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Direction opérationnelle Auvergne Forez Clermont-Ferrand France
Travail de fin d’Etudes Du 2 avril 2013 au 27 septembre 2013
Développement de l’offre Haute-Tension
Clément Tamisier
Année, Promotion 2013
Parcours Conception des Systèmes Automatisés
Tuteur Ecole : Mohammed Boussak
Tuteur Entreprise : Philippe Faye
Remerciements Je tiens tout d’abord à remercier toute l’équipe pédagogique de l’Ecole Centrale Marseille
pour la formation d’ingénieur généraliste qu’elle m’a prodiguée pendant ces trois ans, et
plus particulièrement toute l’équipe encadrante du parcours de troisième année
« Conception des Systèmes Automatisés » qui m’a donné de solides bases en électricité et
en automatisme.
Je tiens à remercier Philippe Faye, responsable du bureau d’étude et tuteur de mon stage
qui m’a offert l’opportunité de réaliser ce travail de fin d’études. Merci de m’avoir
accompagné tout au long de ces six mois, en me donnant toute votre confiance et en
répondant à mes nombreuses interrogations.
Je remercie également Christophe Javaloyes pour son aide précieuse et sa motivation pour
transmettre son savoir ; ses conseils et son expérience m’auront été d’une grande aide et
m’ont permis de mieux comprendre le fonctionnement des réseaux électriques.
J’adresse plus généralement mes remerciements à tous mes collègues du bureau d’études :
Eric Ergül, Patrick Roche, Renaud Formenti, Pierrick Montagner, Géraud Morge, Pierre
Martin, Claude Grenet, Florian Combelle et Wilfried Tazo.
Résumé [FR]
Le domaine de la haute tension n’est pas seulement destiné au transport de l’énergie
électrique puisque celle-ci sert également à alimenter directement des installations
industrielles et tertiaires. De par les valeurs élevées de tensions et de courants mis en jeu, il
est nécessaire de dimensionner au mieux ces installations pour protéger à la fois le matériel
et les personnes. Modéliser l’installation est donc la meilleure façon pour déterminer les
réglages des relais à effectuer et ainsi assurer une sélectivité et un dimensionnement des
câbles optimaux. IAO2000 est un de ces logiciels le permettant. Bien que puissant, il
convient de garder un œil averti sur les valeurs qu’il fournit, il n’existe par ailleurs aucune
notice d’utilisation. Le présent rapport s’articule autour d’une étude de sélectivité sur
laquelle s’est appuyée la rédaction d’une notice d’utilisation pour le logiciel IAO2000.
[ENG]
The high voltage field is not only used for the electricity transmission as it also serves to
power directly industrial and commercial installations. Due to the flow and the high values of
voltages, it is necessary to design those installations as good as possible to protect the
equipment and the human being. Thus, modelling the installation is the best way to
determine the relay settings and to ensure a selectivity and an optimal cable sizing. IAO200
is one of the programs that may provide the modelling of the installation. Although IAO2000
is a powerful software, we should keep a critical eye on data that it provides. Moreover,
there is no manual for this software at the moment. This report presents a selectivity study
with which the IAO2000 software’s manual was written.
Mots Clés Sélectivité Réseau Electrique Court-circuit IAO2000 Régime de neutre Directionnalité Section de câble Transformateur Relais de protection Haute Tension (HTA)
Glossaire CEI 60 909 : Norme internationale décrivant le calcul des Courants de court-circuit dans les réseaux triphasés à courant alternatif Courant homopolaire : Il correspond à la somme des trois courants de phases divisée par 3. Court-circuit : Etablissement d’un courant anormalement élevé qui résulte d’un défaut dans un réseau. Directionnalité : Consiste à connaître le sens de propagation du courant/de l’énergie dans un réseau. HTA : Domaine de tension compris entre 1 000 et 50 000 volts. Puissance de court-circuit : C’est la puissance maximum que peut fournir le réseau à l’installation en défaut au point considéré pour une tension de service donnée. Protection à temps dépendant : protection dite aussi à temps inverse dont le seuil dépend du temps, la temporisation diminue quand le courant mesuré augmente. Protection à temps indépendant : protection pour laquelle le seuil ne dépend pas du temps Relais de protection : Appareillage de surveillance et de protection des réseaux électriques. Les relais numériques sont de plus en plus utilisés, et de nombreuses fonctions peuvent leur être associées pour détecter différents types de défauts. Sélectivité: Méthode qui consiste à coordonner les protections de sorte que, lorsqu’un défaut apparaît sur un circuit, seule la protection placée en tête de ce circuit se déclenche évitant ainsi la mise hors service de la partie saine du réseau. Il existe 3 types de sélectivité : Ampèremétrique (Pas de courant entre 2 relais consécutifs), chronométrique (pas de temps), logique (Ordre logique d’attente venant du relais aval).
Contenu
Introdution ......................................................................................................................................... 1
I Présentation..................................................................................................................................... 2 I.1 Identité ...................................................................................................................................................... 2 I.2 Historique ................................................................................................................................................ 2 I.3 Chiffres clés ............................................................................................................................................. 3 I.4 SPIE Sud-Est ............................................................................................................................................. 4 I.5 Offre d’étude HT .................................................................................................................................... 5 I.6 Présentation de la mission ................................................................................................................ 6 I.7 Présentation de Nexans ...................................................................................................................... 6 I.8 Contexte de déplacement du poste ................................................................................................. 6 I.9 Les aléas de la planification .............................................................................................................. 8 I.10 Données nécessaires à la réalisation d’un plan de protection ........................................... 8
II Travail réalisé ............................................................................................................................. 10 II.1 Description de l’installation ......................................................................................................... 10
II.1.1 Synoptique HTA ......................................................................................................................................... 10 II.1.2 Alimentation EDRF ................................................................................................................................... 10 II.1.3 Batterie de condensateurs .................................................................................................................... 11 II.1.4 Boucle 20kV ................................................................................................................................................ 11 II.1.5 Puissances installées ............................................................................................................................... 12 II.1.6 Puissance consommée ............................................................................................................................ 13
II.2 Plan de protection ............................................................................................................................ 14 II.2.1 Relais de protection numérique ......................................................................................................... 14 II.2.2 Fusibles départs transformateurs ...................................................................................................... 15 II.2.3 Etendue de l’étude .................................................................................................................................... 15
II.3 Etude de Sélectivité .......................................................................................................................... 16 II.3.1 Hypothèse et normes de calcul............................................................................................................ 16 II.3.2 Calcul des courants de court-circuit .................................................................................................. 20 II.3.3 Calcul des courants de défaut à la terre ........................................................................................... 22 II.3.4 Définition des réglages des protections........................................................................................... 22 II.3.5 Présentation de IAO 2000 ..................................................................................................................... 28 II.3.6 Courbes de sélectivité ............................................................................................................................. 29 II.3.7 Carnets de réglages .................................................................................................................................. 30
II.4 Dimensionnement de la boucle 20kV........................................................................................ 31 II.4.1 Dimensionnement .................................................................................................................................... 31 II.4.2 Tenue thermique des câbles ................................................................................................................. 31
II.5 Commentaires, remarques et préconisations ........................................................................ 32
Conclusion sur la mission ........................................................................................................... 33
Bibliographie .................................................................................................................................. 35
Annexes ............................................................................................................................................. 36
1
Introdution Durant mes cinq années d’études supérieures, j’ai pu acquérir de nombreuses connaissances
dans divers domaines, me permettant d’acquérir l’approche globale que se doit d’avoir un
ingénieur généraliste. C’est lors de ma dernière année à l’Ecole Centrale de Marseille, année
durant laquelle j’ai suivi le parcours d’approfondissement « Conception des Systèmes
Automatisés » que j’ai pu consolider mon savoir dans les domaines de l’Automatique et du
génie Electrique, domaines qui me passionnent depuis longtemps.
Le présent rapport a pour but de présenter mon Travail de Fin d’Etudes, réalisé au sein de
l’entreprise SPIE Sud-Est à Clermont-Ferrand. Une grande partie de mon travail a consisté à
maîtriser le logiciel d’ingénierie électrique IAO2000, à en écrire une notice d’utilisation, à en
étudier certains points précis, comme le régime de neutre compensé, pour savoir si leur
modélisation est possible. L’outil informatique est un outil fantastique pour réaliser des
calculs complexes et précis ; cependant son utilisation sans la connaissance de la théorie et
des démarches qui se trouvent derrière présente un réel danger, d’autant plus vrai pour le
domaine de la Haute Tension. C’est pourquoi j’ai choisi de consacrer la majeure partie de ce
rapport à la présentation du raisonnement interne du logiciel. Ce raisonnement se fait sur un
cas concret : Celui du déplacement d’un poste Haute Tension de l’usine Nexans de Lyon.
Ce stage est ma première vraie expérience dans le génie Electrique et constitue un tremplin
pour la suite de ma carrière.
2
I Présentation
I.1 Identité
Leader européen des services en génie électrique, mécanique et climatique, de l’énergie et
des systèmes de communication, SPIE améliore la qualité du cadre de vie en accompagnant
les collectivités et les entreprises dans la conception, la réalisation, l’exploitation et la
maintenance d’installations plus économes en énergie et plus respectueuses de
l’environnement.
Enracinée en Europe, SPIE est une des rares sociétés indépendantes de son secteur
d’activité. L'entreprise a achevé son repositionnement dans les services techniques de
proximité et se concentre désormais pleinement sur ses objectifs de leadership européen. La
vigoureuse progression de ses activités de services pétrole-gaz lui apporte par ailleurs un
précieux relais de croissance à l’international.
Partisan d’une économie qui protège l’avenir de la planète, SPIE a lancé depuis 2010 une
démarche d’économie verte qui met au premier plan les enjeux environnementaux dans la
stratégie de développement du Groupe. Objectif : Intégrer les meilleures pratiques
environnementales en conception, réalisation, maintenance, gestion de solutions, pour
mieux accompagner ses clients. Cet engagement donne lieu à de nombreux chantiers dans
l’entreprise, depuis l’évolution des offres jusqu’à l’amélioration des comportements.
