305, permet de diminuer ces risques.

3.5.1.3 Pénétration des câbles métalliques sur le site Conformément à l’article « Installations de télécommunications » de l’Arrêté Technique (UTE C 11-001 Conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions d’énergie électrique), la desserte téléphonique du site doit préserver la sécurité des personnes et des biens.

Pour cela, la norme NF EN 50174-3 prescrit les règles minimales au paragraphe 5.8.9 et dans son annexe B.

RTE doit fournir au client la convention signée par l’opérateur France Telecom et RTE. Celle-ci précise toutes les dispositions à mettre en œuvre pour garantir la sécurité des personnes et des biens mais également la disponibilité des liaisons de télécommunication pendant les défauts électriques affectant le site.

3.5.1.4 Desserte téléphonique interne au site L’installation interne au site doit être conforme aux prescriptions des normes NF EN 50174-2 et NF EN 50174-3.

Les installations doivent être conformes à minima à la catégorie D.

Les épissures entre points de brassage sont proscrites (voir NF EN 50174-2).

3.5.1.5 Accessibilité au local d’accueil des matériels TCM D’après les recommandations du guide pratique (UTE C 15-900 : Cohabitation entre réseaux de communication et d’énergie), il est nécessaire que le local d’accueil soit situé dans un endroit facile d’accès. Il doit être clos et accessible aux agents de RTE dans un délai de 24 heures maximum.

3.5.2 Local d’accueil des matériels TCM D’après les recommandations du guide pratique (UTE C 15-900 : Cohabitation entre réseaux de communication et d’énergie), il est nécessaire que :

• Le local soit non inondable et isolé des intempéries,

• Les murs, sols et plafonds ne doivent pas générer de poussières,

• Le local doit permettre l’installation de matériels respectant les spécifications techniques CEI/TS 61000-6-5 sans mesure de protection complémentaire contre les perturbations électromagnétiques,

• Le réseau d’équipotentialité des masses, doit permettre le raccordement aux baies ou équipements de RTE par une liaison inférieure à 50cm,

3.5.2.1 Eclairage Selon les prescriptions de la norme NF EN 12464-1 (Eclairage des lieux de travail), la luminosité au niveau des installations RTE devra être conforme à la nomenclature 1.3.1 (Salles de matériels, salles de commutation ou de distribution).

• Eclairement à maintenir supérieur à 200 lux,

• Eblouissement d’inconfort inférieur à 25,

• Rendu des couleurs supérieur à 60.

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3.5.2.2 Environnement La norme NF EN 300 019-1-3 définit les conditions d’environnement dans les sites protégés contre les intempéries recevant des matériels de télécommunication.

Cette norme précise les conditions d’environnement :

• De température et d’hygrométrie,

• Substances physico-chimiques,

• Mécaniques (vibrations),

Le local d’accueil doit répondre à la classe 3.1.

3.5.2.3 Accessibilité des matériels L’accès aux matériels depuis l’entrée sur le site doit permettre le transport de matériel (type baie) :

• Porte suffisamment large (>90 cm),

• Monte charge, si les installations RTE sont en hauteur, etc.

Afin de permettre les interventions sur les installations RTE, un dégagement minimal devra être réservé selon les prescriptions de la NF C 15-100 partie 7-781 (Locaux ou emplacements de service électrique). Un dégagement de 1 mètre à l’avant et à l’arrière des baies est souhaitable.

Si nécessaire, la réglementation liée aux travaux en hauteur doit être respectée en mettant à disposition un dispositif d’assujettissement.

3.5.2.4 Implantation des matériels Dans la majorité des cas, les matériels sont installés dans des baies :

• Celles-ci ont pour dimensions maximales 800 x 800 x 2000,

• Elles comportent un barreau en entrée de baie pour le raccordement à la masse des écrans des câbles,

• Elles sont fixées par des tire-fonds au niveau du sol.

3.5.3 Alimentation

3.5.3.1 Alimentation des installations En fonction du type d’équipement, l’alimentation sera assurée par une polarité 230V~ ou -48V=.

3.5.3.1.1 Alimentation –48V= Le client doit mettre à disposition une alimentation conforme à la norme NF EN 300 132-2 – Interface d’alimentation en énergie à l’entrée des équipements de télécommunications.

Chaque installation est protégée par un disjoncteur spécifique. RTE précisera le nombre de disjoncteurs nécessaires en fonction des besoins du site.

Les disjoncteurs 48V= peuvent être unipolaires.

3.5.3.1.2 Alimentation 230V~ L’alimentation 230V~ doit respecter les conditions suivantes :

• Tension : 207 à 244 V RMS

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• Fréquence : 49 à 51 Hz

• Variation de fréquence : 0,5 Hz/s max

• Taux de distorsion harmonique en tension : 5 % max

De plus la source doit permettre le fonctionnement d’équipements conformes aux normes :

• EN 61000-4-11 (creux de tension, coupures brèves, variations de tension)

• EN 61000-4-4 (transitoires électriques rapides)

Cette alimentation pourra être issue d’onduleurs raccordés sur l’atelier d’énergie -48V=.

Chaque installation est protégée par un disjoncteur bipolaire spécifique. RTE précisera le nombre de disjoncteurs nécessaires en fonction des besoins du site.

3.5.3.1.3 Sélectivité entre protections des ateliers d’énergie Le client a la responsabilité de la sélectivité des protections sur les alimentations des équipements.

Le déclenchement d’une protection en amont du disjoncteur protégeant les installations RTE ne pourra pas être imputé à RTE.

3.5.3.1.4 Dispositif d’isolement galvanique de la desserte téléphonique Les dispositifs d’isolement galvanique sont situés au niveau de la tête du câble à haute rigidité dans le site client. Dans le cas où ces matériels sont alimentés, le client doit mettre à disposition de chaque dispositif d’isolement galvanique un disjoncteur spécifique.

3.5.3.2 Alimentation des équipements de maintenance et de l’outillage Deux socles de prise 16A minimum 250V (2P + T) doivent être disponibles pour l’alimentation des équipements de maintenance ou de l’outillage.

Le disjoncteur de protection de ces socles pourra être commun avec d’autres applications en dehors des installations RTE. Le déclenchement de ce disjoncteur ne devra pas engendrer de conséquence néfaste pour le client.

3.6 Dispositions matérielles particulières

3.6.1 Principes applicables En complément des dispositions générales, certains principes plus particuliers sont à prendre en considération dans la définition et la mise en œuvre des installations d’un utilisateur raccordé au RPT :

• Identification de la limite de propriété / structure de raccordement.

La consistance du système de contrôle-commande doit s’accorder avec les dispositions réglementaires de raccordement au RPT. Les systèmes de contrôle–commande RTE et utilisateur doivent permettre à chacun d’exercer de façon distincte ses prérogatives sans ambiguïté.

