Chapitre 19 Reseaux Haute Tension

7/28/2019 Chapitre 19 Reseaux Haute Tension

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19-Rseaux HTA Transformateurs HTA/BTA Gestion de lnergie

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Chapitre 19 :

S1.1 : Rseaux HTA.

S1.2 : Transformateurs HTA / BTA.

S1.5 : Gestion de lnergie.

SOMMAIRE

S1.1 : RESEAUX HTA

1-Quelques rappels 3

1-1-Domaines de tension 3

1-2-Constitution du rseau national 31-3-Intrt dutiliser la HT 6

1-4-Production de lnergie lectrique 6

2-Types de rseaux HTA 7

3-Postes HTA / BT 8

Comptage BT dans un poste HTA/BT 9Comptage BT dans un poste HTA/BT 10

4-protection des postes HTA/BT 11

5-Cellules HTA 14

5-1-Choix des cellules HTA 15Cellules raccordement au rseau 18

Cellules protection par inter fusibles 19Cellules protection par disjoncteur 20

Cellules comptage MT 21

Cellules comptage MT 22

Cellules autres fonctions 23

Fusibles protection transformateurs 24

5-2-Exemples de choix de cellules HTA 25Travail personnel sur le choix des cellules 26

Autocorrection du choix des cellules 30

S1.2 : TRANSFORMATEURS HTA / BTA

6-Transformateurs HTA / BTA 346-1-Dsignation des transformateurs 35

6-2-Protection des transformateurs 36

6-3-Couplage des transformateurs en parallles 39

6-4-Choix des transformateurs 39

Travail personnel sur le choix des transformateurs 42

Autocorrection du choix des transformateurs 44


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S1.5 : GESTION DE LENERGIE

7-Tarifs EDF 45

8-Le facteur de puissance 49

8-1-Quest ce que le facteur de puissance ? 49

8-2-pourquoi est ce ncessaire davoir un bon facteur de puissance ? 50

8-3-Comment amliorer le facteur de puissance ? 518-3-1-Compensation par le calcul 518-3-2-Compensation par le tableau 52

8-3-3-Compensation par labaque 53

8-4-O Compenser ? 54

8-5-Conclusions 55

Travail Personnel sur la compensation 55

Autocorrection de la compensation 579-Sources de remplacement 59

Bibliographie :

Guide de distribution de linstallation lectrique Schneider Electric dition 2003.

Catalogue Schneider distribution lectrique Merlin Gerin 2002/2003.

Norme NF C 15-100 installations lectriques basse tension dition 2002.

Cahiers techniques Merlin Gerin.

Catalogue 2003 Cellules SM6 Merlin Grin.


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1-Quelques Rappels :

1-1-Domaines de tension :

Domaines de tension Courant alternatif Courant continu

Trs Basse Tension U 50 V U 120 VBTA 50 < U 500 V 120 V < U 750 VBasse

Tension BTB 500 < U 1000 V 750 V < U 1500 VHTA 1000 < U 50 000 V 1500 V < U 75 000 VHaute

Tension HTB U > 50 000 V U > 75 000 V

1-2-Constitution du rseau national :

Le rseau national (mme Europen) est constitu de nombreuses centrales interconnectes entre elles pour

assurer une bonne continuit de service et une grande stabilit de rseau. Ces centrales produisent en gnral du

20 kV qui est immdiatement lev en 400 kV pour le rseau dinterconnexion.A partir de ce rseau tendu en France et nos voisins Europens on abaisse la tension, par palier, pouralimenter des clients en 220kV, 90kV, 63kV, 20kV ou 230/400V

Centrale de

Production

Centrale de

Production

Centrale de

Production Rseau rgional

220 kV

Rseau 63 kV

ou 90 kV

Rseau National

(mme Europen)

dinterconnexion

400 kV

Rseau local 20 kV

Rseau local BT

230 / 400V

Clients

Clients

Clients

Clients

Clients


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19-Rseaux HTA Transf

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Centrale hydraulique Transformateur

20 KV / 400 kV

Centrale thermique Transformateur

20 KV / 400 kV

Centrale nuclaire Transformateur

20 KV / 400 kV

Transformateur400 kV / 220 kV

Transform

63 kV / 20

Transformateur

220 kV / 63 kV

Livrais

Livrais

POSTE DINTERCONNEXION

NOTA :

Les dispositifs de protection

ne sont pas reprsents.


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Alternateur de centrale :15 ou 20 kV.De 900 1450 MW.

Transformateur :20 kV / 400 kV.

Rseau dinterconnexion maill :Liaison vers ltranger.

Rseau rgional :220, 90 ou 63 kV.

Rseau local :Poste sourceSortie en 20 kV.

Poste de quartier :20 kV / 400 230V.

Clients :

400 kV 220 kV 63 ou90kV 20 kV 230 / 400V


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1-3-Intrt dutiliser la Haute Tension :

lavantage dutiliser la Haute Tension est dabaisser le courant en ligne et donc :

diminuer les pertes par effet Joule. diminuer la section des conducteurs.Prenons lexemple dun alternateur de centrale nuclaire de 1300 MW :

En 20 kV : En 400 kV : En 400V :

I = S / U x 3= 1 300 000 000 / 20 000 x 3

=37 528 A

on ne tient pas compte

du facteur de puissance

I = S / U x 3= 1 300 000 000 / 400 000 x 3

= 1876 A



I = S / U x 3= 1 300 000 000 / 400 x 3

=1 876 000 A



Intensit trs leve :

On comprend la ncessit d lever

rapidement la tension

Intensit normale :

Do lintrt de la HT.

Intensit trop leve :

Situation impossible, pas de

matriel adapt.

On comprend rapidement au vu de ces chiffres lintrt de la haute tension sur le rseau national mais aussi pourcertaines grosses entreprises ou pour des rseaux tendus.

Face cet avantage incontestable au niveau de lintensit, la Haute Tension pose des problmes au niveau de

lisolation que ce soit pour le matriel ou pour les personnes. On dveloppera donc du matriel spcifique : les

cellules HT (voir pages suivantes)

1-4-Production de lnergie lectrique :

La production de llectricit est assure par des centrales :

Centrales hydrauliques : on utilise des chutes deau, plus ou moins haute (basse chute, moyenne chute, hautechute) pour faire tourner des turbines. Chaque turbine entrane un alternateur qui produit une tension engnral de lordre de 20 kV.

Centrales thermiques : on chauffe de leau avec un combustible (fuel, gaz ou charbon). Cette eau chauffeproduit de la vapeur deau sous pression qui est son tour dirige vers des turbines. Chaque turbine entrane

un alternateur qui produit une tension en gnral de lordre de 20 kV.

Centrales nuclaires : on utilise la raction de fission nuclaire pour chauffer un caloporteur qui va chaufferde leau. Cette eau chauffe produit de la vapeur deau sous pression qui est son tour dirige vers des

turbines. Chaque turbine entrane un alternateur qui produit une tension en gnral de lordre de 20 kV.

Actuellement la majorit de llectricit produite en France est dorigine nuclaire.

Dautres centrales de production sont utiliss de faon plus marginale dans notre pays :

Energie olienne : on utilise lnergie du vent pour faire tourner des turbines. Energie solaire : on utilise des cellules photovoltaques pour transformer la lumire (photons) en tension.En 2001 lnergie lectrique, en France, a t produite :

75,8% partir du nuclaire. 13,9% partir de lhydraulique. 6,2% partir du charbon. 2% partir du ptrole. 1,4% partir du gaz. 0,7% partir du solaire ou de lolien.Source : ministre de lconomie, des finances et de lindustrie.


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2-Types de rseaux HTA :

il existe 3 types de rseaux HTA (alimentation des postes sources* ou des clients en HTA) :

* : poste EDF en 63kV ou 90kV alimentant les postes 20kV / 400-230V de votre quartier).

Alimentation en antenne ou simple

drivation :

Chaque poste HTA / BT est aliment partir

dun poste source par un seul cble.