Les valeurs de l’entreprise sont la proximité, la performance et la responsabilité.
I.2 Historique L’histoire de SPIE commence en 1846 avec la création de la Société de Construction des
Batignolles. En 1900 se crée la Société Parisienne pour l’Industrie des Chemins de Fer et des
Tramways Electriques, qui devient la Société Parisienne pour l'Industrie Electrique, SPIE, en
1946. Et c’est en 1968 que ces deux sociétés fusionnent pour donner naissance à SPIE
Batignolles avec comme principal actionnaire Empain (qui deviendra par la suite Schneider
Electrique). A partir des années 90, le groupe commence à s’ouvrir à l’Europe et en 1997
Schneider vend SPIE à son personnel associé au groupe britannique AMEC. En 1998, le
groupe prend le nom de SPIE et est racheté en 2003 par AMEC qui devient AMEC SPIE, puis
en 2006, AMEC cède SPIE à PAI et le groupe reprend le nom de SPIE. Depuis les années 2000,
SPIE continue son développement européen (Pays-Bas, Belgique, Royaume-Uni et
Allemagne), acquiert de nombreuses sociétés, se diversifie dans divers domaines et continue
sa croissance.
3
I.3 Chiffres clés
2010 2011 2012
Activité en Milliards d’euros
3,699 4,047 4,217
Chiffre d’affaires en millions d’euros
196,2 218,2 242,9
Effectifs 28 600 29 055 30 200
Le modèle d’entreprise de SPIE est fondé sur une grande division des risques, une récurrence
des contrats et une activité peu cyclique et peu consommatrice de capital : ce modèle lui
donne la capacité à résister en période de crise et de générer du cash pour poursuivre sa
croissance. Depuis des années, il a permis à SPIE de se développer à un rythme soutenu, bien
au-dessus du PIB. Aujourd’hui, dans un contexte macroéconomique dégradé, priorité est
donnée à l’anticipation et à l’adaptation des organisations, en vue d’être partie prenante des
mutations actuelles.
4
I.4 SPIE Sud-Est
SPIE est divisé en filiales
Services multi techniques
- SPIE Ile-de-France Nord-Ouest
- SPIE Ouest-Centre
- SPIE Sud-Ouest
- SPIE Sud-Est
- SPIE Est
- SPIE Matthew Hall
- SPIE Belgium
- SPIE Nederland
A travers ses 45 implantations, SPIE Sud-Est couvre 3 grandes régions administratives :
Rhône Alpes, Auvergne et PACA, soit 20 départements français, ainsi que la Suisse romande.
Plus de 5 000 clients lui confient la conception et la réalisation de leurs projets, qu'ils soient
locaux, régionaux ou européens, mais aussi la maintenance et l'évolution de leurs
installations.
SPIE Sud-Est est constitué de 7 directions opérationnelles de proximité couvrant chacune un
territoire économique dédié, dont Direction opération Auvergne Forez, ainsi que de 3
directions opérationnelles de spécialité qui sont : Industries, Systèmes d'Information et
Transport, Génie climatique.
La Direction Opérationnelle Auvergne Forez compte près de 200 employés répartis dans 4
services :
Tertiaire
Réseaux
Industrie et sa filiale ACEM
Maintenance et gestion technique tertiaire
J’ai réalisé mon stage dans le Bureau d’Etudes du service industrie où j’ai travaillé sur la
partie HT.
Services de spécialités
- SPIE Communications
- SPIE Oil & Gas Services
- SPIE Nucléaire
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I.5 Offre d’étude HT Cette offre est destinée à l’étude et à la modélisation des réseaux HT internes aux usines.
Dès que la puissance demandée atteint 250 kVA, les entreprises industrielles ou tertiaires
sont alimentées en haute tension 20 kV (HTA) ; toutefois, l’alimentation en HTA est possible
dès 50 kVA. L’étendue de leur site fait qu’elles sont généralement amenées à réaliser un
réseau interne HTA. L’alimentation d’une installation électrique est effectuée avec un poste
de transformation HTA/BT qui est disposé au plus près des éléments consommateurs
d’énergie. L’offre HT proposée par SPIE concerne aussi bien l’étude proprement dite que les
mesures et essais ou encore l’assistance à la mise en service.
La partie étude réalise :
- Des bases de données fournies et actualisées (relevés de chantier, fiches types de
données d’entrées, valeurs typiques, documentations sur le matériel, verrouillages
réglementaires et d’exploitation)
- Des synoptiques sous Autocad
- Des analyses avec IAO2000 (Calcul de courts circuits, de section de câbles…)
- Le dimensionnement du matériel (transformateur, disjoncteurs et fusibles…)
- Des rapports complets portant sur le plan de protection, sur le pré-paramétrage des
relais de protection numérique et sur l’exploitation du système.
La partie « mesures et essais » réalise des mesures côté basse tension et analyse le réseau.
Les essais sont réalisés sur le réseau HT par injection de courants.
L’assistance s’occupe à la mise en service de :
- Postes de livraison, sous station
- Transformateurs HTB/HTA/BT
- Moteurs HTA ou BT
- Alternateurs couplage réseau interne / externe
- Résistances et bobines de point neutre
- Protection Wattmétrique Homopolaire
- Sélectivité logique
- Raccordements Producteur / ERDF ou RTE
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I.6 Présentation de la mission Le bureau d’études de Clermont-Ferrand possède une petite entité de deux personnes
destinée à l’étude et la modélisation des réseaux HT internes dans les usines. Le but de mon
stage a été de participer au développement de cette offre HT et ma mission principale de
réaliser une étude de sélectivité suite à un déplacement du poste de livraison de l’usine de
Nexans à Lyon. L’objet de cette étude a consisté à déterminer la coordination de l’ensemble
des protections du réseau 20kV de l’usine Nexans Lyon, afin de garantir la sélectivité en cas
de défaut entre phases, et entre phase et terre. Le deuxième objectif a été d’informer le
client sur l’état actuel de son installation. Le but final de cette étude a consisté dans la
fourniture des carnets de réglage de ces relais de protection numériques. L’autre principale
mission a été de rédiger une notice d’utilisation pour le logiciel IAO2000, logiciel de
modélisation des réseaux électriques, d’étudier certains points précis des réseaux HT afin de
voir si leur modélisation était possible.
I.7 Présentation de Nexans
Située à Lyon, l’usine concernée était anciennement dénommée les « câbles de Lyon ».
I.8 Contexte de déplacement du poste L’usine de Nexans est implantée dans un quartier en pleine extension où de nombreux
immeubles neufs sont en construction. Possédant quelques terrains non utilisés, elle les
vend donc aux promoteurs immobiliers. Cela nécessite un déplacement du poste de livraison
qui est situé en limite de parcelle. Nexans a demandé à SPIE Vénissieux de s’occuper de
l’étude du déplacement du poste. SPIE Vénissieux ne possédant pas la connaissance des
réseaux HT a donc fait appel à SPIE Clermont-Ferrand pour réaliser l’étude de sélectivité car
elle avait pris connaissance des compétences du bureau de Clermont-Ferrand grâce à la
diffusion d’une plaquette explicative en début d’année. Celle-ci a pour but de consolider les
compétences du groupe, tout en étant très compétitif par rapport aux concurrents.
Après une prise de contact entre les deux agences SPIE, un devis a été réalisé par le Bureau
d’Etudes de Clermont-Ferrand ; SPIE Vénissieux demandait les missions suivantes :
Nexans est une entreprise internationale française créée il y a plus de 100 ans ; il s’agit d’un des leaders mondiaux de l’industrie du câble. Elle emploie plus de 25 000 personnes et son chiffre d’affaires en 2012 a été de plus de 7 milliards d’euros. Nexans présente une large gamme de câbles, tant pour l’énergie ou encore les télécommunications.
7
- Réalisation d’un rapport sur ce que met en évidence la simulation électrique sous IAO
(Etude de sélectivité, étude de réglage, vérifications des sections existantes, calcul
des courants de court-circuit, et réglage des protections numériques en tête de
boucle). Ceci est accompagné d’une série de relevés sur chantier.
- Réalisation d’injections de courant pour vérifier les relais de protection et réalisation
d’un rapport d’injection avec les diagrammes et les commentaires.
Environ 94 heures de travail ont été estimées à l’issue de ce devis.
Le but est de déplacer le poste EDF entre N5 et N6.
La première phase de la mission a consisté à demander des compléments d’informations à
SPIE Vénissieux, tels que des plans de l’installation, les caractéristiques du matériel, les
valeurs actuelles des relais de protection, les marques du matériel utilisé (pour connaitre la
procédure de paramétrage à l’aide des logiciels), et la planification du chantier, en particulier
la date de mise en service. Un plan de l’installation a été réalisé sous Autocad pour servir de
synoptique lors des mesures.
Cette phase a permis de préparer au mieux le déplacement sur chantier à Lyon le 4 Juin
2013, cette ville étant située à deux heures de route de Clermont-Ferrand. A l’issue de ce
dernier, un dossier d’une trentaine de pages a été réalisé : il était constitué de fiches de
données remplies lors de la visite sur chantier, données nécessaires à la réalisation de la
simulation sous IAO, regroupant des tensions, des puissances de court-circuit ou encore des
longueurs de câbles (mesurées avec un odomètre). Des photos de plaques signalétiques ont
été prises.
8
I.9 Les aléas de la planification Initialement la planification était la suivante :
- L’étude de sélectivité était à rendre pour le 25 Juin 2013
- La mise en service à l’aide de la valise d’injection était prévue le 7 Août 2013
A l’issue de la visite sur Lyon, seules les données propres au réseau ERDF (Puissances de
court-circuit, Courants de défauts, Régime de neutre) étaient manquantes pour réaliser
l’étude, données fournies uniquement par le gestionnaire de réseau historique.