• Garantie de fonctionnement des protections des ouvrages « frontière », sans répercussion sur les ouvrages « amont » de RTE.

Les ouvrages frontière sont en premier lieu la liaison de raccordement (propriété RTE ou utilisateur) et/ou le jeu de barre du poste de raccordement (propriété RTE).

L’utilisateur est responsable de la protection électrique de ses ouvrage et donc du bon fonctionnement du système de protections associé, dont une défaillance peut avoir des répercutions sur le réseau RTE situé « en amont ».

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Des exigences de fiabilité accrues pour garantir la sûreté de fonctionnement électrique peuvent être formulées dans ce sens, se traduisant par des dispositions matérielles particulières (par ex. usage de matériels qualifié, à l’usage éprouvé par RTE).

Sur les ouvrages de raccordement de propriété RTE l’exigence de sûreté est complétée d’une exigence de sécurité des personnes lorsque le système de protection de l’utilisateur y contribue.

• Maintenabilité

Quand un choix matériel doit être effectué conjointement (matériel identique installé côté RTE et côté utilisateur), il apparaît judicieux de se tourner vers des matériels en usage à RTE, qui s’accordent avec le plan de maintenance RTE en vigueur , bénéficient de la boucle de retour d’expérience pratiquée sur l’ensemble du parc de matériels identiques en exploitation.

Ce choix de matériel connu offre également des garanties en termes de paramétrage adapté et d’efficacité dans les dépannages éventuels.

La déclinaison de ces principes prend différentes formes, selon les types de raccordements :

3.6.2 Cas général : liaison de raccordement à deux disjoncteurs Ce mode de raccordement est le plus répandu. Il permet de distinguer géographiquement les limites de propriété et prérogatives associées pour RTE et l’utilisateur. Ce principe se décline selon les dispositions suivantes :

3.6.2.1 Structure de raccordement Dans le cas général, ce type d’installations permet de disposer d’une structure de raccordement s’appuyant sur :

• une tranche BT propriété RTE côté poste RTE

• une tranche BT propriété « utilisateur » côté poste utilisateur, cette tranche comprenant des équipements contribuant au système de protection de l’ouvrage de raccordement (propriété RTE).

Les équipements des tranches BT situées aux 2 extrémités peuvent être amenés à dialoguer pour assurer la protection de l’ouvrage de raccordement (voir § 3.6.2.2)

3.6.2.2 Choix des matériels La tranche BT de l’utilisateur contribue dans ce cas directement à l’élimination des défauts électriques sur l’ouvrage de raccordement (ligne aérienne, câble souterrain) propriété RTE, avec un enjeu sur la sécurité des personnes porté dans ce cas par RTE.

Le système de contrôle commande de l’utilisateur doit respecter les exigences fonctionnelles découlant du plan de protection du réseau pour cette finalité.

Certains équipements de protections sont dits « appairés ». Cela signifie que la fonctionnalité est assurée par un couple de matériels de contrôle-commande identiques installés d’une part dans la tranche « utilisateur» d’autre part dans la tranche RTE qui doivent être capable de dialoguer pour protéger l’ouvrage de raccordement RTE. Les équipements de protections appairés sont typiquement les systèmes de téléprotections (téléactions), les protections différentielles de liaisons et différentielles de câbles (souterrains)…etc.

3.6.2.3 S’agissant de la protection de l’ouvrage de raccordement RTE, afin d’assurer les garanties nécessaires à la sûreté de fonctionnement du réseau, la sécurité des personnes ainsi qu’une maintenabilité optimale, RTE impose pour les fonctions appairées l’utilisation de matériels qualifiés, à l’usage éprouvé sur le réseau de transport, complété des spécifications de mise en œuvre qui s’avèrent nécessaires.

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3.6.2.3 Installations de télécommunications Echanges d’informations et téléconduite

RTE met à disposition, du client, une infrastructure télécom à proximité de ses matériels selon l’article 4.7 du référentiel technique.

Utilisation de voies de transmission

Seuls les supports couramment utilisés (liaisons louées à un opérateur et fibres optiques) sont traités dans ce document. Les autres supports de transmission seront traités au cas par cas.

Liaisons louées à un opérateur

RTE utilise la desserte opérateur du client. Cette dernière doit être conforme au paragraphe 3.5.1.3.

Les liaisons internes au site entre les tranches BT et la desserte opérateur sont la propriété du client.

Fibres optiques

Le câble optique reliant le site RTE au site client appartient à RTE.

Les fibres optiques inutilisées peuvent être louées par le client au travers de la société @RTERIA selon les conditions techniques de cette dernière.

3.6.3 Cas particulier : liaison de raccordement « producteur » à un disjoncteur Ce mode de raccordement n’est toléré que si le site du producteur se situe sur une parcelle contigüe au poste RTE. On trouve dans ce cas une cellule HT « utilisateur » ainsi que son contrôle-commande dans le poste RTE.

Dans ce cas, la coexistence sur un même lieu d’installations RTE et « utilisateur » demande une attention particulière pour matérialiser la limite de propriété et de la séparation des installations de contrôle commande. Les principes suivants s’appliquent :

3.6.3.1 Structure de raccordement Cas des postes à 2 jeux de barres HTB et/ou avec protection différentielle de barres HTB :

La structure de raccordement BT s’appuie sur :

• une tranche « utilisateur » dédiée à la protection et la surveillance de l’ouvrage de raccordement (liaison ou TR) dont il est propriétaire.

• une tranche « raccordement » (RTE) en interface avec le reste du contrôle commande du poste RTE pour gérer les échanges nécessaires pour ce type de raccordement (gestion de la fonction défaillance disjoncteur, de la protection différentielle de barres du poste RTE, de la commande des sectionneurs d’aiguillage de barres de la cellule « utilisateur », …etc.).

Les 2 tranches BT dialoguent au travers d’un couple de borniers d ‘échanges spécifiés par RTE.

Cas de postes à 1 jeu de barres HTB sans protection différentielle de barres HTB :

Ce type de configuration permet de simplifier la structure de raccordement, les échanges étant moins nombreux. La structure de raccordement BT s’appuie sur :

• une tranche « utilisateur » dédiée à la protection et la surveillance de l’ouvrage de raccordement (liaison ou TR) dont il est propriétaire.

• Le rapatriement dans la tranche BT « contrôle barre RTE » des échanges nécessaires pour ce type de raccordement.

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Les 2 tranches BT dialoguent au travers d’un couple de borniers d ‘échanges spécifiés par RTE.

3.6.3.2 Implantation des installation de contrôle-commande de l’utilisateur : Il y lieu de prévoir pour les installations « utilisateur » un bâtiment de relayage (BR) spécifique, où pourra également prendre place la tranche « raccordement » (RTE) si elle est nécessaire. L’accès au BR et l’exploitation des matériels s’y trouvant est sous la responsabilité de l’exploitant de la tranche « utilisateur ».