Cest le systme le moins efficace, pour lacontinuit de service. Il est utilis en rseau

rural et tend tre remplac par les rseaux

en coupure dartre prs des villes.

En cas de dfaut, cela provoque la coupure

de tous les abonns BT.

Alimentation en boucleou coupure dartre :


dun poste source par une boucle ouverte en

un point (dit point de coupure).

Tous les appareils de coupure sont fermssauf un.

Cest un systme efficace, pour la continuitde service. Il est utilis dans les villes, en

souterrain en gnral.

En cas de dfaut, on isole le dfaut compris

entre 2 postes et on alimente par les 2

extrmits de la boucle. Seul un problme

sur le poste source est pnalisant.

Alimentation en double drivation :


de 2 postes source par 2 cbles distincts.

On trouve des interrupteurs sectionneurs

verrouillage lentre de chaque poste HTA

/ BT (alimentation par 1 ou lautre)

Cest un systme efficace, pour la continuit

de service. Il est utilis en rgion parisienne

et dans les grandes villes mais cote trs

cher.

En cas de dfaut, sur un poste ou un cble on

passe automatiquement sur lautre source


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3-Postes HTA / BT:

Comme on la vu, prcdemment, lutilisation de la haute tension ncessite de crer des postes HTA dans

lesquels:

sont raccordes les arrives HT. sont raccordes les sorties en BT le plus souvent ou HT dans quelques cas.Ces postes se dcomposent en 3 parties:

Les cellules darrive qui dpendent de la nature de lalimentation (antenne, boucle ou double drivation). Les cellules de comptage, dans le cas de comptage en HT (voir choix des cellules). Les cellules protection transformateurs (voir choix des cellules). Les cellules de dpart ou cellules particulires (contacteur, commande de condensateurs,)

Vous trouvez dans les 2 pages suivantes:

La structure de ces postes (comptage BT ou HT) avec les 3 arrives possibles. Les normes applicables ces postes. Les possibilits daccs des diffrents acteurs dans le cas dun poste priv.


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Rseau public Raccordement

au rseau

Protection HTA

Transformateur HT / BT

Comptage BT

Sectionnement gnNF C 13-100NORMES:

Antenne ou simple drivation:

Double drivation:

Boucle ou coupure dartre:

POSSIBILITES DACCES: Usager

Vrificateur Consuel

Distributeur dnergie

1 seultransformateur

I HT 45A


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Rseau public Raccordement

au rseau

Protection HTA

Comptage en HTA

Distribution et prote

des dparts HTNORMES: NF C 13-100 NF C 13-200Antenne ou simple drivation:

Double drivation:

Boucle ou coupure dartre:

POSSIBILITES DACCES: Usager

Vrificateur Consuel

Distributeur dnergie

1 seul

transformateur

I HT 45A


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4-Protection des postes HTA / BT :

La norme NF C 13-100 impose :

Protections contre les chocs lectriques et protections contre les surtensions. Protection lectriques. Protection contre les effets thermiques et autres effets nocifs. Verrouillages et asservissements.La protection contre les contacts lectrique impose :

Une protection contre les contacts directs (mise hors de porte des personnes par loignement ou au moyendobstacles, cbles isols, bornes BT et du disjoncteur protgs).

Une protection contre les contacts indirects (liaison quipotentielle entre toutes les masses du poste et tousles lments conducteurs du sol, y compris le sol. Linstallation ne doit pas pouvoir propager des potentiels

dangereux). (Voir schmas et valeur des prises de terre page suivante).

La protection contre les surtensions doit tre ralise par des parafoudres HTA rsistance variable, relis aux

circuits de terre des masses du poste, si le poste est aliment par un rseau comprenant des parties ariennes prs

de celui-ci.

La protection lectrique consiste assurer : La protection contre les surcharges. La protection des transformateurs. La protection contre les courts-circuits entre phase (soit par disjoncteur, soit par fusibles). La protection contre dfaut la terre.Pour plus de dtails consulter le paragraphe protection des transformateurs .

La protection contre les effets thermiques et autres effets nocifs impose de respecter des rgles dinstallation :

Transformateur secs obligatoires dans les Immeubles de Grandes Hauteurs. Transformateurs immergs interdits dans les IGH et autoriss ailleurs aprs avoir consult les normes selon

les dilectriques utiliss(rappelez vous des transformateurs au pyralne).


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Les verrouillages et asservissements consistent obliger, par un jeu de clefs, raliser des manuvres dans les

postes selon une procdure prtabli et ceci en toute scurit.


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Schmas et valeur des prises de terre :

Schmas de raccordement

des masses :

Rsistance maximale de la prise de

terre des masses du poste :TNR :

TN ct BT.

Toutes les

masses sont

relies la terreet entre elles.

ITR :

IT ct BT.

Toutes les

masses sont

relies la terreet entre elles.

Aucune valeur nest prescrite dans la mesure

o les installation alimentes par le poste se

trouvent dans la zone dquipotentialit.

Si des masses sont situes hors de cette zone,

la rsistance globale de la prise de terre ne

doit pas dpasser 1.

IE (A) Rn()

TTN :

TT ct BT.

La masse du

poste est reli

la masse du

neutre.40 26

300 3

1000 1

ITN :IT ct BT.

La masse duposte est reli

la masse du

neutre.

Rp()

TTS :

TT ct BT.

Les prises de

terre sont

spares. IE

(A)

Utp =

2 kV

Utp =

4kV

Utp =

10 kV

40 30* 30* 30*

300 5 12 30*

1000 1 3 10

ITS :IT ct BT.

Les prises de

terre sont

spares.

IE : Intensit maximale du courant de premier dfaut monophas la terre du rseau HT alimentant le poste.

* la rsistance de la prise de terre est volontairement limit 30.

HT BT

Rn

PE ou PEN

Rn

HT BT

HT BT

Rn Ra

HT BT

Rn Ra

HT BT

RnRp Ra

HT BT

RnRp Ra


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5-Cellules HTA :

On retrouve en HTA le mme appareillage de sectionnement, de commande ou de protection, quen BT mais

compte tenu de sa taille, due la tension plus lev, il porte le nom de cellules :

Ces cellules fonctionnent actuellement pour la plupart au SF6 (Hexafluorure de soufre) qui a une trs grande

rigidit dilectrique (10 15 fois plus que celle de lair).

On trouve donc :

Des sectionneurs :Ils servent isoler, nont pas de pouvoir de coupure (le sectionneur de terre peut avoir un pouvoir de fermeture).

Ils assurent une coupure omnipolaire (tous les ples en mme temps) et ont une coupure visible (ples visibles)

ou pleinement apparente (indicateurs).

Des interrupteurs :Ce sont des appareils de commande faible cadence de manuvre et possdant un pouvoir de coupure.

Des interrupteurs sectionneurs :Ce sont des appareils qui combinent les 2 appareils prcdents :

Ils servent donc isoler et commander. Ils possdent le pouvoir de coupure de linterrupteur et la coupurevisible ou pleinement apparente du sectionneur.

Des contacteurs :Ce sont des appareils de commande forte cadence de manuvre. Ils sont utiliss comme en BT pour la

commande de moteurs, de condensateurs,.

Des disjoncteurs :Ils protgent linstallation contre les courts-circuits et les surcharges.

Ils sont parfois automatiss et possdent un cycle de manuvre.

Exemple dun cycle utilis par EDF sur rseau arien :

Cycle RR + 1 RL (1 rapide + 1 lent) :

O1 RR O2 RL O3

Dfaut 0,3 s 0,4 s 15 30 s 0,4 s Dfaut permanent

A l apparition du dfaut on provoque louverture O1 du disjoncteur.

300 ms aprs on effectue un renclenchement rapide RR de 0,4 s.

Si le dfaut persiste cela provoque louverture du disjoncteur O2 puis 30 secondes plus tard on effectue un

renclenchement lent RL de 0,4 s.

Si le dfaut persiste cela provoque louverture du disjoncteur O3 et l, il faudra intervenir car le dfaut est

permanent.