Malheureusement, suite à un refus de permis de construction, le chantier a été décalé de
plusieurs mois. ERDF n’a pas souhaité nous communiquer les informations dont nous avions
besoin, car pour eux le chantier était désormais « lointain ». L’étude a donc été suspendue le
temps que le permis soit obtenu.
Néanmoins, dans un but pédagogique, j’ai réalisé cette étude avec des valeurs « standards »,
légèrement sous-estimées car si le réseau ERDF supporte un défaut en usine avec une faible
puissance de court-circuit, il le supportera encore mieux si cette dernière est élevée.
I.10 Données nécessaires à la réalisation d’un plan de protection
L’étude du plan de protection d’un réseau électrique industriel nécessite de disposer d’un
grand nombre d’informations le concernant. Elles sont constituées par :
Les données connues et issues des phases précédentes de la conception du réseau
qui sont :
- la structure de l’installation (schéma unifilaire)
- Les caractéristiques générales de ce réseau pour chacun des niveaux de tensions
(puissance, tension, fréquence, régime de neutre…)
- Les caractéristiques particulières (type, section, longueur) des organes à protéger
tels que moteurs, alternateurs, transformateurs, réducteurs de mesures…
- Les caractéristiques particulières des organes de coupure (fusibles,
disjoncteurs...)
Les données complémentaires à recueillir impérativement au niveau du poste de
livraison du distributeur en régime normal et en régime dégradé :
- La puissance de court-circuit effective,
- Les surcharges admissibles (intensité et durée)
Le cahier des charges d’exploitation du réseau industriel proprement dit (schémas,
sélectivité…)
Les autres caractéristiques relatives aux éléments à protéger :
- Pour les moteurs : Les temps et le nombre de démarrages successifs autorisé à
chaud, dans une période définie
9
- Pour les moteurs et les transformateurs : les constantes de temps thermiques et
éventuellement les conditions de service particulières
- Pour les alternateurs : le type d’excitation, le mode d’entrainement, et la
signalisation des modifications de schéma en régime perturbé pour pouvoir
éviter les couplages avec écart de phase trop important.
Les courants des différents récepteurs et sources lors :
- De la mise sous tension des transformateurs
- Du démarrage des moteurs
- Des surcharges temporaires
Ces courants sont à déterminer pour pouvoir définir les réglages de courant et la
temporisation à adopter pour que les protections restent insensibles en exploitation
normale.
Le diagramme de sélectivité est établi afin de s’assurer de la parfaite coordination des
valeurs de réglage des protections entre elles, ainsi qu’avec les caractéristiques de
fonctionnement des relais à temps inverse et des fusibles. La sélectivité conditionne la
sécurité et la qualité de service du réseau.
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II Travail réalisé
II.1 Description de l’installation
II.1.1 Synoptique HTA L’alimentation haute tension 20kV de l’usine Nexans Lyon est constituée d’un poste de livraison EDF comportant une arrivée située Rue Lortet (Arrivée Normale boucle). Le réseau de distribution HTA en câbles du centre alimente sept postes HT/BT, comportant au total neufs transformateurs HT/BT pour une puissance installée totale de 8 730 kVA.
Le poste N6 contient un transformateur de 1000 kVA.
Le poste N9 contient deux transformateurs de 1000 kVA
Le poste N10 contient un transformateur de 1000 kVA
Le poste N2 contient un transformateur de 1250 kVA
Le poste N3 contient un transformateur de 1250 kVA
Le poste N4 contient deux transformateurs de 800 kVA
Le poste N5 contient un transformateur de 630 kVA Ces postes sont exploités en boucle fermée
Le poste de livraison comporte 6 condensateurs de 250 kVar soit au total 1 500 kVar
II.1.2 Alimentation EDRF L’arrivée EDRF 20kV est en simple dérivation (une seule voie d’alimentation) avec les caractéristiques suivantes :
Arrivée NORMAL (poste de livraison):
Pcc tri max : 166 MVA
Pcc tri min : 133 MVA
Icc tri max : 4675 A Limitation EDRF sur défaut à la terre : 300 A
En réalité, l’arrivée en simple dérivation n’est pas utilisée en industrie car elle est peu favorable à la continuité de service. Les schémas sont en fait de type Coupure d’artère (ou boucle, c’est-à-dire que deux alimentations sont possibles mais que seul ERDF peut réaliser le basculement) ou double dérivation (deux alimentations en parallèle).
Nouveau schéma d’exploitation
11
Ce choix de simple dérivation est à but pédagogique lié à l’absence des données ERDF ; la réalité voudrait que ce soit une arrivée en coupure d’artère. Pour le distributeur du réseau le régime de neutre est en neutre impédant avec une résistance de limitation.
II.1.3 Batterie de condensateurs La batterie de condensateurs est composée de 6 gradins de 250 KVar connectées en double étoile soit une puissance restituée sur le réseau de 1500 kVar. Ses caractéristiques sont les suivantes :
- Tension réseau : 20kV 50Hz triphasé - Isolement phases/masses : 24 kV (50 kV 50 Hz/125kV choc) - Cuve en acier inoxydable - Surtension admissible : +10% - Surintensité admissible : +30% - Résistances de décharge internes (temps décharge 10 min) - Pertes réduites : 0.1W/kVar - Imprégnant biodégradable - Diélectrique « tout film » (durée de vite importante et grande stabilité thermique) - Classe température : -15/+45°C - Conformes à la norme CEI 871-1
II.1.4 Boucle 20kV La boucle HTA de l’usine est constituée des liaisons suivantes :
Repère de liaison
Liaison Section (mm²)
Longueur (m)
Ame Capacité
homopolaire (μF/km)
Résistance (Ohms/km)
Inductance (mH/km)
BOUCLE HTA
C26-12 PL -> N6-L,Gauche 150 18 Alu 0,2468 0,20800 0,12270
C11-1 N5 L,Droit -> PL 150 27m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
Le couplage double étoile consiste à la connexion des points de neutre de tous les condensateurs. Les condensateurs ont pour but de compenser l’énergie réactive du réseau. Ils permettent d’améliorer le facteur de puissance et de réduire les courants de lignes et donc de réduire les échauffements dans le matériel. Au-delà de cette aspect matériel, EDF facture l’énergie réactive de l’installation lorsque celle-ci est trop importante, il convient donc de remonter le cosϕ afin d’éviter des pénalités.
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C7-8 N3 Bt, A Centre -> N4 MMP 150 182m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
C5-6 N2 Bt,A Est -> N3 Bt,A Centre 150 65m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
C9-10 N4 -> N5 L,Droit 150 250m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
C19-22 N9 Bt A Ouest ->N10 Bt A,Centre 150 130m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
C13-18 N6 L,Gauche - > N9 Bt A,Ouest 150 310m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
C23-4 N10 Bt A,Centre -> N2 Bt A Est 150 90m Alu 0,2468 0,20800 0,12270
Toutes les longueurs sont approximatives (mesurées avec un odomètre) et les liaisons dans les armoires sont négligées. Ceci est dû à l’absence de plan recensant ces longueurs. Les caractéristiques sont les caractéristiques standards pour cette section en aluminium et sont tirées des catalogues constructeurs. Le câble C7-8 est en papier imprégné, sa tenue n’est peut-être plus optimale, son état n’a pas pu être vérifié lors de la visite sur chantier.
II.1.5 Puissances installées La boucle HTA alimente sept postes HT/BT. L’installation comporte neuf transformateurs au total.
Réf. Puissance
(kVA) Type
Secondaire (V)
Ucc (%)
Marque Cellule Calibre
(A)
Coef enclenchement
Ie/In
Constante de temps (s)
N5 TRA 630 Huile 220 4 Comeca Normabloc 32 11 0.3
N6 TRA 1000 Huile 220 5 Comeca Normabloc 32 10 0.35
N9 TRA1
1000 Sec 380 6 Alsthom Fluomatic
F500 43 10 0.3
N9 TRA2
1000 Sec 220 6 Alsthom Fluomatic
F500 43 10 0.3
N10 TRA
1000 Sec 380 6 43 10 0.3
N2 TRA 1250 Huile 380 5 Areva Fluokit M24
63 9 0.35
N3 TRA 1250 Sec 380 6 Areva Fluokit M24
63 9 0.35
N4 TRA2
800 Huile 380 4,5 Comeca Normabloc 32 10 0.3
N4 TRA1
800 Huile 220 5,5 Comeca Normabloc 32 10 0.3
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Plusieurs données n’ont pu être relevées sur site, faute de la mise en évidence des plaques signalétiques. C’est en recoupant les informations sur la marque des transformateurs et des cellules qu’elles ont pu être retrouvées. L’ancienneté de cette installation (Années 70/80) fait que la recherche de documentation a constitué une difficulté. Il a par ailleurs été impossible de déterminer le modèle de la cellule N10. Il existe deux types de transformateurs :
- De type huile : pour lequel le circuit magnétique et les enroulements sont immergés dans de l’huile. Pendant longtemps cette huile a été très polluante (PCB jusqu’en 1987) ; l’huile minérale utilisée actuellement est biodégradable à 99% en 43 jours. Cependant, la norme impose toujours de prévoir des bacs ou des fosses de récupération. Des risques d’incendies et d’explosion existent. C’est pourquoi ils ne sont pas utilisés en milieu sensible. En contrepartie, ils nécessitent peu d’entretien.
- De type sec : le circuit magnétique et les enroulements ne sont pas immergés dans un liquide isolant, ils ne présentent ni risque d’incendie ou de pollution, mais ils nécessitent un entretien régulier (dépoussiérage). Il est par ailleurs impossible de connaitre son degré d’usure alors que des relevés d’huile permettent de le savoir pour les transformateurs « huile ».