Le comptage est localisé dans ce BR, auquel RTE devra donc avoir accès dans tous les cas.

3.6.3.3 Alimentations auxiliaires des installations de contrôle-commande de l’utilisateur :

Le BR propriété de l’ « utilisateur » doit être doté de son propre atelier d’énergie 48Vcc que l’exploitant de l’utilisateur aura à surveiller.

L’alimentation du comptage ainsi que celle de la tranche raccordement RTE si elle est dans le même BR sont fournies par l’utilisateur et sont de sa responsabilité.

Les alimentations alternatives 220/380V sont mises à disposition par RTE au niveau de qualité standard prévu par RTE dans le poste.

3.6.3.4 Choix des matériels Le choix des matériels est, de façon générale du ressort de l’utilisateur. L’usage de matériels qualifiés par RTE est cependant une solution à privilégier pour faciliter la réponse aux exigences fonctionnelles en matière de performance du système de protection.

Ce choix offre plusieurs avantages

• une homogénéité d’équipements et de performances sur l’ensemble du poste,

• la disponibilité de compétences RTE pour la maintenance,

• les bénéfices du retour d’expérience technique pratiqué par RTE sur l’ensemble de son parc matériel.

3.6.3.5 Cas des postes réputés sensibles RTE a défini la notion particulière de poste sensible : Il s’agit des postes RTE équipés de protection différentielle de barres. Ce classement reflète un enjeu fort en matière de sûreté de fonctionnement du réseau ou de qualité de fourniture d’électricité.

L’enjeu conduit RTE à imposer dans la proposition de raccordement une offre globale incluant l’ingénierie, l’exploitation et la maintenance de la cellule de l’utilisateur.

Dans ce cas la proposition est faite au standard RTE en vigueur, en n’ayant recours qu’à des matériels qualifiés et éprouvés sur le réseau de RTE.

3.6.3.6 Installations de télécommunications Echanges d’informations et téléconduite

Pour les besoins liés à la conduite, RTE met à disposition, du client, une infrastructure télécom à proximité de ses matériels selon l’article 4.7 du référentiel technique.

Ce type de raccordement nécessite en compléments des dispositions du cas général un moyen d’échange d’information entre le site de l’utilisateur et sa cellule située dans le poste RTE de manière à rapatrier les informations d’exploitations de cette dernière. Les supports couramment utilisés sont la fibre optique ou le câble pilote qu’on utilisera conjointement pour les besoins du système de protection

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selon les spécifications des cahiers des charges fonctionnels correspondants (voir §2.2). Ces besoins sont dans le périmètre de responsabilité de l’utilisateur.

Utilisation de voies de transmission

Seuls les supports couramment utilisés (liaisons louées à un opérateur et fibres optiques) sont traités dans ce document. Les autres supports de transmission seront traités au cas par cas.

Liaisons louées à un opérateur

Le client peut utiliser la desserte opérateur appartenant à RTE si cette dernière comporte suffisamment de réserves. Dans ce cas, le client installe un câble répondant à la norme HN33S34 entre le BR et le répartiteur cuivre général du poste. La limite de propriété se situe au niveau des réglettes à connexions auto-dénudantes qui appartiennent au client.

Dans le cas contraire, le client doit installe sa propre desserte téléphonique conformément au paragraphe 3.5.1.3.

Fibres optiques

Le câble optique reliant le site RTE au site client appartient au client. La limité de propriété est fixée à la tête de câble optique, appartenant au client, installée dans le BR.

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4. Principales références normatives

Avertissement : ce paragraphe recense les principales normes applicables identifiées à la date de parution du document. Ce recueil n’est pas exhaustif. Il est fourni à titre indicatif et sa tenue à jour n’est pas garantie.

- CEI 61131-2 : Automates programmables - Partie 2: Spécifications et essais des équipements

- CEI 61000-6-5 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 6-5: Normes génériques - Immunité pour les environnements de centrales électriques et de postes

- CEI 61069-5 : Mesure et commande dans les processus industriels - Appréciation des propriétés d'un système en vue de son évaluation - Partie 5: Evaluation de la sûreté de fonctionnement d'un système

- EN 61000-6-1 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 6-1 : normes génériques - Immunité pour les environnements résidentiels, commerciaux et de l'industrie légère

- EN 61000-6-2 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 6-2 : normes génériques - Immunité pour les environnements industriels

- EN 61000-6-3 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 6-3 : normes génériques - Norme sur l'émission pour les environnements résidentiels, commerciaux et de l'industrie légère

- EN 61000-6-4 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 6-4 : normes génériques - Norme sur l'émission pour les environnements industriels

- EN 55022 : Appareils de traitement de l'information - Caractéristiques des perturbations radioélectriques - Limites et méthodes de mesure.

- EN 55024 : Appareils de traitement de l'information - Caractéristiques d'immunité - Limites et méthodes de mesure.

- CEI 60255-5 : Relais électriques - Partie 5: Coordination de l'isolement des relais de mesure et des dispositifs de protection - Prescriptions et essais

- CEI 60255-21-1 Relais électriques - Vingt et unième partie: Essais de vibrations, de chocs, de secousses et de tenue aux séismes applicables aux relais de mesure et aux dispositifs de protection - Section un: Essais de vibrations (sinusoïdales)

- CEI 60255-21-3 : Relais électriques - Partie 21: Essais de vibrations, de chocs, de secousses et de tenue aux séismes applicables aux relais de mesure et aux dispositifs de protection - Section 3: Essais de tenue aux séismes

- CEI 60255-23 : Relais électriques - Partie 23: Caractéristiques fonctionnelles des contacts

- CEI 60529 : Degrés de protection procurés par les enveloppes (Code IP)

- NF EN 50102 : Degrés de protection procurés par les enveloppes de matériels électriques contre les impacts mécaniques externes (code IK)

- CEI 60068-2-1 : Essais d'environnement - Deuxième partie: Essais. Essais A: Froid

- CEI 60068-2-2 : Essais d'environnement - Deuxième partie: Essais. Essais B: Chaleur sèche

- CEI 60068-2-6 : Essais d'environnement - Partie 2: Essais - Essai Fc: Vibrations (sinusoïdales)

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- CEI 60068-2-14 : Essais d'environnement - Deuxième partie: Essais. Essai N: Variations de température

- CEI 60068-2-30: Essais d'environnement - Deuxième partie: Essais. Essai Db et guide: Essai cyclique de chaleur humide (cycle de 12 + 12 heures)

- CEI 61000-4-2 :Compatibilité électromagnétique (CEM)- Partie 4-2: Techniques d'essai et de mesure - Essai d'immunité aux décharges électrostatiques

- CEI 61000-4-3 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 4-3: Techniques d'essai et de mesure - Essai d'immunité aux champs électromagnétiques rayonnés aux fréquences radioélectriques

- CEI 61000-4-4 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 4: Techniques d'essai et de mesure - Section 4: Essais d'immunité aux transitoires électriques rapides en salves.