Cette mthode, utilise sur les rseaux ariens, permet dliminer les dfauts fugitifs (chute dune branche sur

une ligne HTA, par exemple) sans intervenir sur place (80% des pannes).

Cette technique est interdite pour les rseaux enterrs car les dfauts sont rarement fugitifs : ils sont dues au

vieillissement des isolants, la mauvaise isolation des boites cbles ou des agressions par des engins de

travaux publics.

Des fusibles :Ils protgent linstallation contre les courts-circuits. Cest le seul moyen en HTA de limiter le courant de court-

circuit. Sur dfaut, en triphas, il faut changer les 3 fusibles.


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5-1-Choix des cellules :

Selon la norme C 13-100 le choix des cellules HT dpend de lintensit de court-circuit qui est lie la puissance

de court-circuit quivalente en MVA :

Extrait dun ancien catalogue Merlin Grin :

Tension nominaleou assigne (kV)

7,2 12 17,5 24

Tension de service(kV)

3 3,3 4,16 5 5,5 6 6,6 10 11 13,8 15 20 22

Tenuedilectrique :

50Hz 1mn

(kV eff)

20 28 38 50

1,2 / 50s(kV crte)

60 75 95 125

Puissance de court-circuit quivalente en MVA

12 12,5 31,5 65 70 90 110 120 130 145 215 240 300 325 435 475

14 14,5 36,5 75 85 105 125 135 150 165 250 275 345 375 500 55016 16 40 85 90 115 140 150 165 185 280 305 385 415 555 610

20 20 50 110 120 150 180 200 220 240 365 400 500 545

25 25 62,5 135 250 190 230 250 275 300 455 500

30 31,5 79 165 180 230 275 300 330 360

SER

IE

Tenu

ethermique

(kAeff.

1s)

Tenu

electrodynamique

(kAcrte)

Si on cherche une cellule darrive type IM en 20kV et une puissance de court-circuit de 450 MVA on prendra :

1 cellule IM srie 14 ou IM 400 24 14,5 :

IM : type de cellule (cellule interrupteur).

400 : Courant assign (400A).24 : tension assigne (24 kV pour une tension de service de 20 kV).

14,5 : courant de courte dure admissible 14,5 kA eff 1s.


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3 questions se posent pour choisir les cellules dun poste HTA/BT :

Nature des cellules darrive (simple drivation, double drivation ou boucle). Nature du comptage (comptage en BT ou en HTA). Nature des dparts (protection transformateurs, boucle, ).A ces 3 questions peuvent se poser les problmes de raccordement dun groupe de secours (groupeslectrognes).

Choix des cellules darrive :

Arrive en antenne

ou simple drivation :

Arrive en boucle

ou coupure dartre :

Arrive en double

drivation : 1 cellule interrupteur.Par exemple 1 x IM

en VM6 de chez Schneider.

2 cellules interrupteur.Par exemple 2 x IM

en VM6 de chez Schneider.

1 cellule double interrupteuravec verrouillage.

Par exemple 2 x IM avecverrouillage A4 en VM6 de chez

Schneider.

Choix du comptage :

On privilgie le comptage BT qui est moins coteux en quipement mais il faut respecter les contraintes ci-

dessous :

Comptage BT : Comptage HTA : Si un seul transformateur.

ET

In au secondaire dutransformateur < 2000 A

(puissance maximum 1250

kVA et I au primaire de lordrede 45 A en 20 kV).

Si un seul transformateurET

Transformateur de puissancesuprieure 1250 kVA.

Si plusieurs transformateurs.

Le courant assign de lquipement HTA sera au plus gal 400A.

Choix des cellules de dpart :

La nouvelle NF C13-100 impose une coupure des 3 phases (protection contre la marche monophase) ds quun

fusible HT fond (absence dune seule phase) do lutilisation gnralise de cellules QM (le percuteur du

fusible HT va faire ouvrir linterrupteur sectionneur de la cellule et donc couper lalimentation).

Par contre EDF considre que si un fusible fond on peut continuer alimenter certains clients (utilisation de

cellules PM).


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Organigramme du choix des cellules de dpart :

Transformateur

A dilectrique liquideOUI

In 45 A

Marche triphase

obligatoire

Distance cellules

transformateur 100m

Protection par relais

indirect

DGPT

Disjoncteurobligatoire(DM 12)

DEBUT

Inter-fusibles combins(QM)

Inter fusibles combins QMavec relais homopolaire Disjoncteur avec maxi de I et

homopolaire (DM).

Protectiondfaut terre

obligatoire

Protection

dfaut terre

obligatoire

NON

OUI

OUI

OUI

OUI

NON

NON

NON

NON


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5-2- Exemples de choix de cellules HTA:

1- 1seul transformateur 400 kVA 20kV / 400V, isol dans lhuile, plac dans un poste externe, aliment par une

boucle 20kV - Puissance de court-circuit 450 MVA - Pas de protection contre la marche en monophase -

Cellule prs du transformateur Pas de protection par relais indirect.

Choix des cellules et des fusibles (NF C13-100)*

Choix de la srie : Srie 14

Calcul de lintensit : I = S / U x 3 = 400 / 20 x 3 = 11,5A

Choix des fusibles : 3 + 3 Fusibles solfuse 43A

Cellules darrive : 2 cellules IM 400 24 14,5

Comptage BT ou HT : Comptage BT

Cellules de dpart ou protection

transformateur:

1 cellule QM 400 24 14,5

*Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement ventuel.

Les sectionneurs de mise la terre ne sont pas reprsents.

IM IM QM

Arrive 1 Arrive 2 Transfo

400 kVA


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2- 1seul transformateur 800 kVA 15kV / 400V, isol dans lhuile, plac dans un poste externe, aliment par unedouble drivation 15kV - Puissance de court-circuit 500 MVA - Pas de protection contre la marche en

monophase - Cellule prs du transformateur Pas de protection par relais indirect.


Choix de la srie :

Calcul de lintensit :

Choix des fusibles :

Cellules darrive :

Comptage BT ou HT :


transformateur:* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement ventuel.


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3- 2 transformateurs 800 kVA 20kV /400V, immergs dans lhuile, aliments par une antenne (Pcc = 450

MVA).


Choix de la srie :



Cellules darrive :

Comptage BT ou HT :


transformateur:

* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement ventuel.


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4- 2 transformateurs 1000 kVA 20kV / 400V, immergs dans lhuile, dont 1 secouru par GE , aliments par une

double drivation (Pcc = 550 MVA).


Choix de la srie :



Cellules darrive :

Comptage BT ou HT :


transformateur:

Cellule pour larrive secourue :



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5- Boucle de 15 kV (Pcc = 250 MVA) alimentant :

-2 transformateurs 1000 kVA immergs dans lhuile.-1 dpart boucle.

-1 arrive secours par GE pour 2 transformateurs 400 kVA.


Choix de la srie :



Cellules darrive :

Comptage BT ou HT :


transformateur:Cellule pour larrive secourue :

* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement ventuel


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2- 1seul transformateur 800 kVA 15kV / 400V, isol dans lhuile, plac dans un poste externe, aliment par une

double drivation 15kV - Puissance de court-circuit 500 MVA - Pas de protection contre la marche en

monophase - Cellule prs du transformateur Pas de protection par relais indirect.



Calcul de lintensit : I = S / U x 3 = 800 / 15 x 3 = 31A


Cellules darrive : 2 cellules IM 400 17,5 20 avec verrouillage A4

Comptage BT ou HT : Comptage BT


transformateur:

1 cellule QM 400 17,5 20


IM IM QM

Arrive 1 Arrive 2 Transfo

800 kVA


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3- 2 transformateurs 800 kVA 20kV /400V, immergs dans lhuile, aliments par une antenne (Pcc = 450MVA).