La tension de court-circuit est la tension obtenue au primaire de celui-ci lorsque l'on a obtenu le courant nominal au secondaire en ayant mis le secondaire en court-circuit. On vérifie bien que les transformateurs en parallèle respectent bien les critères d’association :
- Alimentation par le même réseau - Couplages avec indices horaires compatibles (Dyn11, ce qui signifie un couplage
triangle au primaire (D), étoile au secondaire (y) avec le neutre sortie (n) et un déphasage entre le primaire et le secondaire de 11*30=330°, c’est un couplage standard)
- Tensions de court-circuit proches - La puissance du plus gros transformateur ne dépasse pas deux fois celle du plus petit
mais il est plus souhaitable d’avoir des transformateurs de même puissance. Le coefficient d’enclenchement et la constante de temps associée sont des données importantes lors de l’enclenchement des transformateurs ; nous y reviendrons dans les paragraphes suivants.
II.1.6 Puissance consommée La consommation totale estimée des transformateurs est de 8 730 kVA. On applique un coefficient d’utilisation de 0.4, coefficient standard pour une usine. Cette valeur faible s’explique d’une part parce que les transformateurs ne sont pas utilisés à 100% de leur capacité de charge mais également par le fait que puisque l’on a des transformateurs de puissances différentes en parallèle, alors la puissance totale disponible est inférieure à la sommes des puissances des appareils couplés.
14
On a donc finalement une puissance consommée de 3 492 kVA, soit un courant de boucle
égale à
√ avec S la puissance apparente consommée, U la tension composée au
primaire : d’où I = 101.5A
II.2 Plan de protection
II.2.1 Relais de protection numérique
La boucle HTA, équipée de sept postes, est protégée par des relais numériques au niveau du poste de livraison :
1 cellule de protection générale (PL_D0)
relais de protection SEPAM S48 1 cellule départ vers poste N6 (PL_D1)
relais de protection SEPAM S41 1 cellule départ vers poste N5 (PL_D2)
relais de protection SEPAM S41 1 cellule dédiée aux condensateurs (PL_DC)
relais de protection SEPAM S40
Les relais de protections numériques sont un appareillage de surveillance et de protection des réseaux électriques. Les relais numériques sont très répandus, et de nombreuses fonctions peuvent leur être associées pour détecter différents types de défauts. Ils peuvent mesurer des tensions, des courants, des puissances ou encore des déphasages pour la directionnalité. En annexe 2 se trouve une photo d’un relais MICOM dans sa cellule. Le plan de protection préconise un fonctionnement en boucle ouverte.
Arrivée ERDF
POSTE DE LIVRAISON
N6
N9 N10 N2 N3 N4
N5
SEPAM S48
SEPAM S41
SEPAM S41
PL D1
PL D2
PL_D0
PL_DC
SEPAM S40
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Les caractéristiques des réducteurs de mesure (Transformateurs de courant) sont :
Poste Cellule Réducteurs de mesure des TC
Poste de livraison EDF PL_D0 200/5A 100/5A PL_D1 200/5A 100/5A PL_D2 200/5A 100/5A
PL_DC 200/5A 5/5A
Les transformateurs de courant sont utilisés pour fournir l’information aux relais de protection et/ou de mesure du courant, de la puissance, de l’énergie. Ils délivrent un courant secondaire proportionnel au courant primaire qui les traverse. Ils doivent donc être adaptés aux caractéristiques du réseau. Ils sont définis par leur rapport de transformation, leur puissance et leur classe de précision. La classe de précision (précision en fonction de la charge du TC, et de la surintensité) est choisie en fonction de l’utilisation. Il existe deux types de transformateur de courant : ceux destinés à la protection (dont le calibre secondaire est de 1A) et ceux destinés aux mesures (calibre secondaire de 5A imposé par RTE et ERDF).
II.2.2 Fusibles départs transformateurs
Des fusibles sont placés à chaque départ de transformateur.
Réf Transfo
Calibre PdC I1 (kA)
Courant mini de coupure
I3(A)
Référence
N5 TRA 32 12,5 158 32A FNW 24 KV
N6 TRA 32 12,5 158 N9 TRA1 43 12,5 193,5 43A FN 24KV
N9 TRA2 43 12,5 193,5 43A FN 24KV
N10 TRA 43 12,5 215
N2 TRA 63 12,5 315 63A FNW 24 KV
N3 TRA 63 12,5 315 63A FNW 24 KV
N4 TRA2 32 12,5 160 32A FNW 24 KV
N4 TRA1 32 12,5 158 32A FNW 24 KV
II.2.3 Etendue de l’étude L’étude menée comprend :
Le déplacement du nouveau poste la définition des nouveaux réglages de protection pour les cellules PL_D1, PL_D2 et
PL_D0 au poste de livraison la concordance et l’efficacité de la sélectivité globale de l’installation en marche
normale la validation du dimensionnement de la liaison de boucle
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Elle aura des limites :
L’étude de sélectivité qui prendra en compte les réglages EDF proposés par l’étude EDF
les réglages des protections (PL D1, PL D2) le réglage de la protection condensateur les calculs des courants phases et phase-terre seront limités aux jeux de barres de
chaque tableau et aux points de raccordement des transformateurs les calculs de dimensionnement (autres que la liaison de boucle 20kV) ne font pas
partie de l’étude le fonctionnement des protections du côté BT ne sera pas vérifié la sélectivité entre le réseau BT et la boucle HT ne sera pas vérifiée le bon état du câble en papier ne sera pas vérifié les courbes de fusion des fusibles correspondent aux courbes théoriques et non pas
réelles
II.3 Etude de Sélectivité
II.3.1 Hypothèse et normes de calcul
II.3.1.1 Normes de calcul
Norme de calcul de court-circuit : C60909, Norme de dimensionnement : C15-100, 13-100, 13-200, 13-205
II.3.1.2 Calcul des courants d’enclenchement
Le courant d’enclenchement est un courant très élevé qui apparaît lorsqu’un transformateur est énergisé à vide, ou encore lors de microcoupures. Sa valeur doit être connue de façon à éviter que les protections ne déclenchent sur un courant d’enclenchement (phénomène transitoire normal différent d’un défaut). Principe de calcul : Le courant d’enclenchement ( ) est calculé pour chaque transformateur à la temporisation t qui n’est autre que la temporisation de réglage du seuil. La valeur crête du courant d’enclenchement est calculée en utilisant la formule suivante :
( )
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On considère pour l’étude de sélectivité la somme des courants d’enclenchement de tous les transformateurs vus par les relais de protection numérique. Le courant d’enclenchement possède une forte composante continue. La valeur aux premiers instants peut atteindre plus de 10 fois la valeur nominale et peut donc être interprétée comme un défaut. La valeur crête
est filtrée par l’algorithme du relais qui divise la valeur réelle par √ En réalité, le relais mesure la valeur efficace de l’ondulation du courant, soit
√
avec valeur efficace de l’ondulation valeur efficace totale
D’où :
√√⟨ ⟩ ⟨ ⟩
Avec i valeur instantanée du courant Le relais est donc insensible aux composantes apériodiques. Ce filtrage concerne les relais SEPAM S40 des PL D1 et PL_D2 et SEPAM S48 de la cellule PL D0. Il faut cependant ne pas perdre de vue le fait que le courant vu par le relais n’est pas la valeur réelle du courant qui circule dans les câbles et que ce dernier est beaucoup plus élevé, cela pouvant amener à un sous-dimensionnement des câbles. Il est donc nécessaire d’avoir bien conscience qu’il est primordial de dimensionner les câbles en fonction de la valeur crête.
N5 TRA N6 TRA N9 TRA1 N9 TRA2 N10 TRA N2 TRA N3 TRA N4 TRA2 N4 TRA1
200 289 289 289 289 324 324 231 231
71 102 102 102 102 115 115 82 82
La tension d’exploitation issue du réseau EDF est considérée comme étant figée à la tension de service de 20kV.
avec : : Courant d’enclenchement : Courant nominal k : Coefficient d’enclenchement T : Constante de temps t : Temps
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Lors d’un court-circuit, le courant de défaut n’est pas constant. Généralement, il est la somme d’une composante alternative d’amplitude décroissante et d’une composante apériodique, décroissante jusqu’à la valeur nulle. En pratique la connaissance exacte de l’évolution du courant de court-circuit en fonction du temps n’est pas indispensable. La norme CEI60 909 permet de calculer de manière simple les courants de court-circuit maximaux et minimaux. Les formules données ci-dessous sont redémontrables en exploitant les composantes symétriques : la méthode consiste à écrire les équations liant courants et tension dans la zone de déséquilibres, dans la zone de symétrie, définir la continuité à la frontière des deux zones et à résoudre le système.
II.3.1.3 Calculs des impédances
Les impédances sont calculées selon les équations suivantes :
Impédances EDRF :
Impédance des transformateurs
Impédance des câbles 20kV :
( )
II.3.1.4 Calculs des courants de court-circuit
Court-circuit triphasé
Les courants de défaut triphasés francs ne représentent que 5% des cas : il s’agit de la réunion accidentelle des trois phases. Ce défaut est celui qui provoque les courants les plus élevés ; son calcul permet de choisir le matériel en fonction des intensités maximales qu’il doit supporter (Pouvoir de coupure, tenue thermique des câbles). Il se calcule selon la formule suivante :
√ avec : = impédance totale directe
Le facteur de tension c est défini suivant la norme CEI 60909, ce qui permet de tenir compte des variations de tension dans l’espace et dans le temps des changements éventuels de prise des transformateurs. En HTA ce facteur prend la valeur 1,1.
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Court-circuit biphasé Les courants de défaut biphasés francs représentent environ 15% des cas et consistent à la mise en contact de deux phases. Bien que plus faibles que les courants de court-circuit triphasé, ils engendrent des contraintes électrodynamiques bien plus importantes. En effet, un conducteur électrique parcouru par un courant I(A), placé dans un champ magnétique créé par un conducteur parallèle à une distance d(m) parcouru par un courant I(A) est soumis à une force électromagnétique F(N/m) :
Où est la perméabilité du vide et celle du conducteur
Ces forces de Laplace peuvent être telles qu’en cas de sous-dimensionnement, les câbles peuvent vibrer lors du défaut voir même se détorsader et les jeux de barres plier.