- CEI 61000-4-5 : Compatibilité électromagnétique (CEM)- Partie 4-5: Techniques d'essai et de mesure - Essai d'immunité aux ondes de choc

- CEI 61000-4-6 : Compatibilité électromagnétique (CEM)- Partie 4-6: Techniques d'essai et de mesure - Immunité aux perturbations conduites, induites par les champs radioélectriques

- CEI 61000-4-8 : Compatibilité électromagnétique (CEM)- Partie 4-8: Techniques d'essai et de mesure - Essai d'immunité au champ magnétique à la fréquence du réseau

- CEI 61000-4-11 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 4-11: Techniques d'essai et de mesure - Essais d'immunité aux creux de tension, coupures brèves et variations de tension

- CEI 61000-4-12 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 4-12: Techniques d'essai et de mesure - Essai d'immunité aux ondes oscillatoires

- CEI 61000-4-17 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 4-17: Techniques d'essai et de mesure - Essai d'immunité à l'ondulation résiduelle sur entrée de puissance à courant continu

- CEI 61000-4-29 : Compatibilité électromagnétique (CEM) - Partie 4-29: Techniques d'essai et de mesure - Essais d'immunité aux creux de tension, coupures brèves et variations de tension sur les accès d'alimentation en courant continu

- CEI 60870-5-103 : Matériels et systèmes de téléconduite - Partie 5-103: Protocoles de transmission - Norme d'accompagnement pour l'interface de communication d'information des équipements de protection

- CEI 60044-1 : Transformateurs de mesure - Partie 1: Transformateurs de courant

- CEI 60044-2 : Transformateurs de mesure - Partie 2: Transformateurs inductifs de tension

- CEI 60044-5 : Transformateurs de mesure - Partie 5: Transformateurs condensateurs de tension.

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5. Réalisations préconisées par RTE

5.1 Généralités

5.1.1 Conception générale du système de protection

La conception générale du système de protection découle des principes de base suivants :

• chacun des ouvrages du réseau (lignes, transformateurs, jeux de barres ...) possède son propre système de protection indépendant de celui des autres ouvrages du réseau2 ; dans la mesure du possible le système de protection d'un ouvrage peut agir en secours en cas de défaillance du système de protection d'un autre ouvrage

• les différentes protections d'un même ouvrage sont aussi indépendantes que possible les unes des autres ; en particulier lorsque deux protections sont utilisées l'une en secours de l'autre, il n'y a pas de circuit de verrouillage donnant la priorité à l'une des deux protections ; dans ce cas en effet un défaut de ce circuit de verrouillage pourrait conduire à une défaillance simultanée des deux protections.

Outre l'amélioration de la fiabilité, cette décomposition du système de protection en éléments autonomes a pour avantages :

• de faciliter notablement la maintenance et de permettre une évolution facile du système par adjonction ou remplacement d'un élément

• d'éviter les contraintes de réglage qui apparaissent lorsqu'une même protection assure deux fonctions différentes.

5.1.2 Défaillance d'un équipement de protection

En cas de défaillance d'un équipement de protection, l'élimination du défaut peut se faire soit par l'action d'une autre protection de l'ouvrage en défaut (secours local), soit par l'action des protections des autres ouvrages (secours éloigné).

Dans la majorité des cas et notamment pour la protection des lignes il est nécessaire d'avoir un secours local. Suivant les valeurs des temps d'élimination. maximaux admissibles on sera conduit soit à utiliser deux protections principales. fonctionnant sensiblement avec la même rapidité soit à utiliser une protection principale et une protection de secours temporisée.

5.1.3 Défaillance d’un disjoncteur

Il n’est pas toujours possible que les protections des lignes ou des transformateurs aient une sensibilité suffisante pour détecter un défaut sur un autre ouvrage du réseau, ou que le temps d’élimination qui en résulte soit compatible avec les exigences attendues. Il faut donc prévoir un secours local en cas de défaillance d’un disjoncteur.

Ce secours local est assuré par un automate particulier associé à chaque disjoncteur. L’automate est mis en route par l’ordre de déclenchement issu des protections contre les défauts d’isolement et destiné à ce disjoncteur. Si le disjoncteur n’exécute pas l’ordre de déclenchement, cet ordre est retransmis vers d’autres disjoncteurs.

Toute commande d’ouverture d’un disjoncteur d’origine manuelle ou par protection d’exploitation ne doit pas être source d’une émission d’ordre vers d’autres disjoncteurs.

2 une seule exception à cette règle : les jeux de barres des petits postes 225 kV "éloignés" et des postes HT ouverts ne sont pas équipés d'une protection spécifique.

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5.1.4 Points particuliers

Les systèmes de protections propres à RTE sont déclinés selon trois niveaux de tension : HTB3 (400 kV), HTB2 (225 kV), HTB1 (90 kV et 63 kV). Des principes communs se retrouvent à tous les niveaux de tension, par exemple :

• Les équipements de protections sont regroupés matériellement dans un ensemble dédié à la protection d’un ouvrage haute tension,

• L’alimentation des protections d’un même ensemble est répartie sur deux polarités continues distinctes, chaque tranche dispose d’une autonomie de fonctionnement de plusieurs heures,

• Pour les liaisons aériennes, redondance de la fonction d’élimination des défauts peu résistants,

• Pour les liaisons aériennes, utilisation d’une protection particulière contre les défauts résistants,

• Pour les liaisons aériennes, utilisation systématique d’un réenclencheur automatique,

• Pour les liaisons souterraines : utilisation d’une protection dédiée au câble et redondance de la fonction d’élimination des défauts peu résistants.

• Pour les liaisons aéro-souterraines : utilisation d’une protection dédiée au câble en plus des protections de la liaison aérienne.

Certaines dispositions sont propres à un niveau de tension, par exemple :

• En 400 kV, utilisation systématique de téléaction avec les protections de distance,

• En 400 kV, tous les jeux de barres sont protégés par une protection différentielle de barres,

• En 400 kV et 225 kV, pratique du cycle de déclenchement-enclenchement monophasé et triphasé sur les liaisons aériennes,

• En HTB1, utilisation de relais impédancemétrique simplifiés en redondance des protections de distance. Pratique du cycle de déclenchement-enclenchement triphasé uniquement.

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5.2 Lignes aériennes 400 kV

5.2.1 Protections principales

Il s'agit des équipements capables de donner un ordre de déclenchement rapide pour tout défaut sur la ligne protégée.