Cellules darrive : 1 cellule IM 400 24 14,5

Comptage BT ou HT : Comptage HT : 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 24 14,5 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 24 14,5


transformateur:

2 cellules QM 400 24 14,5


IM QM QM

Arrive Transfo

800 kVA

Transfo

800 kVA

DM2CM

Comptage


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4- 2 transformateurs 1000 kVA 20kV / 400V, immergs dans lhuile, dont 1 secouru par GE , aliments par une

double drivation (Pcc = 550 MVA).





Cellules darrive : 2 cellules IM 400 24 16 avec verrouillage A4

Comptage BT ou HT : Comptage HT : 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 24 16 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 24 16


transformateur:

2 cellules QM 400 24 16

Cellule pour larrive secourue : 1 cellule NSM 400 24 - 16

1 cellule GBM 400 24 - 16* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement ventuel.

IM QM QM

Arrive Transfo

1000

kVA

Transfo

1000

kVA

DM2CM

Comptage

IM

Arrive

GBM NSM

Groupe

secours


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2797 T 19 - X 33

5- Boucle de 15 kV (Pcc = 250 MVA) alimentant :

-2 transformateurs 1000 kVA immergs dans lhuile.-1 dpart boucle.

-1 arrive secours par GE pour 2 transformateurs 400 kVA.



Calcul de lintensit : I = S / U x 3 = 1000 / 15 x 3 = 38AI = S / U x 3 = 400 / 15 x 3 = 15A

Choix des fusibles : 6 + 3 Fusibles solfuse 63A6 + 3 Fusibles solfuse 43A

Cellules darrive : 2 cellules IM 400 17,5 12,5

Comptage BT ou HT : Comptage HT : 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 17,5 12,5 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 17,5 12,5


transformateur:

2 cellules QM 400 17,5 12,5 (transformateurs 1000 kVA)

2 cellules IM 400 17,5 12,5 (boucle)2 cellules QM 400 17,5 12,5 (transformateurs 400 kVA)

Cellule pour larrive secourue : 1 cellule NSM 400 17,5 12,51 cellule GBM 400 17,5 12,5

* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement ventuel

IM QM QM

Arrive Transfo

400 kVATransfo

1000

kVA

DM2CM

Comptage

IM

Arrive

GBM NSM

Groupe

secours

QM

Transfo

1000

kVA

IMIM

boucle


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6-Transformateurs HTA / BT :

Les transformateurs triphass HTA/BT sont constitus :

De circuits magntiques comprenant des colonnes, une culasse infrieure, une culasse suprieure. De circuits lectriques comprenant 2 bobines par phase (une primaire HT et une secondaire BT). D organes mcaniques assurant lassemblage, la protection, permettant la manutention et parfois le

refroidissement.

Les circuits magntiques sont constitus de tles magntiques (tles dacier au silicium) isoles sur une face

pour limiter les pertes assembles comme indiqus ci-dessous :

Les circuits lectriques comprennent 2 bobines par phase (une primaire HT et une secondaire BT)

Chaque cot du transformateur doit tre coupl pour fonctionner selon les besoins de lentreprise.

Il existe 3 types de couplage possibles :

Couplage Etoile : trs utilis en BT car il permet dobtenir 2 tension (une tension simple entre phase etneutre et une tension compos entre phases).

Couplage Triangle : trs utilis en HTA car il ny a pas de neutre (3 fils au lieu de 4). Couplage Zigzag : Chaque enroulement comprend 2 demi-bobines places sur es noyaux diffrents.La deuxime demi-bobine a ses sorties inverses . les forces lectromotrices sont dphases de 120 lectriques.

Avec le couplage zigzag , on obtient une meilleure rpartition des tensions en cas de rseaux dsquilibrs ct

BT.

Couplage Etoile : Couplage Triangle : Couplage Zigzag :

Neutre Phase1 Phase 2 Phase3 Phase1 Phase 2 Phase3 Neutre Phase1 Phase 2 Phase3

Dsignation des couplages :

Ct BT: Ct HT: Ct BT: Ct HT: Ct BT: Ct HT:y Y d D z Z

Culasse suprieure

Culasse infrieure

Colonne

Colonne

Colonne


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6-1-Dsignation des transformateurs :

La dsignation dun transformateur se fait en accolant les 2 lettres des couplages HT et BT suivi dun nombre

prcisant lindice horaire.

Lindice horaire compris entre 0 et 12 (identique aux heures dune pendule) correspond un dcalage de 360

pour la valeur 12 (chaque angle tant un multiple de 30).

Cet indice horaire correspond langle de retard de la tension dune phase au secondaire par rapport la mmephase au primaire (exemple pour la valeur 5 : la phase 1 du secondaire a un retard de 5 x 30 = 150 par rapport la phase 1 du primaire).

Parfois on rajoutera n cette dsignation pour prciser la prsence du neutre.

Exemples :

Dyn11 Yy0 Yzn11 Couplage HT en Triangle. Couplage BT en Etoile. Neutre sorti. Indice horaire 11 (330).

Couplage HT en Etoile. Couplage BT en Etoile. Indice horaire 0 (0).

Couplage HT en Etoile. Couplage BT en zigzag. Neutre sorti. Indice horaire 11 (330).

Les organes mcaniques assurent :

le support des circuits magntiques. La fixation des traverses. La fixation des supports servant la manutention. La protection mcanique et la contenance du dilectrique dans le cas de transformateurs immergs.En effet il existe 2 types de transformateurs :

1-Les transformateurs secs enrobs (type Trihal de Schneider):

Ce sont des transformateurs de type sec enrob (ou encapsul).

Lisolation des enroulements est assur par des isolants solides.

Le refroidissement est donc ralis par lair ambiant sans liquide intermdiaire.

2-Les transformateurs immergs :

Les transformateurs sont immergs dans une cuve contenant un dilectrique liquide.

Ce dilectrique est trs souvent de lhuile minrale qui est inflammable. Il faut donc prendre des prcautions

demploi.

Transformateurs tanches remplissage intgral ou total (ERI ou ERT) :Ce sont des transformateurs dont la cuve ailettes va se dformer lors de la monte en temprature du

dilectrique. Cest une trs bonne solution et il suffit danalyser le dilectrique tous les 10 ans et dinstaller unDGPT (voir protection des transformateurs) pour contrler son fonctionnement.

Transformateurs respirants avec conservateur :La dilatation du dilectrique se fait dans un vase dexpansion situ au dessus de la cuve. Un asscheur dair vite

lhumidit de pntrer dans le rservoir. Cette technologie est retenue au dessus de 10 MVA et on contrle lefonctionnement de ce transformateur laide dun relais Buchholz (voir protection des transformateurs).

Refroidissement des transformateurs :

Le refroidissement du transformateur peut seffectuer :

Dans lair pour les transformateurs secs. Naturellement dans lhuile pour les ERI ou les respirants. Par radiateur dhuile. Par hydrorfrigrant.


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Symbole du refroidissement des transformateurs :

1re

lettre 2me

lettre 3me

lettre 4me

lettre

Nature du

dilectrique :

Mode de circulation

du dilectrique :

Fluide de

refroidissement :

Mode de circulation

du fluide :O

LG

A

S

Huile minrale.

Dilectrique chlor.Gaz.

Air.

Isolant solide.

N

FD

Naturel.

Force.Force et dirige

dans les

enroulements.

O

LG

A

S

Huile minrale.

Dilectrique chlor.Gaz.

Air.

Isolant solide.

N

FD

Naturel.

Force.Force et dirige

dans les

enroulements.

6-2-Protection des transformateurs :

Protection

en amont :

Protection interne

au transformateur :

Protection

en aval :

Protection contre les courts circuits : Protection par fusible si un seul

transformateur et In < 45A.

Protection par disjoncteur si unseul transformateur avec In >45A et si plusieurs

transformateurs.

Protection contre les courts circuits : Protection par disjoncteurs

(court retard ou magntique).

Protection contre les surcharges :

Sonde thermique pour lestransformateurs secs.

Thermostat 2 seuils plongsdans le dilectrique des

transformateurs immergs.

Protection contre les surcharges :

Relais thermique ou long retarddun disjoncteur.


Thermostat 2 seuils plongsdans le dilectrique des

transformateurs immergs.