Les courants de défaut biphasés se calculent donc selon la formule suivante :
( ) avec : = impédance directe
= impédance inverse En l’absence de machine tournante, les impédances inverses sont égales aux impédances directes ; on peut donc écrire les courants de défaut biphasés francs sous la forme :
√
Courant monophasé
Les courants de défaut monophasés à la terre francs, c’est-à-dire la mise à la terre d’une phase, représentent 80% des cas. Ils se calculent selon la formule suivante :
√
( )
avec : = impédance directe
= impédance inverse = impédance homopolaire
Cependant, comme nous le verrons plus loin, leurs calculs ne sont pas nécessaires étant donné la sensibilité des protections homopolaires.
II.3.1.5 Calculs des courants de défaut à la terre
Le courant capacitif linéique remontant des câbles 20kV peut être calculé avec la formule suivante :
20
avec n : nombre de câbles par phase : capacité homopolaire par phase (F/km) ω : pulsation = 2f V : tension simple (phase neutre)
La connaissance est importante pour connaître le courant homopolaire qui peut circuler en régime normal et éviter un déclenchement intempestif.
II.3.1.6 Calcul du courant nominal de la batterie de condensateurs
Le courant nominal des condensateurs est donné par la relation suivante :
√
Où est la puissance de compensation installée et U la tension aux bornes des condensateurs. On a donc
√
II.3.2 Calcul des courants de court-circuit Pour optimiser le traitement de ces calculs et obtenir une bonne idée de certains réglages avant même d’utiliser IAO, tout particulièrement lors d’un réglage d’urgence, j’ai réalisé une interface sous Excel entièrement codée en VBA, à partir des informations suivantes :
Plaque signalétique d’un transformateur et calibre de son fusible
Caractéristiques du câble (section et , facteur dépendant de l’âme du conducteur et de l’isolant)
Caractéristiques du réseau ( , , et tension nominale) Le programme fournit alors :
Les différents courants ( et au secondaire du transformateur vus au primaire , et les courants de défauts minimum et maximum du réseau).
Les différentes impédances (transformateur, réseau et totale)
Une proposition de réglages des seuils de courant des relais à temps dépendant selon la C13-200
Un diagramme de sélectivité reprenant les différents courants Les courbes de fusibles sont celles des fusibles FNW6 ; cependant, il sera aisé de compléter cette base de données en reprenant les courbes de fusion des constructeurs. Un aperçu de cette interface est disponible en annexe 1.
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II.3.2.1 Calculs d’impédances
Impédance de source EDRF :
ZdEDRF (Lortet) 2.41 Ω
Impédances des transformateurs :
N5 TRA 25.4 Ω
N6 TRA 20 Ω N9 TRA1 24 Ω
N9 TRA2 24 Ω N10 TRA 24 Ω
N2 TRA 16 Ω N3 TRA 19.2 Ω N4 TRA2 22.5 Ω N4 TRA1 27.5 Ω
Impédances des liaisons :
Longueur (m) R (Ω) L (mH) Z (m Ω)
C26-12 18 0,004 0,002 3,8
C11-1 27 0,006 0,003 5,7
C7-8 182 0,038 0,022 38,5
C5-6 65 0,014 0,008 13,8
C9-10 250 0,052 0,031 52,9
C19-22 130 0,027 0,016 27,5
C13-18 310 0,064 0,038 65,6
C23-4 90 0,019 0,011 19,0
Au regard de la longueur des câbles, leurs impédances peuvent être négligées dans le calcul des courants de défauts polyphasés. Elle est en revanche prise en compte dans les calculs effectués par le logiciel IAO2010, ce qui explique les légères différences de résultats entre les calculs présents dans les tableaux suivants et les valeurs sorties par le logiciel.
II.3.2.2 Mode d’exploitation n°1 : ERDF
Défaut dans la boucle et les postes 20kV
Icc3 3840—4790 A Icc2 3325—4148 A
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Défaut au secondaire des transformateurs 630kVA vu côté primaire
Icc3 447 A
Icc2 389 A
Défaut au secondaire des transformateurs 800kVA vu côté primaire
Icc3 379—455 A
Icc2 328—394 A
Défaut au secondaire des transformateurs 1000kVA poste H vu côté primaire
Icc3 472—557 A
Icc2 409—482 A
Défaut au secondaire des transformateurs 1250kVA vu côté primaire
Icc3 572—678 A
Icc2 525—627 A
II.3.3 Calcul des courants de défaut à la terre Comme mentionné dans les données de l’étude, les courants de défaut à la terre sur le réseau 20kV sont limités à :
300 A dans le cas d’un fonctionnement sur le réseau ERDF,
Pour les courants capacitifs des liaisons, on a pour chaque section :
Section (mm²) Icapacitif (A/km)
150 2,68 Le courant capacitif total de tout le réseau HTA 20kV est de 2,68A. Par conséquent, le courant capacitif vu par chaque relais de départ sain en cas de défaut à la terre sur un autre départ est négligeable.
II.3.4 Définition des réglages des protections
II.3.4.1 Généralités
Les carnets de réglage des relais SEPAM sont réalisés avec le logiciel de paramétrage SEPAM SFT 2841. Conformément à la Norme C13-100, le contact de déclenchement du SEPAM S48 arrivée 20kV C13100 est configuré à sécurité positive.
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Les valeurs indiquées dans la suite de l’étude sont au pas de réglage près des relais de protection SEPAM. Les fonctions des relais de protection sont codées numériquement selon le code ANSI d’après la norme C37-2. Une protection à maximum de courant est une protection électrique qui consiste à comparer le courant mesuré dans le réseau à une valeur limite. Si le seuil est dépassé, la protection conclut qu'un court-circuit ou qu’une surcharge, selon les cas, a lieu. Elle est utilisée pour protéger les transformateurs et les lignes. On peut différencier deux familles de protection à maximum de courant, celle à temps indépendant et celle à temps inverse (ou temps dépendant). Elles portent respectivement les codes ANSI 50 et 51. Il est basé sur le fait que dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné de la source. Une protection ampèremétrique est disposée au départ de chaque tronçon : son seuil est réglé à une valeur inférieure à la valeur de court-circuit minimal provoqué par un défaut sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué par un défaut situé en aval (au-delà de la zone surveillée). Ce système est économique, simple et rapide. La protection est reliée à un transformateur de courant qui permet de réduire le courant du traversant le réseau à un niveau qui le rend mesurable par un appareil électronique. Ce sont ces seuils que l’on va définir par la suite. Remarque : Dans les réseaux les plus récents, les reconfigurateurs de boucle sont de plus en plus implantés afin d’isoler seulement le tronçon défectueux et assurer ainsi une continuité optimale. Ils sont de deux types : - Manuel (voyant de détection, appelé vulgairement Bardin qui signale le tronçon en défaut) et - Automatique (un contrôleur intelligent reconfigure automatiquement la boucle en cas de défaut, les relais de protection dans les sous-stations remontent les informations)
II.3.4.2 Sélectivité entre les différentes cellules
La sélectivité est préconisée entre les départs et arrivées comme suit :
sélectivité logique entre l’arrivée C13100 (cellule PL_D0) et les départ PL_D1 et PL_D2
sélectivité logique entre l’arrivée C13100 (cellule PL_D0) et le départ PL_DC
II.3.4.3 Fonctionnement de la sélectivité logique
La sélectivité logique préconisée entre les départs PL_D1, PL_D2, PL_DC et l’arrivée PL_D0 fonctionne comme suit :
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en cas de défaut sur le départ 20kV PL_D1 ou PL_D2, un contact de sortie du S41 (sur lequel sont affectées les fonctions I>>>, I>> et Io>>>) monte immédiatement pour aller polariser une entrée logique de l’arrivée PL_D0 l’informant d’un défaut sur le départ. La réception de cette information par le S48 entraîne le blocage de sa temporisation de base et l’activation de sa temporisation de sélectivité logique (ou temporisation de secours). Ceci permet de creuser l’intervalle de sélectivité entre les départs de boucle et l’arrivée du 20 kV au poste de livraison.
En cas de défaut sur le jeu de barres de l’arrivée 20kV, le relais des départs PL_D1 et
PL_D2 ne voit pas le défaut et n’envoie donc aucune information à l’arrivée. Par conséquent, le S48 élimine le défaut à sa temporisation de base.
II.3.4.4 Réglages des seuils Phases
Arrivée C13-100 au Poste de Livraison (Sepam S48) – Cellule PL_D0 Rappel de l’article 433.3 de la norme C13-100 (protection à maxi de courant phase) : Lorsque la protection du poste est assurée par disjoncteur, le réglage du relais doit être tel que le courant minimal de court-circuit de l’installation à haute tension (Iccbi) provoque le fonctionnement du dispositif de protection dans un temps permettant d’assurer une sélectivité satisfaisante avec la protection du réseau à haute tension. En outre dans toute la mesure du possible, les appels de courant résultant de la mise sous tension des installations ne doivent pas provoquer de fonctionnement intempestif du dispositif de protection. Ces conditions sont satisfaites si le courant de réglage est égal à la plus petite des deux valeurs, soit : MINI [8Ib ; 0.8Iccbi] Rappel de l’article 433.3 de la norme C13-100 (temporisation du déclenchement du disjoncteur HTA) : L’élimination du courant de court-circuit doit pouvoir être effectuée en 0,3 seconde au plus. Pour les réglages, en accord avec le distributeur, un temps supérieur peut être admis si la tenue aux contraintes thermiques de l’installation et du réseau le permet. Le seuil de phase doit être réglé de telle sorte à assurer une protection en cas de défaut phase en aval de la cellule PL_D0 du Poste de Livraison, tout en restant :
o Critère n°1 : respecter la condition : MINI [8Ib ; 0.8Iccbi] o Critère n°2 : être sélectif au-dessus des courbes de fusion fusibles 20kV. Un
défaut dans un transformateur sera ainsi éliminé sélectivement par les fusibles du départ en défaut.
o Critère n°3 : être supérieur à l’appel de courant magnétisant de l’ensemble des transformateurs.