Les déclenchements sont monophasés ou triphasés selon la forme du défaut (défaut phase-terre ou polyphasé).

Les protections considérées ici sont :

• la protection de distance à accélération ou à verrouillage,

• la protection différentielle de courant phase par phase

Le comportement actuellement observé de ces équipements est indiqué ci-après pour les différents critères qui ont été définis aux chapitres précédents :

- Temps de fonctionnement des protections de distance à accélération :

. 1er stade < 30 ms (défaut en 1ère zone),

. 2ème stade accéléré < 60 ms (défaut sur la ligne).

- Temps de fonctionnement des protections de distance à verrouillage :

< 100 ms

- Temps de fonctionnement des protections différentielles de courant :

< 30 ms

Les protections de distance participent à l’élimination en secours des défauts barres. La deuxième zone des protections de distance, doit couvrir les barres du poste opposé. Cette même faculté n'existe pas dans le cas d'une protection différentielle de ligne. Pour permettre ce secours lorsqu'une protection différentielle est utilisée, la deuxième protection doit impérativement être une protection de distance.

5.2.2 Protections contre les défauts résistants

Les défauts résistants à la terre sont normalement éliminés par les protections principales dans des limites compatibles avec le transit de la ligne.

Pour des résistances importantes, l'élimination est assurée par une protection de puissance homopolaire à temps inverse, comportant une temporisation de démarrage. Cette protection réalise des déclenchements triphasés.

5.2.3 Systèmes de protection

Pour définir les systèmes de protection des lignes, les principes suivants sont retenus:

• le système de protection comprend deux protections principales fonctionnant en parallèle, de préférence de principes différents, et une protection contre les défauts résistants ;

• l'une au moins des protections principales est une protection de distance pour assurer, d'une part le secours des protections de barres du poste opposé, d'autre part la sécurité du déclenchement en cas de perte des liaisons de télécommunications,

• l’autre protection principale est une protection de distance ou une différentielle de courant phase par phase.

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5.2.3.1 Variante 1

La variante 1 est à retenir dans les cas suivants:

• Liaisons à double circuit,

• Liaisons simples importantes pour la sûreté du réseau,

5.2.3.1.1 Lignes courtes

Il s'agit des lignes dont la réactance est inférieure à une valeur minimale de l’ordre de 4 Ohms (10-15 km). Le système des protections comporte:

• une protection différentielle de courant phase par phase.

• une protection de distance « à verrouillage ».

• une protection de puissance homopolaire à temps inverse (protection contre les défauts résistants).

5.2.3.1.2 Autres lignes

• une protection différentielle phase par phase.

• une protection de distance « à accélération ».


5.2.3.2 Variante 2

La variante 2 est à utiliser dans les autres cas que ceux envisagés en variante 1.

5.2.3.2.1 Lignes courtes

Il s'agit des lignes dont la réactance est inférieure à une valeur minimale de l’ordre de 4 Ohms (10-15 km). Le système des protections comporte:

• une première protection de distance « à verrouillage ».

• une deuxième protection de distance « à verrouillage ».


5.2.3.2.2 Autres lignes

Le système des protections comporte:

• une première protection de distance « à accélération ».

• une deuxième protection de distance « à accélération ».


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5.2.4 Moyens de télécommunications

5.2.4.1 Principes généraux

5.2.4.1.1 Moyens de télécommunications associés aux protections de distance

Les protections de distance échangent, entre les différentes extrémités de la ligne, par l'intermédiaire de liaison de téléaction (TAC), des ordres "tout ou rien" d'accélération ou de verrouillage.

Différents types de support de transmission peuvent être utilisés :

• câble de garde Thym F à fibre optique intégrée (FO),

• faisceau hertzien (FH),

• courant porteur sur ligne d'énergie (CPL interphases).

Les TAC doivent répondre notamment aux caractéristiques suivantes :

• temps de transmission : 13 ms dans des conditions normales (25 ms au maximum),

• pas de défaillance de transmission de l'ordre d'accélération ou de verrouillage corrélée avec la présence du défaut (en cas de liaison CPL, on admet toutefois la défaillance de transmission de l'ordre d'accélération pour un défaut polyphasé, ce type de défaut étant rare).

5.2.4.1.2 Moyens de télécommunications associés aux protections différentielles de ligne

Les équipements de protection différentielle échangent, en permanence, entre les différentes extrémités de la ligne, par l'intermédiaire d'une liaison de transmission, les valeurs instantanées des courants qu'ils mesurent.

Les supports de transmission suivant peuvent être utilisés :

• câble de garde Thym F à fibre optique intégrée (liaison FO),

• faisceau hertzien (liaison FH),

• mise en série de ces deux types de liaison (liaison FO+FH)

Ils doivent répondre aux caractéristiques suivantes :

• absence de défaillance corrélée avec la présence du défaut.

• le temps de transmission est garanti constant pour le type de différentielle de ligne imposant cette contrainte (inférieur à 4 ms avec une variation inférieure à 0,5 ms pour l’équipement DIFL3000 d’Aréva)

• le temps de transmission maximal garanti la performance de déclenchement de la différentielle de ligne, pour les autres types.

Les liaisons par câble de garde Thym C à câble coaxial intégré ne seront pas utilisées en raison de la qualité insuffisante de ce support pour ce type d’application.

Les liaisons par câble de garde Thym Q à câble à quartes intégré sont quasi inexistantes en 400 kV et ne sont plus installées sur les nouvelles lignes en raison de l'arrêt de fabrication des équipements terminaux.

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5.2.4.2 Principes retenus

L'utilisation des supports de transmission s'effectue en respectant les principes suivants :

• les protections différentielles n'utilisent que des fibres optiques ou des faisceaux hertziens,

• le support le plus fiable doit être attribué à la protection différentielle,

• l'utilisation de supports privés RTE est à privilégier, et on choisit par ordre de préférence, en raison de leur qualité respective : FO, FH puis CPL,

• pour éviter les défaillances de mode commun, les deux protections principales doivent utiliser des supports de transmission indépendants.

Nota : deux liaisons FH ne sont pas considérées comme indépendantes.

5.2.4.2.1 Variante 1

Dans le cadre de la variante 1, les combinaisons possibles de supports de transmission sont, par ordre de préférence :

liaison différentielle de ligne liaison TAC protection de distance

FO FO3 , FH4, CPL, FO3+FH

FH CPL

FO+FH CPL

5.2.4.2.2 Variante 2

Dans le cas de 2 protections de distance à accélération, les deux liaisons de téléactions fonctionnent en parallèle :

• à l'émission, les ordres d'accélération émis par chacune des 2 protections de distance sont dupliqués sur les 2 TAC ;

• à la réception, chacune des 2 protections de distance reçoit les 2 ordres transmis par chacune des 2 TAC.