Dfauts internes (court-circuit entre

phases) :


DGPT pour les transformateursERI ou ERT.

Relais Buchholz pour lestransformateurs respirants.

Dfauts externes (dfaut

disolement) : Relais masse cuve.


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2797 T 19 - X 37

DGPT :

Les Dtecteurs de Gaz, Pression et Temprature, comme leur nom lindiquent, contrlent 3 paramtres de

fonctionnement des transformateurs remplissage intgral.

Un dfaut interne sur les bobinages dun transformateur provoque un arc qui va produire du gaz ou une

augmentation de pression. De mme, une surcharge provoque une lvation de temprature.

Dans tous ces cas le DGPT ralise : Le dclenchement ct HTA, sur une baisse importante du niveau de dilectrique ou une surpression. La signalisation et le dclenchement, ct BT ou HTA, sur lvation de temprature.


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Relais Buchholz :

Les relais Buchholz se placent entre la cuve du transformateur respirant et le vase dexpansion.

Ils contrlent la baisse de niveau du dilectrique laide du flotteur B1 et les production de gaz (passage de

bulle) grce au flotteur B2.


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6-3-Couplage des transformateurs en parallles :

Il est parfois ncessaire de coupler 2 ou plusieurs transformateurs en parallles.

Pour cela on doit respecter quelques prcautions :

La puissance des transformateurs doit tre proche (maximum rapport de 2). Les transformateurs sont aliments par le mme rseau. Mme longueur de connections surtout ct BT. Mme indice horaire du couplage des enroulements. Tension de court-circuit gales 10% prs. Tension secondaire trs peu diffrentes selon la charge (ne pas dpasser 0,4%).

6-4-Choix des transformateurs :

On saperoit trs vite que la puissance du transformateur (puissance dutilisation) ne peut pas tre gale la

somme des puissances installes.

Si vous ntes pas convaincu, faites les bilans de puissance du matriel que vous possdez et comparer le votre

puissance souscrite auprs dEDF.

En effet il faut tenir compte de 2 facteurs qui sont :

Le facteur dutilisation (ku) : Le rgime de fonctionnement dun rcepteur peut tre tel que la puissance utilise

soit infrieure la puissance installe, do la notion de facteur dutilisation affect chaque rcepteur.

Ceci est toujours vrai pour les moteurs susceptibles de fonctionner en dessous de leur peine charge.

Dans une installation industrielle ce facteur peut tre pris en moyenne :

0,75 pour les moteurs. 1 pour lclairage et le chauffage. pour les prises de courant cela dpend de leur utilisation.

Le facteur de simultanit (ks) : Tous les rcepteurs installs ne fonctionnent pas simultanment.

Cest pourquoi il est permis dappliquer aux diffrents ensembles de rcepteurs ou de circuits des facteurs de

simultanit.

Par exemple un facteur de simultanit ks = 0,8 signifie que sur un tableau on considre que 80% des dparts

consomment en mme temps.

Le facteur dextension (ka) : Ce facteur sert prvoir une extension future de lentreprise pour laquelle onchoisit le transformateur.

On utilise souvent 20% dextension ; cest dire que ka = 1,2.

La dtermination de ces facteurs implique une connaissance dtaille

de linstallation et de ses conditions dutilisation.


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ARMOIRE

ATELIER A

ARMOIRE

ATELIER B

ARMOIRE

ATELIER C

ARMOIRE

GENERALE

COFFRET

COFFRET

COFFRET

COFFRET

COFFRET

BUT :

Dterminer la

puissance du

transformateur

HTA /BT en fonctiondes puissances

installes.


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ATELIER A kU kS1 kS2 kS3

Tours n1 0,8

5 kW

n2 0,8

n3 0,8

n4 0,8

Perceuses n1 0,8

2 kW

n2 0,8

5 prises de 1

courant 2x10A 1

4.4 kW 1

1

1

30 fluos 1

2x40W

100W

ATELIER B

Compresseur 0,8

15kW

3 Prises de 1

courant 10A 1

2.2 kW 1

10 fluos 1

2x40W

100W

ATELIER C

Ventilateurs n1 1

2,5 kW

n2 1

Fours n1 1

15 kW

n2 1

5 prises de 1courant 10A 1

2.2 kW 1

1

1

20 fluos 1

2x40W

100W

0,75

0,2

1

1

1

0,4

1

0,28

1

Armoire

atelier A

0,9

Armoire

atelier B

0,9

Armoire

atelier C

0,9

Armoire

gnrale

0,8


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2797 T 19 - X 42

Appliquer ces facteurs lexemple propos ci-dessus en compltant les cases grises :

UTILISATION Puissanceinstalle

(kW)kU

Putilisation

maxi

(kW)

kS11er

niveau

P(kW)util1er

niveau

kS22me

niveau

P(kW)util2me

niveau

kS33me

niveau

P(kW)util3me

niveau

ATELIER A

Tour n1 5 0,8 (5 x 0,8) 4 (4x4) + (14,4

Tour n2 5 0,8 4 (2 x1,6) + 4,4

Tour n3 5 0,8 4 X 0,75 + 3) 0,9

Tour n4 5 0,8 4 0,75 = 14,4 0,9 = 19,62

Perceuse n1 2 0,8 1,6Perceuse n2 2 0,8 1,6

5 PC 2x10A 22 1 22 0,2 4,4

30 fluos 2x 40W 3 1 3 1 3

TOTAL A 49

ATELIER B

compresseur 15 0,8 1

3 PC 10A 6,6 1 0,4

10 fluos 2x 40W 1 1 1

TOTAL B 22,6

ATELIER C

Ventilateur 1 2,5 1

Ventilateur 2 2,5 1 1

Four n1 15 1

Four n2 15 1

5 PC 10 A 11 1 0,28

20 fluos 2x 40W 2 1 1

TOTAL C 48

TOTAL

A+B+C

119,6

On saperoit que la puissance trouve, aprs ces calculs, est nettement infrieure celle du dpart (si on ajoute

toute les puissances installes 119,6 kW > 55, 81 kW).

on applique un nouveau facteur ka, appel facteur dextension, permettant de prendre une rserve dans le cas de

laugmentation de puissance installe. Continuer lexercice en prenant ka = 20 % :

Une fois ces calculs faits il faut dterminer la puissance du transformateur en kVA et choisir une puissance

normalise. Continuer lexercice en prenant cos = 0,8 :


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2797 T 19 - X 43


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2797 T 19 - X 44

UTILISATION Puissanceinstalle

(kW)kU

Putilisation

maxi(kW)

KS11er

niveau

P(kW)util1er

niveau

KS22me

niveau

P(kW)util2me

niveau

KS33me

niveau

P(kW)util3me

niveau

ATELIER A

Tour n1 5 0,8 (5 x 0,8) 4 (4x4) + (14,4

Tour n2 5 0,8 4 (2 x1,6) + 4,4

Tour n3 5 0,8 4 X 0,75 + 3) 0,9

Tour n4 5 0,8 4 0,75 = 14,4 0,9 = 19,62

Perceuse n1 2 0,8 1,6

Perceuse n2 2 0,8 1,65 PC 2x10A 22 1 22 0,2 4,4

30 fluos 2x 40W 3 1 3 1 3

TOTAL A 49

ATELIER B

compresseur 15 0,8 12 1 12

3 PC 10A 6,6 1 6,6 0,4 2,64 0,9 14,076 0,8 55,81

10 fluos 2x 40W 1 1 1 1 1

TOTAL B 22,6

ATELIER C

Ventilateur 1 2,5 1 2,5Ventilateur 2 2,5 1 2,5 1 35

Four n1 15 1 15 0,9 36,072

Four n2 15 1 15

5 PC 10 A 11 1 11 0,28 3,08

20 fluos 2x 40W 2 1 2 1 2

TOTAL C 48

TOTAL

A+B+C

119,6

On saperoit que la puissance trouve, aprs ces calculs, est nettement infrieure celle du dpart (si on ajoute

toute les puissances installes 119,6 kW > 55, 81 kW).

on applique un nouveau facteur ka, appel facteur dextension, permettant de prendre une rserve dans le cas de

laugmentation de puissance installe. Continuer lexercice en prenant ka = 20 % :

55,81 x 1,2 = 66,972 kW.