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Critère n°1 :
Source 8*Ib (A) 0.8*Icc2 (A)
Normal ERDF (Lortet) 2017 3072 Le courant d’emploi Ib est calculé en tenant compte d’une utilisation de 100% de la puissance disponible par l’ensemble des 9 transformateurs de puissance. Conformément à l’article 433.3 de la C13-100, nous retiendrons pour le critère n°1 le réglage :
[I>>>]PL_D0 = 2017A Aussi, conformément au temps maximum d’élimination des défauts défini par la norme C13-100 au niveau de l’arrivée C13-100 (300ms), et en tenant compte d’un temps maximum d’ouverture du disjoncteur C13-100 de 80ms, nous arrivons à une temporisation de réglage maximale de 220ms.
[tI>>>]PL_D0 = 0.12s sans sélectivité logique 0.22s avec sélectivité logique
Critère n°2 : Le réglage retenu doit permettre aussi d’être sélectif par rapport au fusible le plus haut sur la courbe de sélectivité, à savoir le fusible 63A. La courbe de fusion confirme ce réglage : pour une temporisation de 0.22s, la fusion des fusibles indique 580A, donc le réglage à 2017A convient. Critère n°3 : Le réglage doit également être au-dessus du courant vu par le relais en cas d’enclenchement des transformateurs en aval. Le courant d’enclenchement vu par le relais est :
Cellule Temporisation (s) Courant d’enclenchement
(A) Courant filtré
(A) Constante de
temps (s)
PL_D0 0,220 344 0.237s
Le réglage proposé permet de s’affranchir du courant d’enclenchement.
Départ boucle 20kV (SEPAM S41) – Cellules PL_D1 et PL_D2 Cas le plus critique : la boucle est entièrement alimentée par une des deux cellules Le seuil de phase doit être réglé de telle sorte à assurer une protection en cas de défaut phase en aval du Poste de Livraison (dans la boucle 20kV), dans le respect des :
o Critère n°1 : être sélectif en dessous de la protection C13-100 (2017A/0.22s valeurs types données par ERDF).
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o Critère n°2 : être supérieur à l’appel de courant magnétisant de l’ensemble des transformateurs.
o Critère n°3 : être sélectif au-dessus des courbes de fusion fusibles 20kV. Un défaut dans un transformateur sera ainsi éliminé sélectivement par les fusibles du départ en défaut
o Critère n°4 : être inférieur au courant de défaut pour un défaut biphasé franc minimum dans la boucle 20kV, soit 3225 A.
Critère n°1 : Le seuil ampérométrique est réglé à I>>>C13100/1.2 (intervalle de sélectivité ampérométrique de 1,2 par rapport au relais C13100), soit :
[I>>>]PL_D1 = 1681A / 0.05s
Critère n°2 : Le courant d’enclenchement vu par le relais est :
Cellule Temporisation (s) Courant d’enclenchement
(A) Courant filtré
(A) Constante de
temps (s) PL_D1
et PL_D2
0,05 705 0.237s
Le courant d’enclenchement est une valeur crête ce qui nécessite de la diviser par √ pour obtenir la valeur efficace. Les protections Sepam masquent la composante continue due à l’enclenchement des transformateurs (elles sont insensibles aux composantes apériodiques). Ainsi, la valeur réellement lue par le Sepam, à la magnétisation des transformateurs, sera de 50% de la valeur réelle (ratio valable pour les Sepam S20, S40 et S48). Ainsi avec cet algorithme, le réglage proposé permet de s’affranchir du courant d’enclenchement dans le cas où le courant est filtré, et où la boucle ouverte est alimentée par une seule cellule (cas le plus critique). Critère n°3 : Pour une temporisation de 0.05s, la courbe de fusion des fusibles indique une fusion à 850A, donc le déclenchement du relais est effectué à 197% de la fusion du fusible. Cette marge est plus que correcte et permet d’être sélectif. Ainsi, lors d’un court-circuit immédiatement en aval des transformateurs (et en amont des protections générales BT), ou en cas de dysfonctionnement de la protection générale BT, seule la protection fusible du transformateur est sollicitée. Critère n°4 : Ce seuil est bien inférieur au courant de défaut pour un défaut biphasé franc minimum dans la boucle 20kV. La marge entre la fusion du plus gros fusible et le déclenchement du relais étant important, on peut rajouter un seuil de courant pour plus de sécurité. Les 4 critères à respecter sont les mêmes que ceux pour le réglage de I>>>. Les critères 1 et 4 sont naturellement vérifiés. On choisit arbitrairement :
[I>>]PL_D1 = 600A / 0.72s
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Ce choix est lié à la courbe de fusion du fusible 63A. Critère n°2 : La temporisation est plus grande que la constante d’enclenchement, le courant maximum vu par le relais est le de l’installation soit 252A. Ce critère est donc respecté. Critère n°3 : Pour une temporisation de 0.72s, la courbe de fusion des fusibles indique une fusion à 480A, donc le déclenchement du relais est effectué à 125% de la fusion du fusible. Cette marge est au-dessus de celle préconisée (être supérieure à 120%) donc le critère est vérifié.
Départ condensateurs (SEPAM S40) – Cellules PL_DC La norme NF EN 60871-1 définit les niveaux de surcharge en courant harmonique admissible par les condensateurs de puissance. Les condensateurs sont conçus pour supporter un niveau de surtension égal à 10 % de leur tension assignée. Ils peuvent en complément accepter une surcharge en courant de 30 %. Ces deux contraintes ne sont pas cumulables, l’énergie réactive qu’ils fournissent ne devant pas dépasser 30 % de leur puissance nominale. C’est pourquoi le réglage du seuil de courant est réglé à :
[I>>]PL_DC = = 67.6A/0.22s
La sélectivité avec la protection avec la cellule C13-100 est ainsi respectée.
II.3.4.5 Réglages des seuils Terre
Arrivée C13-100 au Poste de Livraison (SEPAM S48) – Cellule PL_D0
Rappel de l’article 434.2 de la norme C13-100 (protection à maxi de courant homopolaire) : Le courant de réglage du relais homopolaire doit être le plus faible et, en tout état de cause inférieur au courant de réglage du relais homopolaire du départ du distributeur. Cette condition est en général remplie pour un réglage supérieur ou égal à 12% du courant nominal des transformateurs de courant. Rappel de l’article 433.3 de la norme C13-100 (temporisation du déclenchement du disjoncteur HTA) : L’élimination du courant de court-circuit doit pouvoir être effectuée en 0.3seconde au plus. Pour les réglages, en accord avec le distributeur, un temps supérieur peut être admis si la tenue aux contraintes thermiques de l’installation et du réseau le permet. Conformément à la Norme C13-100, le réglage devrait donc être de : 12%*In. ERDF proposera donc de régler le seuil terre comme décrit ci-dessous :
[Io>>>]PL_D0 = 0.12 * 200 = 24Aprimaire
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[tIo>>>]PL_D0 = 0.12s sans sélectivité logique 0.22s avec sélectivité logique
Départ boucle 20kV (SEPAM S41) – Cellules PL_D1 et PL_D2 1) Groupe de réglage 1 : Mode ERDF : En cas de fonctionnement sur ERDF, le seuil terre doit être réglé de telle sorte à assurer une protection en cas de défaut terre en aval du Poste de Livraison, tout en respectant :
o Critère n°1 : rester sélectif au-dessous de la protection C13-100 o Critère n°2 : rester insensible au courant capacitif maximum de la boucle.
Critère n°1 : Le seuil ampérométrique est donc réglé à :
[Io>>>]PL D1 = [Io>>>]C13100/1.2 = 24A / 1.2 = 20A / 0.05s La sélectivité chronométrique avec la protection C13-100 est assurée par le biais de la sélectivité logique. Critère n°2 : Le courant capacitif de 2.68A est bien inférieur au seuil. Les fusibles ne peuvent voir les défauts monophasés car les courants engendrés sont trop faibles. Un défaut monophasé fera donc déclencher le relais numérique avec l’apparition d’un courant homopolaire. L’enclenchement des transformateurs de puissances entraine la saturation des transformateurs de courants, ce qui peut produire un déclenchement par faux défaut homopolaires de manière aléatoire. Ceci est dû à la magnétisation du circuit suivant un cycle d’hystérésis. Le taux d’harmonique de rang 2 est très important lors de la saturation, le risque de déclenchement intempestif peut être éliminé en activant la retenue à l’harmonique de rang 2 dans les paramètres du Sepam.
Départ condensateurs (SEPAM S40) – Cellules PL_DC La protection est assurée par un relais de déséquilibre détectant un courant circulant dans la liaison entre les deux neutres des étoiles. Ce courant est inférieur à 1A en général.
II.3.5 Présentation de IAO 2000 Le programme IAO est un outil de calcul de dimensionnement et d'étude de protection des réseaux électriques. Pour chaque installation étudiée il permet :
- Le calcul des valeurs minimales et maximales des courants de court-circuit aux niveaux des récepteurs et des jeux de barre
29
- La vérification de la sélectivité par rapport aux courants de court-circuit calculés en traçant les diagrammes de réglages des relais
- La simulation des démarrages/déconnexions des composants et ses effets sur le réseau
- Le dimensionnement des câbles Ce logiciel a longtemps été utilisé par le service de sélectivité de Schneider jusqu’à ce qu’ils développent en interne Selena (Schneider ELEctrical Network Analysis) mais ce dernier repose sur IAO. L’avantage d’IAO s’explique par le fait qu’il n’est associé à aucune marque ce qui permet d’utiliser n’importe quel matériel pour les simulations. Bien que très puissant, cet outil est peu intuitif et nécessite un peu de pratique avant d’être correctement maîtrisé. Comme tout logiciel de simulation il est important d’avoir un regard critique vis-à-vis des résultats qu’il peut fournir, c’est pourquoi une étude de sélectivité comprend toujours la partie « manuelle » décrite dans ce rapport car elle permet d’avoir une bonne idée des ordres de grandeur de sortie. Le tutoriel inclus est par ailleurs pédagogique. Une des missions de mon stage a donc été d’en écrire une notice d’utilisation et de découvrir de nouvelles fonctionnalités. Cette notice est disponible en Annexe 4.