Cette disposition sera mise en oeuvre en évitant tout mode commun, notamment par les polarités d'alimentation.

PP1

PP2

TAC PP1

PP2

TAC

TACTAC

liaison TAC n°1

liaison TAC n°2

Système de téléprotection à accélération

OU

OU OU

OU

3 Liaison distincte de celle de la liaison différentielle de ligne, de bout en bout. 4 L'existence, entre deux postes, d'une liaison FH en parallèle avec une liaison FO est peu probable.

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Dans le cas de 2 protections de distance à verrouillage, chacune des 2 paires de protections de distance associées fonctionne avec une seule des 2 liaisons de téléactions.

En effet, un fonctionnement en parallèle des liaisons de téléactions, avec somme logique des ordres de TAC à l'émission ou à la réception, réduit la probabilité d'un déclenchement intempestif pour un défaut extérieur à la ligne protégée, mais rend plus probable un verrouillage intempestif des deux protections d'une extrémité pour un défaut sur la ligne.

PP1

PP2

TAC PP1

PP2

TAC

TACTAC

liaison TAC n°1

liaison TAC n°2

Système de téléprotection à verrouillage

Dans les deux cas, les combinaisons possibles de supports de transmission sont, par ordre de préférence :

liaison TAC n°1 liaison TAC n°2

FO FO5, FH6, CPL, FO5+FH

FH CPL

CPL FO+FH

5.2.5 Automates de reprise de service

Après le déclenchement d’une ligne ordonné par les protections contre les défauts d’isolement, un cycle de réenclenchement est effectué , monophasé ou triphasé suivant la forme monophasée ou polyphasée du défaut. De plus, il doit être possible d’effectuer :

• un essai de remise sous tension de l’ouvrage par au moins une extrémité après une tentative infructueuse de réenclenchement monophasé. Si l’ouvrage est retrouvé sain, l’autre extrémité doit pouvoir reprendre automatiquement le transit. Cette possibilité est surtout utilisée pour les lignes longues;

• un renvoi sur barres (postes en antenne ou en piquage).

5.3 Lignes aériennes 225 kV réseau non proche

Quel que soit le réseau considéré, la protection d'une ligne comprend une p r o t e c t i o n distance d'un modèle standard et une protection complémentaire contre les défauts à la terre résistants (protection de puissance homopolaire à temps inverse). A. ces deux protections s'ajoute toujours une troisième protection, plus ou moins performante, destinée à assurer la redondance nécessaire pour obtenir la sécurité d'élimination des défauts recherchée.

5 Liaison distincte de celle de l'autre protection de distance, de bout en bout. 6 L'existence, entre deux postes, d'une liaison FH en parallèle avec une liaison FO est peu probable.

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La troisième protection est une protection de distance ; les deux protections de distance équipant un même départ seront, de préférence, de principes différents.

Lignes courtes (inférieures à 10 à 15 km)

• une protection de distance n°1 à verrouillage

• une protection de distance n°2 à verrouillage

• une protection complémentaire

Les deux protections de distance utiliseront la même téléaction ; le déclenchement en 2ème stade n'étant pas assujetti au verrouillage, un ordre intempestif de verrouillage ne met pas en cause la sécurité de l'élimination d'un défaut mais seulement la rapidité et la sélectivité.

Autres lignes

• une protection de distance n°1 sans téléaction

• une protection de distance n°2 sans téléaction


5.4 Lignes aériennes 225 kV réseau proche

Les deux solutions suivantes sont équivalentes :

Solution 1

• ligne courte : une protection différentielle phase par phase et une protection de distance à verrouillage

• ligne longue P : une protection différentielle phase par phase et une protection de distance à accélération

Solution 2

• ligne courte : 2 protections de distance à verrouillage

• ligne longue P : 2 protections de distance à accélération

• le système de téléaction (équipement TAC et liaison) est doublé selon les principes du plan 400 kV palier 86-1997.

Nota : il est possible de trouver des protections à comparaison de phase à la place des protections différentielles sur liaisons proches équipées avant 2001.

5.5 Lignes aériennes niveau HTB1

Quel que soit le réseau considéré, la protection d'une ligne comprend une protection de distance d'un modèle standard et une protection complémentaire contre les défauts à la terre résistants (protection de puissance homopolaire à temps inverse). A ces deux protections s'ajoute toujours une troisième protection, plus ou moins performante destinée à assurer la redondance nécessaire pour obtenir la sécurité d'élimination des défauts recherchée.

Lignes HTB1 issues des postes F (400 kV/HTB1)

Compte tenu de la nécessité d'avoir des temps d'élimination réduits pour les défauts proches du poste, même en cas de défaillance d'un équipement, les lignes HT issues des postes F sont équipées comme les lignes du réseau 225 kV éloigné.

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Autres lignes HTB1

Dans ce cas l'emploi d'une deuxième protection de distance n'est pas justifié. En cas de défaillance de la protection de distance principale, le secours est assuré par la protection complémentaire si le défaut est à la terre et par une "protection de secours pour défauts polyphasés" dans les autres cas de défaut.

Cette dernière protection est une protection à minimum d'impédance temporisée dont la caractéristique dans le plan RX est décalée de manière à éviter un déclenchement intempestif en cas de défaut amont.

L'équipement de ces lignes est le suivant :

Lignes courtes (inférieures à 5 à 10 km) :

• une protection de distance à verrouillage

• une protection de secours pour défauts polyphasés


Autres lignes :

• une protection de distance sans téléaction

• une protection de secours pour défauts polyphasés


5.6 Lignes aériennes à 3 extrémités 400 kV

Le référentiel technique de RTE n’autorise pas le raccordement d’un client en piquage sur une liaison 400 kV existante.

5.7 Lignes aériennes à 3 extrémités 225 kV

5.7.1 Cas d'un poste passif ou faiblement actif

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5.7.1.1 Système de protection au poste en piquage

Le système de protection principal est constitué de 2 protections d'antenne passive (PAP) associées à un télédéclenchement, mais fonctionnant en secours, en mode temporisé en cas de panne de liaison de téléaction.

L'installation d'une protection complémentaire est facultative, la PAP étant en général suffisamment sensible vis-à-vis des défauts résistants. Cependant, si le risque d'occurrence de défauts très résistants dans la zone est important, une protection complémentaire alimentée par les TCT et le TC « tore neutre primaire » est utilisée pour pallier une mauvaise détection éventuelle d'un défaut résistant par les PAP.

Les PAP reçoivent les ordres de télédéclenchement conditionnel des 2 postes d'extrémités au moyen d'une liaison de téléaction par TAC BF non doublée entre les postes d'extrémité et le poste en piquage.

Reprise de service

Elle est assurée au moyen d'un automate de tranche (réenclencheur) dans la tranche piquage.