Une fois ces calculs faits il faut dterminer la puissance du transformateur en kVA et choisir une puissance

normalise. Continuer lexercice en prenant cos = 0,8 :

P = S x cos

S = P / cos = 66,972 / 0,8 =83,715 kVA .On prendra un transformateur de 100 kVA.


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2797 T 19 - X 45

7-Tarification EDF :

TARIF BLEU TARIF JAUNE TARIF VERT A5

Puissance de 3 36 kVA Puissance de 36 250 kVA Puissance suprieure 250 kVA

Livraison BT Livraison BT Livraison HT

OPTION

VERSION

TARIF

OPTION

VERSION

TARIF

OPTION

VERSION

TARIF

Base HN UtilisationMoyenne

< 2000

heures / an

HPH

HCH

HPE

HCE

Courte

Utilisation

< 2000 h

PM

HPH

HCH

HPE

HCEHeures Creuses HN

HC

Base

Utilisation

Longue

> 2000

heures / an

HPH

HCH

HPE

HCE

Moyenne

Utilisation

entre 2000

et 3500 h

PM

HPH

HCH

HPE

HCE

EJP UtilisationLongue

> 2000

heures / an

PM

HH

HPE

HCE

Longue

Utilisation

entre 3500

et 6300h

PM

HPH

HCH

HPE

HCE

Tempo -300 joursbleus

HC et HP.

-43 jours

blancsHC et HP.

-22 jours

rougesHC et HP.

Base ouEJP

TrsLongue

Utilisation> 6300 h

PMHPH

HCHHPE

HCE

EJPOption remplac partempo mais certains

clients la conserve.

PM

HN

Exemple du choix de la version en

tarif jaune et vert :

Votre entreprise consomme 138600

kWh par an et vous avez avez

souscrit une puissance maximale de

84 kVA.

La dure dutilisation est donc de

138600 / 84 = 1650 h

Il est souhaitable de choisir la

version utilisations moyennes

EJP : Effacement Jour dePointe.

HN : Heures Normales. HC : Heures Creuses (8h /

jour). PM : Pointe Mobile (22 jours /an de 7h 1h le lendemain du

1er novembre au 31 mars).


HPH : Heures Pleines Hiver. HCH : Heures Creuses Hiver. Hiver : de novembre mars. HPE : Heures Pleines Et. HCE : Heures Creuses Et. Et : davril octobre. PM : Pointe Mobile (22 jours /

an de 7h 1h le lendemain du1

ernovembre au 31 mars).


HPH : Heures Pleines Hiver. HCH : Heures Creuses Hiver. Hiver : de novembre mars. HPE : Heures Pleines Et. HCE : Heures Creuses Et. Et : davril octobre. PM : 4h en dcembre, janvier et

fvrier sauf le dimanche toutela journe.

Si dpassement de puissance :

Coupure.


Paiement de pnalits.


Paiement de pnalits.

Pas de facturation de lnergie

ractive mais le contrat est en kVA

Pas de facturation de lnergie

ractive mais le contrat est en kVA.

Facturation de lnergie ractive en

hiver si tg 0,4.


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2797 T 19 - X 46

TARIF BLEU au 3 juillet 2003 :

OPTION

BASE

Abonnement

annuel en

Prix de lnergie en centimes d par kWh

3 kVA 20,40 9,55

6 kVA51,96

9 kVA 102,48

12 kVA 147,12

15 kVA 191,76

18 kVA 236,40

24 kVA 394,80

30 kVA 553,20

36 kVA 711,60

7,77

OPTION

HEURES

CREUSES

Abonnement

annuel en


Heures Creuses Heures Pleines

3 kVA

6 kVA 90

9 kVA 161,34

12 kVA 233,28

15 kVA 304,92

18 kVA 376,56

24 kVA 630

30 kVA 883,44

36 kVA1136,88

4.62 7.77

8h dheures creuses par jour (souvent la nuit mais parfois entre 12h et 14h) et 16h pleines par jour.

OPTION

EJP

Abonnement

annuel en


Heures Normales Heures de Pointe

12 kVA

18 kVA

97,56

36 kVA 389,16

5,55 46,36

La Pointe Mobile dure 22 jours / an de 7h 1h le lendemain du 1er novembre au 31 mars.

OPTION

TEMPO

Abonnement

annuel en


Jours Bleus Jours Blancs Jours Rouges

HC HP HC HP HC HP

9 kVA 134,84

12 kVA

15 kVA

18 kVA

190,08

24 kVA

30 kVA

349,68

36 kVA 469,92

3,11 3,93 6,63 7,91 12,54 35,58

Les 22 jours rouges sont choisis entre le 1er novembre et le 31 mars hors samedi et dimanche.


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2797 T 19 - X 47

TARIF JAUNE au 3 juillet 2003:

ETE : davril octobre inclus.

Heures Pleines : 16h par jour.

Heures creuses : 8h par jour.

HIVER : de novembre mars inclus.Heures pleines : 16h par jour. Pointe Mobile : 22 priodes de 18h de (7h 1h)

Heures creuses : 8h par jour. Heures dHiver : 24h / 24 sauf Pointe Mobile

OPTION

BASE

Prime fixe

annuelle

( / kVA)

Prix de lnergie en centimes d / kWh

Hiver Et

Utilisations HPH HCH HPE HCE

Moyennes 15,84 11,297 7,583 2,857 2,280

Longues 47,76 7,728 5,491 2,721 2,143

Coefficient de puissance rduite HPH HCH HPE HCE1 seule dnivele possible en UL 0,52 0,36 0,20 -

Dpassement de puissance 10,77 / heure

Calcul de puissance rduite :

Puissance souscrite en hiver:

102 kVA

Puissance souscrite en t:

156 kVA

Puissance rduite = puissance dhiver + supplment de puissance dt.

Puissance dhiver = 102 kVA

Supplment de puissance dt = 0,2 x (156 102) = 10,8 kVA

Puissance rduite = 102 + 10,8 = 112,8 kVA

OPTION

EJP

Prime fixe

annuelle

( / kVA)


Hiver Et

Utilisations PM HCH HPE HCE

Longues 47,76 26,253 5,243 2,721 2,143

Coefficient de puissance rduite HPH HCH HPE HCE1 seule dnivele possible en UL - 0,36 0,20 -



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2797 T 19 - X 48

TARIF VERT A5 au 3 juillet 2003 :

ETE : davril octobre inclus.

Heures Pleines : 16h par jour sauf le dimanche.

Heures creuses : 8h par jour et le dimanche toute la journe.

HIVER : de novembre mars inclus.Pointe : 4h en dcembre, janvier et fvrier sauf le dimanche toute la journe.

Heures Pleines : 16h par jour sauf le dimanche.

Heures creuses : 8h par jour et le dimanche toute la journe.

OPTION

BASE

Prime fixe

annuelle

( / kVA)


Hiver Et

Utilisations PM HPH HCH HPE HCE

Trs Long 108,36 5,361 4,217 3,172 2,470 1,575

Longues 66,60 9,512 5,482 3,718 2,625 1,712

Moyennes 39,60 13,556 6,831 4,282 2,846 1,906

Courtes 16,80 19,863 8,917 5,140 3,084 2,105

Energie ractive en centimes d / kVARh 1,754

Coefficient de puissance rduite HPH HCH HPE HCE1 seule dnivele possible en UL 0,52 0,36 0,20 -


OPTION

BASE Prix de lnergie en centimes d / kWh

Hiver Et

Coefficient de puissancerduite PM HPH HCH HPE HCE

Trs Longues Utili. 1 0,76 0,31 0,15 0,06

Longues Utilisations 1 0,76 0,31 0,15 0,06

Moyennes Utilisations 1 0,76 0,31 0,15 0,06

Courtes Utilisations 1 0,77 0,33 0,18 0,08

Dpassement de puissance en / kW

Compteur mcanique 27,09 20,59 8,40 4,06 1,63

Compteur lectronique 3,25 2,47 1,01 0,49 0,20

Il existe dautres tarifs verts : le tarif vert A8, le tarif vert B,

Pour toutes informations sur les tarifs EDF consulter les site Internet : http//www.edfonline.fr.