II.3.6 Courbes de sélectivité Les calculs sont effectués grâce au logiciel IAO2010 et selon la norme C60909. Les résultats de ces calculs sont cohérents avec ceux obtenus dans ce rapport par les formules énoncées (les valeurs des courants de court-circuit sont légèrement différentes par la prise en compte des liaisons par le logiciel). On peut retrouver dans le document en annexe 3 les synoptiques du réseau et les courbes de sélectivité des protections Phase et Terre. Les courants d’enclenchements suivant qu’ils sont « vus » par le fusible ou le relais subissent
le cas échéant un facteur de réduction de √ .
30
II.3.7 Carnets de réglages
II.3.7.1 Réglages proposés
Poste Cellule Relais Rapport de TC
Mode ERDF
Remarques Phase Terre
Phase Terre [I>>] [tI>>] [I>>>] [tI>>>] [I0>>>] [tI0>>>]
Poste de livraison
PL_D1 SEPAM
S41 200/5A 200/5A 600A 0.72s 1681A 0.05s 10.1A 0.22s
Sélectivité logique entre les départs et l’arrivée
PL_D2 SEPAM
S41 200/5A 200/5A 600A 0.72s 1681A 0.05s 10.1A 0.22s
PL_DC SEPAM
S40 200/5A 5/5A 56A 0.22s X 1A 0.05s
PL_D0 SEPAM
S48 200/5A 200/5A X 2017A 0.22s 12.2A 0.22s
La sélectivité au poste de livraison entre les cellules PL_D1, PL_D2, PL_D et PL_D0 est assurée.
31
II.4 Dimensionnement de la boucle 20kV Le dimensionnement des câbles HTA est vérifié suivant la norme NFC13-205.
II.4.1 Dimensionnement
Nature des câbles : Unipolaire à champ radial 150mm² Aluminium
Mode de pose : Variable 43 ou 13
Coefficients correctifs : K12 = 1 K13 = 1 K14 = 1 K16 = 1 K17 = 1
Courant admissible non corrigé : 305 A
Courant admissible corrigé : 305 A
Le courant permanent circulant dans la liaison, à 100% d’utilisation des transformateurs est de 252 A, donc bien inférieur au courant admissible par la liaison.
II.4.2 Tenue thermique des câbles La contrainte thermique représente la durée maximale supportée par les câbles en cas de court-circuit :
( )
Avec d’après la C13-205
Tenue thermique (1s) du câble : Ith = 74 A/mm² (11 100A)
Courant de court-circuit maximum : Iccmax = 4790 A
Temps maximum de durée du défaut : tmax = 5,37 s
La nature de la liaison conduirait à un temps d’élimination maximum de 5,37 s. Le temps d’élimination des protections au poste de livraison étant inférieur à 1s, il n’y a pas de contrainte thermique sur les câbles. Les câbles sont parfaitement dimensionnés pour leur utilisation.
32
II.5 Commentaires, remarques et préconisations Actuellement l’installation fonctionne en boucle fermée. Bien que ce mode de
fonctionnement autorise une exploitation sans interruption de services lors d’incidents ou
de travaux sur la boucle, il exige toutefois un système de protection complexe adapté basé
sur l’utilisation de dispositifs directionnels ou différentiels : chaque transformateur devra
être surveillé par un relais numérique. Dans notre cas, la boucle est protégée par des
fusibles, et donc, au premier défaut, les protections PL_D1 et PL_D2 vont déclencher
simultanément ce qui provoquera un arrêt total de la production. Ceci est d’autant plus vrai
pour les défauts monophasés représentant 80% des défauts et qui ne sont vus que par les
relais PL_D1 et PL_D2. C’est pourquoi il serait utile de mettre en place des relais de
protection homopolaire au niveau de chaque transformateur, ainsi seul le transformateur
voyant le défaut serait isolé, l’association d’un voyant de signalisation permettrait une
reconfiguration manuelle de la boucle pour une continuité de production optimale (Relais
« Bardin »). De plus, les courants de magnétisation sont importants et il convient autant que
possible d’éviter d’alimenter la boucle par une seule cellule : ceci en particulier pour le câble
C7-8 en papier imprégné, ce câble ancien étant dans un état qui nous est inconnu. Compte
tenu du risque non négligeable d’incendie, il sera préconisé un changement de ce dernier et
une ouverture de la boucle à plus ou moins la moitié de l’installation. Enfin la compensation
mise en place en tête d’installation devrait être remplacée par une compensation partielle.
En effet, même si la compensation globale supprime les pénalités pour la consommation
excessive d’énergie réactive, elle ne soulage en aucun cas les installations en aval car la
totalité du courant réactif est présente dans les câbles jusqu’aux récepteurs.
Le relais Sepam 41 propose un réglage directionnel dit « Protection Wattmétrique
Homopolaire » : ce dernier n’est pas pris en compte. En effet, cette protection détecte
uniquement les défauts amont, ce qui la rend inopérante dans notre cas puisque seul le
relais S48 se trouve en amont.
Certaines remarques peuvent être faites concernant l’installation. Bien que sortant du
contexte de la mission, il m’a paru opportun de les noter :
A l’arrière du transformateur N3_TRA, une tôle est manquante, une personne
passant derrière au moment d’un dégazage peut être brûlée.
Transformateur N4_TRA2, les pastilles des fusibles sont manquantes.
Transformateur N4_TRA1, les capsules des fusibles sont absentes.
Transformateur N6_TRA, les soufflets sont noirs et par conséquent sont usés.
33
Conclusion sur la mission A l’issu de ce stage j’ai pu mener avec succès les différentes missions qui m’ont été confiées.
La réalisation de cette étude de sélectivité a constitué une bonne approche de tous les
phénomènes que l’on peut rencontrer sur un réseau industriel HTA. Un des objectifs de ce
stage était de fournir un regard nouveau sur l’offre HTA, la lecture de très nombreuses
documentations m’a entre autre permis de découvrir que les relais numériques ne voient
pas les composantes continues des courants, ce qui permettra à SPIE d’être plus « souple »
dans ses réglages lors de ses prochaines affaires.
Il existe désormais une notice d’utilisation du logiciel IAO2000 : elle permettra aux nouveaux
utilisateurs de SPIE Sud-Est de prendre rapidement en main ce software toujours en
développement. De nouvelles fonctionnalités seront très certainement ajoutées à ce
dernier, mais cela ne changera en rien son ergonomie qui est la même depuis sa création.
Parmi ces fonctionnalités, on pourrait retrouver une meilleure gestion des protections
différentielles qui sont pour l’instant assez rebutantes à l’utilisation, ou encore la possibilité
d’utiliser des composants biphasés (Moteur, Transformateur…) afin de pouvoir étudier les
déséquilibres engendrés dans les installations. L’implantation du régime de neutre
compensé est certainement le point le plus important à pouvoir simuler ; j’ai pu rentrer en
contact avec les programmeurs pour obtenir plus d’informations. Ces derniers m’ont
proposé une solution alternative qui revient à utiliser une neutre impédant ce qui n’est
guère satisfaisant puisque cela n’annule que partiellement la partie réactive du courant
(c’est-à-dire la partie « fixe » puisqu’il faut recalculer en permanence la valeur de
l’inductance).
Le seul regret que je pourrais avoir est de n’avoir pu mener le déplacement du poste de
livraison jusqu’au bout du chantier, d’une part, de par le fait qu’ERDF ne m’a pas fourni les
données manquantes, mais surtout par le fait que je n’ai pu procéder aux essais par injection
,ce qui aurait constitué une bonne expérience et m’aurait permis, entre autre, d’observer le
filtrage appliqué par les relais. Mais ceci m’a fait également prendre conscience qu’un
chantier se déroule rarement comme prévu car différents intervenants doivent coopérer et
que la mission de l’ingénieur est de jongler avec tous ces aléas pour réussir son travail.
Le parcours « Conception des Systèmes Automatisés » m’a fourni des connaissances diverses
et variées dans les domaines des automatismes et de l’électricité : ceci est un atout qui
permet à la fois d’avoir une vision globale mais aussi d’approfondir un ou plusieurs domaines
durant sa vie professionnelle. C’est le cas de ce stage qui m’a permis d’approfondir mes
compétences en génie électrique. Cette expérience enrichissante m’a conforté dans mon
choix de continuer dans cette branche. La vétusté électrique de la plupart des installations
industrielles en France, qui datent des années 70/80, laisse, de plus, présager de
nombreuses perspectives d’avenir en termes de rénovations.
34
Ces six mois en immersion totale m’ont permis de m’imprégner du travail en bureau
d’études. J’ai pu rencontrer des personnes venant d’horizons différents, aussi bien des
techniciens que des chargés d’affaires. Les échanges avec eux ont été très instructifs et ont
apporté de nombreuses réponses à mes interrogations.