Un défaut polyphasé sur la ligne THT entraîne un déclenchement triphasé au piquage des disjoncteurs "primaire" et "secondaire" du transformateur.

La remise sous tension du transformateur est toujours réalisée à partir du primaire.

Justification de la PAP

Le poste en piquage pouvant être strictement passif (c'est-à-dire sans apport en courant direct et inverse mais avec possibilité d'apport de courant homopolaire), une protection de distance standard située au piquage ne pourra ordonner, dans tous les cas, le déclenchement du disjoncteur en cas de défaut sur la liaison d'interconnexion.

Pour assurer le déclenchement monophasé en cas de défaut monophasé ou triphasé en cas de défaut polyphasé, un sélecteur de la phase en défaut sur critère baisse de tension doit être utilisé. Ce critère étant peu sélectif (risque de déclenchement sur défaut extérieur à l'ouvrage protégé), il est nécessaire pour assurer la sélectivité soit de temporiser convenablement l'ordre de déclenchement pour permettre l'ouverture préalable des disjoncteurs des extrémités de la ligne par leurs propres protections, soit d'utiliser un critère sélectif supplémentaire tel qu'un télédéclenchement en provenance de ces mêmes protections d'extrémités qui détectent correctement le défaut.

En l'absence de défaillance du système de transmission du télédéclenchement cette disposition est parfaitement sélective. Le mode temporisé de la PAP n'est autorisé qu'en cas de défaillance du système de transmission.

Pour garantir une bonne sécurité d'élimination des défauts et faciliter la maintenance, deux PAP, en parallèle, sont utilisées dans la tranche piquage (ou la tranche du poste en antenne) lorsque celles-ci constituent le seul système de protection de la tranche.

5.7.1.2 Système de protection aux postes d'extrémité

Les protections principales des postes d'extrémité A et B sont 2 protections de distance de type différent fonctionnant avec téléaction

Les autres équipements utilisés, automate défaillance disjoncteur, protection complémentaire, automate de tranche, protection de surcharge et autres protections d'exploitation sont ceux préconisés par le plan de protection 225 kV et les règles d'exploitation en vigueur.

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Liaisons de téléaction entre postes d'extrémité de la liaison d'interconnexion :

Une seule liaison de téléaction d'accélération de stade ou de verrouillage est utilisée normalement entre les postes d'extrémités A et B.

Pour les lignes moyennes ou longues, une liaison de téléaction à accélération de stade est utilisée pour améliorer le temps d'élimination du défaut situé en extrémité de ligne.

Pour les lignes courtes, une liaison comportant une partie importante en câble souterrain ou de schémas contraignants, on utilisera un schéma à verrouillage.

Télédéclenchement conditionnel vers la PAP du piquage

En cas de défaut sur la liaison, les protections de réseau contre les court-circuits émettent un ordre de télédéclenchement conditionnel vers le poste en piquage au moyen d'une TAC BF lente (100 ms) sur support privé de préférence (câble THYM FO, à quarte ou FH) et à défaut sur LS.

Un seul support de transmission est utilisé à chacune des extrémités pour le télédéclenchement. La redondance est assurée, puisqu'en cas de défaut sur la liaison, chacune des extrémités voit le défaut et émet un ordre de télédéclenchement et les 2 ordres de télédéclenchement initialisent les 2 PAP en parallèle.

5.7.2 Cas général des piquages en réseau maillé

Si les 3 extrémités du piquage sont actives, les cellules d’extrémités sont équipées comme les départs des lignes à 2 extrémités.

5.7.3 Protection des piquages proches

Cas des postes en piquage passif ou faiblement actif :

• doublement des protections de distance aux 2 postes d’extrémités principales

• 2 protections d’antenne passive télédéclenchées (PAP) au poste en piquage

• doublement des téléactions sur la liaison principale,

• exceptionnellement l’installation d’une protection différentielle de ligne à 3 extrémités.

Dans le cas plus général d’un piquage à 3 extrémités actives, l’installation d’une protection différentielle de ligne à 3 extrémités est nécessaire pour une élimination rapide et sélective, complétée par des protections de distance avec téléactions aux 3 extrémités. Il n’est pas nécessaire d’installer des protections d’antenne passive dans ce cas.

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5.8 Lignes aériennes à 3 extrémités HTB1

5.8.1 Cas d'un poste passif ou faiblement actif

Selon le client, le neutre primaire du transformateur en piquage peut être isolé.

5.8.1.1 Système de protection au poste en piquage

RTE ne pratique pas les cycles de déclenchement et réenclenchement monophasé sur les réseau HTB1, il n’y a pas nécessité d’installer des équipements PAP.

Les installations de production à neutre relié comporte un relais à maximum de courant dans la connexion du neutre primaire (détection des défauts monophasés). Les défauts polyphasés doivent être détectés par des relais à minimum de tension côté HTA (protections du groupe). Il est toutefois possible de les détecter en HTB1 si le producteur installe 3 réducteurs de tension au primaire de son transformateur.

Les installations de distribution à neutre isolé qui deviennent actives par l’arrivée de producteurs en HTA comporte une protection voltmétrique homopolaire au primaire du transformateur, pour éviter de maintenir sous tension un défaut monophasé apparaissant en HTB1. Les défauts polyphasés doivent être détectés par des relais à minimum de tension côté HTA (protections du groupe).

5.8.1.2 Système de protection aux postes d’extrémité

Les départs lignes sont équipés comme des lignes à 2 extrémités.

5.8.2 Cas général des piquages en réseau maillé

Si les 3 extrémités du piquage sont actives, les cellules d’extrémités sont équipées comme les départs des lignes à 2 extrémités.

5.9 Protections des liaisons Centrale-Poste

5.9.1 Groupes thermiques

• ND 212-77-01D février 1990 « Circuits très haute tension et basse tension de liaison d’évacuation d’énergie des centrales thermiques classiques et nucléaires » : groupes

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thermiques de plus de 600 MW sur réseau 225 kV ou 400 kV, liaisons à 1 ou 2 disjoncteurs. Ce document décrit les protections côté réseau RTE.

5.9.2 Groupes hydrauliques

• XEL 02-11 groupes hydrauliques sur réseaux 150, 225, 400 kV, spécifications des protections contre les défauts extérieurs à prévoir dans les centrales, indépendamment du type de raccordement :

PROTECTIONS CONTRE LES DEFAUTS DE RESEAU

Nature du problème posé

Les défauts réseau sont normalement éliminés par les protections du réseau de transport qui assurent la mise hors tension de l'élément en défaut (ligne d'interconnexion, jeux de barres de poste d'interconnexion, liaison centrale-poste, jeux de barres de centrale), en agissant éventuellement sur les disjoncteurs des groupes hydroélectriques.