Les installations comportent un dispositif de comptage de lnergie consomme (compteur lectronique depuis

quelques annes qui va permettre danalyser les paramtres du rseau (consommation, dpassement facturation

du ractif si ncessaire, etc).

Dans certains cas EDF effectue mme les relevs des consommations distance.

Dans tous les cas la facture EDF comprend :

Le prix de labonnement en kVA. Le cot de la consommation en kWh. Eventuellement le surcot des dpassements (tarifs jaune et vert) et de lnergie ractive* (tarif vert en

hiver).

Les taxes diverses.*Il est ncessaire de bien connatre le facteur de puissance (voir paragraphe suivant).


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8- Le facteur de puissance :

8-1-Qu'est ce que le facteur de puissance ?

Si on ralise les montages voltampremtriques suivants on obtient:

I = 40A I = 50A

R = Rsistance de chauffage. M = Moteur.

Puissance (calorifique) 8800W. Puissance (mcanique) 8800W.

Pourquoi obtient-on 2 intensits diffrentes alors que les puissances et les tensions sont identiques ?

P = U x I x cos P = U x I x cos

= 220 x 40 x 1 = 8800 W = 220 x 50 x 0,8 = 8800 W

Rappels:

Le rseau de distribution fournit l'nergie apparente qui correspond la puissance apparente S en VA.

Cette nergie est compose vectoriellement de 2 autres nergies :

L'nergie active, qui correspond la puissance active P en W, se transforme intgralement en travail ou enchaleur.

L'nergie ractive, qui correspond la puissance ractive Q en VAR, sert l'aimentation des circuitsmagntiques.

P

S

P = S cos Q = S sin Q = P tg

Cela signifie que le facteur de puissance agit sur lintensit en ligne I.

Si cos est faible I et S augmentent.Donc la facture EDF augmente (contrat ngoci en kVA donc S quelque soit le tarif).

A

I = 40A

R

A

I = 50A

MV

U= 220V

V

U= 220V

Q


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8-2-Pourquoi est-ce ncessaire d'avoir un bon facteur de puissance :

Soit 2 installations parfaitement identiques. Seul le facteur de puissance diffre.

Facteur de puissance trop faible :

cos = 0,75Facteur de puissance correct :

cos = 0,928

Quelle est la puissance apparente S ncessaire l'atelier ? (S atelier = P / cos )

S atelier = P / cos

= 500 / 0,75= 666, 66 kVA

S atelier = P / cos

= 500 / 0,928= 538,79 kVA

Quelle est la rserve de puissance apparente par rapport S transfo ?

630 - 666,66 = -36,66 kVA 630 538,79 = 91,21 kVA

Quelle est l'intensit vhicule par le cble ?

I = S / U 3= 666,66 / (400 x 3)

= 962 A

I = S / U 3= 538,79 / (400 x 3)

=777,47A

Conclusions ?

La puissance apparente est dpass de 36666 VA.

Le courant est dpass de 53 A.

Le disjoncteur de protection va couper, sinon le

transformateur va se dtruire.

On a presque 100 kVA soit 131,53 A de rserve.

P atelier = 500 kW

cos = 0,75

Transfo 630 kVA

400V

909A

P atelier = 500 kW

cos = 0,928

Transfo 630 kVA

400V

909A


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8-3-Comment amliorer le facteur de puissance ?

pour amliorer le facteur de puissance (passer de cos = 0,75 cos = 0,928) il suffit de rajouter descondensateurs qui vont fournir lnergie ractive ncessaire au fonctionnement de linstallation.

cette nergie ractive Qc est reprsent en trait gras sur le diagramme ci-dessous

Ce phnomne permet de faire baisser la puissance apparente fournie par le rseau (S devient S') et par la mmebaisser lintensit.

P

S Q

S

Q

8-3-1- compensation par le calcul :

Pour passer de cos = 0,75 cos = 0,928 il suffit dappliquer la formule : Qc = P (tg tg ).

cos = 0,75 entrane tg = 0,88.cos = 0,928 entrane tg = 0,4.

Qc = P (tg tg )= 500 (0,88 0,4) = 240 kVAR

Qc = P (tg tg )

P atelier = 500 kWcos = 0,75

S = P + Q

P atelier = 500 kWcos = 0,928

S = P + Q

Avant relvement du facteur de puissance :

Le transformateur fournit :

La puissance active P. La puissance ractive Q.

Aprs relvement du facteur de puissance :

Le transformateur fournit la puissanceactive P et une faible partie delnergie ractive Q.

Les condensateurs fournissentla majorit de la puissance ractive Q

Batterie de

condensateurs :

240 kVAR


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8-3-2- compensation par le tableau :

Pour lexemple prcdent nous trouvons dans le tableau 0,487.

La puissance des condensateurs installer est de Qc = P x 0,487 = 500 x 0,487 = 243,5 kVAR.


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8-3-3- compensation par l abaque :

Pour lexemple prcdent nous trouvons sur labaque 0,5.

La puissance des condensateurs installer est de Qc = P x 0,5 = 500 x 0,5 = 250 kVAR.


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8-4-O compenser le facteur de puissance ?

Compensation globale :Utilisation si la charge est stable et continue.

La batterie de condensateur est raccorde en tte et

assure une compensation pour toute linstallation.

Elle reste en service permanente pendant lefonctionnement normal de lusine.

Cette compensation globale :

Supprime la facturation supplmentaire delnergie ractive.

Diminue la puissance apparente ou appele enlajustant au besoin rel en kW.

Soulage le transformateur (rserve de puissance).

Compensation partielle :Utilisation dans les installations tendues (nombreux ateliers) avec des rgimes de charge diffrents.

La batterie de condensateur est raccorde lentredun atelier par exemple et soulage linstallation en

particulier les cbles dalimentation des ateliers.

Elle reste en service permanente pendant le

fonctionnement normal de lusine.

Cette compensation partielle :

Supprime la facturation supplmentaire delnergie ractive. Diminue la puissance apparente ou appele enlajustant au besoin rel en kW.

Soulage le transformateur (rserve de puissance). Diminue le courant dans les cbles dalimentation

des ateliers (diminution des pertes Joule).

Compensation individuelle:Utilisation si la puissance de certains rcepteurs est importante par rapport la puissance totale.

La batterie de condensateur est raccorde aux bornes

du rcepteur (utilise pour les puissance importante de

moteur par rapport la puissance souscrite).

Cette compensation individuelle :

Supprime la facturation supplmentaire delnergie ractive.

Diminue la puissance apparente ou appele enlajustant au besoin rel en kW.

Soulage le transformateur (rserve de puissance). Diminue le courant dans les cbles dalimentation

(diminution des pertes Joule).

Le courant ractif nest prsent que dans les cbles

dalimentation des moteurs : cest la solution la plus

avantageuse.


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8-5-Conclusions:

Le fait d'avoir un bon facteur de puissance permet:

Une augmentation de la puissance disponible. Une rduction de l'abonnement et consommation EDF ( sur tous les tarifs, partir du 1 11 87 pnalits en

tarif vert si tg > 0,4 ou cos < 0,928).

Une diminution de la section des cbles. Une diminution des calibres de disjoncteurs. Une diminution des pertes Joule dans les cbles et des chutes de tension.

1-Comparaison de 2 installations :

Soit 2 installations alimentes chacune par un transformateur de 100 kVA sous 400V

Et consommant 70 kW avec des facteurs de puissance de 0,7 et 0,95.