Dans quelques rares cas cependant, les protections du réseau de transport assurent seulement la séparation de la zone en défaut du réseau général mais n'assurent pas la séparation de la source formée par le ou les groupes générateurs de la partie de réseau effectivement en défaut. II est alors nécessaire de prévoir une protection côté centrale déclenchant l'action de séparation nécessaire à l'élimination des défauts dits fugitifs.

Dans tous les autres cas, le défaut est éliminé par les protections du réseau et le seul cas à prendre en compte est celui d'une élimination en secours des défauts présents c'est-à-dire dans les cas où une ou des protection(s) normales) de réseau n'a (ont) pas fonctionné.

Solution retenue

Nous avons vu dans ce qui précède qu'il est nécessaire de disposer à la centrale hydroélectrique de moyens de détection du défauts de réseau (à la terre ou entre phases), pour éliminer en secours dans la plupart des cas, ou pour éliminer normalement dans de rares cas.

Compte tenu de la diversité des situations recensées, et de l'évolution régulière des plans de protection du réseau, il a été décidé de rechercher et d'installer au niveau des centrales hydroélectriques des protections qui déclenchent sur des critères locaux, qui permettent le bon fonctionnement des protections du réseau de transport et qui assurent la sélectivité avec ces dernières.

On installe donc les deux protections suivantes:

• une protection à minimum de tension détectant les défauts polyphasés (bi ou triphasés), ce qui implique une protection sensible aux chutes de tension des trois tensions composées réseau,

• une protection homopolaire sur le neutre THT des transformateurs détectant les défauts monophasés à la terre dont la nature est fonction du mode de raccordement du neutre du transformateur à la terre :

• si le neutre de celui-ci est constamment à la terre soit directement, soit par l'intermédiaire d'une réactance de neutre, la protection homopolaire est une protection de courant,

• si le neutre est constamment isolé, c'est une protection de tension,

• si le régime du neutre peut changer, une protection mixte est nécessaire.

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S'agissant le plus souvent de protections de secours, elles agissent sur les disjoncteurs de groupe par l'intermédiaire d'une action de type DE (Défauts Extérieurs) et sont temporisées au-delà du 3ème stade des protections de ligne, au-delà des temps de cycles monophasés des réenclencheurs et au-delà de la temporisation "de secours" des transformateurs d'interconnexion. En conséquence, cette temporisation est au minimum de 3 secondes tant pour la protection homopolaire que pour celle à minimum de tension.

• XEL 02-10 groupes hydrauliques sur réseau 42, 63, 90 kV, spécifications des protections contre les défauts extérieurs à prévoir dans les centrales, indépendamment du type de raccordement (dispositions identiques à la XEL 02-11).

5.10 Cas général protection des antennes

5.10.1 Antenne 400 kV liaison à 2 disjoncteurs

Les liaisons en antenne passive et en double antenne relèvent de la variante 1 (PDL et PX) mais une étude est nécessaire pour préciser ce choix et le compléter éventuellement par d’autres dispositions selon le niveau de sûreté attendu.

5.10.2 Antenne 225 kV liaison à 2 disjoncteurs

Au poste source, la tranche du départ vers le poste en antenne est équipée conformément au plan 225 kV. Les ordres de déclenchement des deux protections principales et de la protection complémentaire génèrent un ordre de télédéclenchement (obtenu à partir d'un OU logique des 3 ordres) vers le poste en antenne.

Une seule voie de télédéclenchement est utilisée.

Le doublement de la voie de télédéclenchement sur deux supports indépendants ne sera nécessaire que dans le cas particulier où une très grande sécurité d'alimentation de l'antenne (client sensible) est exigée et qu'on souhaite s'affranchir des conséquences d'un défaut TAC.

Le poste en antenne est passif ou faiblement actif

Dans ce cas, la tranche du poste en antenne est équipée de 2 PAP, d'un réenclencheur et d'un ADD

Le poste en antenne est actif

Ce qui correspond en fait à 2 cas : soit le secondaire du transformateur est relié à un réseau HT bouclé puissant, soit le poste en antenne est alimenté par 2 lignes issues du même poste source.

Dans ces 2 cas, la tranche ligne au poste en antenne est équipée de

• 1 protection de distance,

• 1 PAP télédéclenchée (avec mode temporisée en secours) pour permettre les cycles de réenclenchement monophasé lorsque le poste est passif,

• 1 protection complémentaire (avec surveillance TCT),

• 1 ADD qui émet un télédéclenchement vers le poste Source,

• 1 réenclencheur.

5.10.3 Antenne 225 kV liaison à 1 disjoncteur

Rappel : Mis en œuvre pour les utilisateurs « producteurs », ce type de raccordement n’est toléré que si le site de production se trouve sur une parcelle contigüe au poste RTE.

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Le disjoncteur protégeant le transformateur est situé au poste source. Les dispositions du plan 225kV sont applicables à la tranche du départ au poste source.

La protection transformateur transmet l'ordre de déclenchement inconditionnel au poste source au moyen de deux systèmes de téléaction : TAC BF sur LS et par ordre de préférence : TAC BF sur support privé ou à défaut TAC HF. Chaque liaison de téléaction utilise un support de transmission indépendant pour garantir la sécurité d'élimination du défaut transformateur, chacune des TAC étant alimentée par une polarité différente.

La réception de l'ordre de télédéclenchement désarme le réenclencheur au poste source.

5.10.4 Antenne HTB1 liaison à 2 disjoncteurs

Au poste source, la tranche du départ vers le poste en antenne est équipée conformément au plan HTB1.

Les installations de production à neutre relié comporte un relais à maximum de courant dans la connexion du neutre primaire (détection des défauts monophasés). Les défauts polyphasés doivent être détectés par des relais à minimum de tension côté HTA (protections du groupe). Il est toutefois possible de les détecter en HTB1 si le producteur installe 3 réducteurs de tension au primaire de son transformateur.

Les installations de distribution à neutre isolé qui deviennent actives par l’arrivée de producteurs en HTA comportent une protection voltmétrique homopolaire au primaire du transformateur, pour éviter de maintenir sous tension un défaut monophasé apparaissant en HTB1. Les défauts polyphasés doivent être détectés par des relais à minimum de tension côté HTA (protections du groupe).

5.10.5 Antenne HTB1 liaison à 1 disjoncteur

Rappel : Mis en œuvre pour les utilisateurs « producteurs », ce type de raccordement n’est toléré que si le site de production se trouve sur une parcelle contigüe au poste RTE.

Au poste source, la tranche du départ vers le poste en antenne est équipée conformément au plan HTB1.

La protection transformateur transmet l'ordre de déclenchement inconditionnel au poste source au moyen de deux systèmes de téléaction.

FIN DU DOCUMENT

Documents

Cahier des charges général postes HTB