Compltez le tableau suivant :

Cos = 0,7 Cos = 0,95

Puissance active consomme (P

en kW) :

70 70

cos : 0,7 0,95

tg :

Puissance ractive consomme

(Q en kVAR) :

Puissance ractive en franchise

(Q en kVAR) (1):

Puissance apparente

consomme (S en kVA) :

Rserve de puissance apparente

(S en kVA) :

Intensit absorbe

(I en A) :

Intensit fournie par le

transformateur (I en A) :

Puissance active disponible (P

en kW) :

Conclusions :

(1) Puissance ractive en franchise = puissance ractive autorise par EDF (tg = 0,4).


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2-Une installation possde un bilan de puissance dutilisation de P = 100 kW et Q = 80 kVAR.

Dterminer la puissance de la batterie de condensateurs installer pour ne pas payer des pnalits (tg < 0,4).Donner la rfrence de la batterie de condensateurs, la section du cble dalimentation et le disjoncteur de

protection.

3-Une installation est aliment par un transformateur de 630 kVA qui fournit une puissance active P1 de 450kW

avec un cos de 0,8.Lextension envisage ncessite une puissance supplmentaire P2 de 100 kW avec un cos de 0,7.

3-1-Dterminer la puissance de la batterie de condensateurs installer pour ne pas tre oblig de changer le

transformateur.

3-2-Dterminer la puissance de la batterie de condensateurs installer pour ne payer des pnalits (tg < 0,4).

P1 = 450 kWsous cos 0,8

P2 = 100kWsous cos 0,7

cos = cos =0,8 cos = 0,7

tg = tg = tg =

Puissance totale installe

(Pt en kW) :

Q1= Q2=Puissance ractive ncessaire cette

installation (Qt en kVAR) : Qt=

tg 1 de cette installation tg 1 = cos 1 = sin 1 =

Puissance ractive que peut fournir le

transfo

(Qf = S x sin 1 en kVAR) :

Qf =

3-1 Puissance ractive installer pour

conserver le transfo

( Qinst1 en kVAR) :

Q inst 1=

3-2Puissance ractive installer pour nepas payer de pnalits

( Qinst2 en kVAR) :

Qinst 2=

Attention ! : On peu additionner seulement les puissances actives (P en kW) et ractives (Q en kVAR) mais

pas les puissances apparentes (S en kVA).


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1-Comparaison de 2 installations :

Soit 2 installations alimentes chacune par un transformateur de 100 kVA sous 400V et consommant 70 kWavec des facteurs de puissance de 0,7 et 0,95.

Compltez le tableau suivant :

Cos = 0,7 Cos = 0,95

Puissance active consomme (P

en kW) :

70 70

cos : 0,7 0,95

tg : 1,02 0,32

Puissance ractive consomme

(Q en kVAR) :

Q = P x tg= 70 x 1,02 = 71,4 kVAR

Q = P x tg= 70 x 0,32 = 22,4 kVAR

Puissance ractive en franchise

(Q en kVAR) (1):

Q = P x tg= 70 x 0,4 = 28 kVAR

Puissance apparente

consomme (S en kVA) :

S = P / cos= 70 / 0,7 = 100 kVA

S = P / cos= 70 / 0,95 = 73,68 kVA

Rserve de puissance apparente

(S en kVA) :

0 100 - 73,68 =26,32 kVA

Intensit absorbe

(I en A) :

I = S / U x 3= 100 000 / 400 x 3 = 144 A

I = S / U x 3= 73680 / 400 x 3 = 106 A

Intensit fournie par le

transformateur (I en A) :

I = S / U x 3= 100 000 / 400 x 3 = 144 A

Puissance active disponible

(P en kW) :

P = S x cos= 0 x 0,7 = 0 kW

P = S x cos= 26,32 x 0.95 = 25 kW

Conclusions : Comme dans lexemple du cours on voit quun facteur depuissance trop faible peut entraner la destruction dutransformateur par surchargePas de rserve de puissance intensit en ligne gale celle du

transformateur : la solution relever le facteur de puissance

(1) Puissance ractive en franchise = puissance ractive autorise par EDF (tg = 0,4)2-Une installation possde un bilan de puissance dutilisation de P = 100 kW et Q = 80 kVAR.

Dterminer la puissance de la batterie de condensateurs installer pour ne pas payer des pnalits (tg < 0,4).Donner la rfrence de la batterie de condensateurs, la section du cble dalimentation et le disjoncteur de

protection.

Q = P x tg donc : tg = Q / P = 80 / 100 = 0,8Qc = P x (tg - tg) = 100 (0,8 0,4) = 40 kVAR


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3-Une installation est aliment par un transformateur de 630 kVA qui fournit une puissance active P1 de 450kW

avec un cos de 0,8.Lextension envisage ncessite une puissance supplmentaire P2 de 100 kW avec un cos de 0,7.3-1-Dterminer la puissance de la batterie de condensateurs installer pour ne pas tre oblig de changer le

transformateur.

3-2-Dterminer la puissance de la batterie de condensateurs installer pour ne payer des pnalits (tg < 0,4).

P1 = 450 kW

sous cos 0,8

P2 = 100kW

sous cos 0,7

cos = cos = 0,8 cos = 0,7

tg = tg = 0,75 tg = 1,02

Puissance totale installe

(Pt en kW) : Pt = P1 + P2 = 550 kW

Q1 = P1 x tg= 450 x 0,75

= 337,5 kVAR

Q2 = P2x tg=100 x 1,02

= 102 kVAR

Puissance ractive ncessaire cette

installation (Qt en kVAR) :

Qt= 337,5 + 102= 439,5 kVAR

tg 1 de cette installation: tg 1 = Q / P = 439,5 / 550 = 0,799

cos 1 = 0,78 sin 1 = 0,62Puissance ractive que peut fournir le

transfo

(Qf = S x sin 1 en kVAR) :

Qf = S x sin 1= 630 x 0,62 = 390 kVAR :

le transformateur ne peut pas fournirtoute la puissance ractive.

3-1 Puissance ractive installer pour

conserver le transfo( Qinst1 en kVAR) :

Q inst 1= Qt Qf

=439,5 390 = 49,5= 49,5 kVAR

3-2 Puissance ractive installer pour ne

pas payer de pnalits

( Qinst2 en kVAR) :

Qinst 2= Qt Q franchise EDF

Q franchise EDF = Pt x tg = 550 x 0,4 = 220 kVARQinst 2= Qt Q franchise EDF

= 439,5 - 220 = 219,5 kVAR

Attention ! : On peu additionner seulement les puissances actives (P en kW) et ractives (Q en kVAR) mais

pas les puissances apparentes (S en kVA).


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9-Sources de remplacement :

Pour optimiser le contrat EDF on a parfois intrt dlester certains circuits (cest dire supprimer

temporairement des circuits non prioritaires) de faon baisser le courant consomm.

Dans dautres situations on utilise des groupes de secours (groupe lectrogne) pour alimenter les installations

pendant les jours de pointe en EJP ou pour des processus dont la continuit de service est imprative.

Vous trouverez dans le tableau ci-dessous des applications ncessitant lemploi de sources de secours :

Besoins : Automatisme -Informatique

Tlcommunications.

Processus squentiel

interruptible.

Processus continu.

Applications types : Banque de donnes .Contrle de processus.

Transformation

squentielle froid des

matriaux.

Contrle commande de

paramtres du processus.

Exemples

dinstallations :

Services informatiques des

banques, assurances,

administrations.

Usinage en mcanique

lgre.

Chane de montage.Emballage.

Nuclaire.

Chimie.

Biologie.Thermique.Mcanique lourde ( forte

inertie)

nulle

1 s

15 s Selon enjeu conomique

Dure de

coupure

admissible :

15 mn Selon enjeu conomique

10 mn Temps de sauvegarde

20 mn

1 h

Autonomie

minimale et

souhaitable

Permanent si enjeuconomique

Solutions : Onduleur avec ou sansgroupe dmarrer en

relve.

Groupe en temps zro ou

dmarrer en relvedun onduleur.

Groupe permanent.

Documents

Chapitre 19 Reseaux Haute Tension