35
Bibliographie CEI 60909 « Courants de court-circuit dans les réseaux triphasés à courant alternatif ». Juillet 2001 NF C13-200 « installations électriques à haute tension – Règles complémentaires pour les sites de production et les installations industrielles, tertiaires et agricoles ». Septembre 2009 NF C13-100 « Postes de livraison établis à l'intérieur d'un bâtiment et alimentés par un réseau de distribution publique HTA (jusqu'à 33 kV) ». Avril 2001 NF C15-100 « Installations électriques à basse tension ». Octobre 2010 UTE C13-205 « Détermination des sections de conducteurs et choix des dispositifs de protection ». Juillet 1994 « Etude d’une installation HTA », Schneider Electric, 2012 Cahier technique de Schneider : n°158 « Calcul des courants de court-circuit ». B. de Metz-Noblat, F.Dumas, C.Poulain Septembre 2005 n°18 « Analyse des réseaux triphasés en régime perturbé à l’aide des composantes symétriques». B. de Metz-Noblat, Juin 2005 Cahier Technique « Systèmes de coupure et de protection », Socomec, 2011 Techniques de l’ingénieur :« Lignes aériennes: échauffements et efforts électrodynamiques » Michel Gaudry, Jean-Luc Bousquet, 10/02/1999, d4439 Spécification Technique EDF : « Régime de neutre compensé – Spécification de la protection wattmétrique homopolaire », P.Juston, L.Berthet, S.Vivier, A,Pinget, R.Jeanjean, novembre 2001, HN 45-s-54 Techniques de l’ingénieur : « Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension – Principes », Michel ODDI, 10/05/2011, d4811 Techniques de l’ingénieur : « Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension – Mise en œuvre », Michel ODDI, 10/05/2011, d4812 Techniques de l’ingénieur : « Plan de protection des réseaux de distribution publique à moyenne tension – Evolutions récentes et compléments électrotechniques », Michel ODDI, 10/05/2011, d4813 Guide technique de la distribution d’électricité : « Réseau HTA à neutre compensé – Plan de protection Homopolaire » EDF-GDF, 01/06/01, C11/B61-231
36
Annexes
Annexe 1 .............................................................................................................................................. 1
Annexe 2 .............................................................................................................................................. 2
Annexe 3 .............................................................................................................................................. 3
Annexe 4 .............................................................................................................................................. 9
1
Annexe 1 Interface sous Excel Les données à rentrer sont dans les cases blanches, les cases grises sont les cases calculées par le code VBA. Les calculs reposent sur le raisonnement décrit précédemment. Les cases à cocher permettent d’afficher ou non les courbes sur le graphique et les menus déroulants permettent de choisir : le calibre du fusible, le type de temps dépendant et le courant d’enclenchement crête ou vu par le Sepam.
Dans la capture ci-dessus les données sont celles du plus grand transformateur de notre installation. Le graphique associé est le suivant (Le courant d’enclenchement est le courant du plus gros transformateur vu par le Sepam).
On observe que la sélectivité est bien réalisée et donc que les réglages sont corrects pour cette configuration (pour plus d’explications voir annexe 3)
2
Annexe 2
<=3 relais MICOM P122 gérant 3 cellules différentes.
Relais Sepam S40 utilisé pour protéger la batterie de condensateurs.
3
Annexe 3
Synoptique de l'installation sous IAO, les fusibles ne sont pas représentés mais ils sont bels et bien présents sur les câbles en amont des transformateurs
(Se référer à la notice pour plus d’explications)
Fonctionnement sur boucle 1 [16h 1 le 27/ 8/2013]
Tensions nominales: Un,
400 V11
20 kV112
220 V92
400 V91
230 V61
20 kV6
400 V42 230 V41
400 V31
380 V21
230 V51
20 kV9
20 kV10
20 kV2
20 kV3
20 kV4
20 kV5
20 kV1
20 kV999
PL_D0
PL_DC
110
1.5 MVARCONDO
PL_D1 PL_D2
1x150 ²Al 27 m
C11-1
111
D5
N5_T RA630 kVADYn1 14 %
5511x150 ²Al 250 m
C9-10
1x150 ²Al 1 m
C420
N4_T RA2
800 kVADYn1 14.5 %
420
1x150 ²Al 1 m
C410
N4_T RA1
800 kVADYn1 15.5 %
410
1x150 ²Al 182 m
C7-8
1x150 ²Al 1 m
C300
N3_T RA
1.25 MVADYn1 16 %
300
1x150 ²Al 65 m
C5-6
1x150 ²Al 1 m
C200
N2_T RA
1.25 MVADYn1 15 %
200
1x150 ²Al 90 m
C23-4
1x150 ²Al 1 m
C100 0
N10_ TRA1 MV ADYn1 16 %
1000
1x150 ²Al 130 m
C19-2 2
D9
N9_T RA21 MV ADYn1 15 %
9911x150 ²Al 1 m
C910
N9_T RA11 MV ADYn1 15 %
910
1x150 ²Al 310 m
C13-1 8
1x150 ²Al 1 m
C600
N6_T RA
1 MV ADYn1 15 %
600
428 mô
133 -166 MVA
PL
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_BJEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
JEU_DE_B
4
Défaut triphasé au secondaire d’un transformateur :
Court-circuit triphasé du côté basse tension d’un transformateur de 1 250 kVA (Nœud 21 du synoptique de l’annexe 1), ce défaut est vu par le relais PL_D2 ; le courant d’enclenchement
subi le facteur de réduction de √ . Ce courant global d’enclenchement des transformateurs ne va pas activer les protections numériques comme nous pouvons le voir. En cas de court-circuit aval le défaut est bien éliminé seulement par le fusible en amont de ce transformateur et seulement par lui. De plus la contrainte thermique du câble est bien respectée car très au-dessus du courant de court-circuit. La sélectivité logique entre PL_D2 et PL_D0 se traduit par la mise en pointillé de PL_D0. La sélectivité est donc bien respectée.
Le même court-circuit mais cette fois-ci vu par le fusible en amont du transformateur (C200). Le courant d’enclenchement est le courant crête de ce transformateur, il est bien inférieur au seuil de fusion du fusible, ce n’est pas une surprise puisque le calibre est imposé selon la puissance par la C13-200.
Fonctionnement sur boucle 1 [Protections Phases]
Triphasé, coupé: Ikb
Référence : PL_D0 999
TR2_C200 D0_PL_D0 D2_PL_D2
Kilo Amp
0.1 1 10
Sec
0.01
0.1
1
10
Icc
In
I²t
Ie
TR2
TR2
TR2D0
D0
D2
D2
Fonctionnement sur boucle 1 [Protections Phases]
Triphasé, coupé: Ikb
Référence : PL_D0 999
TR2_C200 D0_PL_D0 D2_PL_D2
Amp
10 100 1000
Sec
0.01
0.1
1
10
Icc
In
Ie
TR2
TR2
TR2D0
D0
D2
D2
5
Le courant de court-circuit est très proche de la valeur calculée en II.3.2.2, la différence provenant de la prise en compte des longueurs de câble dans le logiciel ainsi qu’une modélisation plus fine des transformateurs. Tous les défauts au secondaire des transformateurs sont ainsi vérifiables et les valeurs calculées correspondent aux valeurs du logiciel.
Fonctionnement sur boucle 1 [11h47 le 28/ 8/2013]
Court-circuit minimum,Triphasé, coupé: Ikb au jeu de barres 21
21
2
3
4
5
1
999
PL_D0
561 A
PL_D2
1x150 ²Al 27 m
C11-1
111 561 A
1x150 ²Al 250 m
C9-10
561 A
1x150 ²Al 182 m
C7-8
561 A
1x150 ²Al 65 m
C5-6
561 A
1x150 ²Al 1 m
C200
N2_T RA
1.25 MVADYn1 15 %
200 561 A
402 mô
133 -16 6 MVA
RES
561 A
JEU_D E_B
JEU_D E_B
JEU_D E_B
JEU_D E_B
JEU_D E_B
JEU_D E_B
FNwTR2
PL_D1
PL_D2S48D0
S41D2
6
Défaut triphasé dans la boucle 20 kV :
Fonctionnement sur boucle 1 [Protections Phases]
Triphasé, coupé: Ikb
Référence : PL_D0 999
D0_PL_D0 D2_PL_D2
Kilo Amp
0.1 1
Sec
0.01
0.1
1
10
Icc
D0
D0
D2
D2
Fonctionnement sur boucle 1 [11h55 le 28/ 8/2013]
Court-circuit minimum,Triphasé, coupé: Ikb au jeu de barres 6
600
6
9
10
2
3
4
5
1
999
PL_D0
3.63 k A
PL_D2
1x150 ²Al
27 m
C11-1
1113.63 k A
1x150 ²Al
250 m
C9-10
3.63 k A
1x150 ²Al
182 m
C7-8
3.63 k A
1x150 ²Al
65 m
C5-6
3.63 k A
1x150 ²Al
90 m
C23-4
3.63 k A
1x150 ²Al
130 m
C19-22
3.63 k A
1x150 ²Al
310 m
C13-18
3.63 k A
1x150 ²Al
1 m
C600
0.0 A
402 m ô
133 -166 M VA
RES
3.63 k A
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
JEU_DE_ B
PL_D1
PL_D2S48D0
S41D2
7
Court-circuit triphasé au nœud 6, encore une fois la valeur donnée correspond à la valeur d’IAO, le logiciel est donc cohérent avec nos résultats. La sélectivité est bien respectée tout comme la contrainte thermique (non tracée pour éviter une modification d’échelle). Défaut homopolaire sur la boucle 20kV :
La sélectivité est bien respectée. Comme expliqué au paragraphe II.3.1.4, la sensibilité des protections homopolaire fait qu’il n’est pas nécessaire de calculer les courants de court-circuit monophasé. La sélectivité est bien respectée, il existe une sélectivité logique entre les relais d’où le même seuil de temps.
Fonctionnement sur boucle 1 [Homopolaires]
homopolaire: I"kE1E
Référence : PL_D2 1
PL_PL_D0 PL_PL_D2
Amp
1 10 100 1000
Sec
0.01
0.1
1
10
Icc
PLPL
8
Vérification du dimensionnement de la boucle 20 kV
La boucle est correctement dimensionnée pour supporter tous les transformateurs à 100% de leur utilisation (cas hypothétique). La valeur du courant admissible est légèrement supérieure à la valeur théorique, ceci s’explique par le fait que le câble utilisé dans cette simulation est un câble dont les caractéristiques sont fournies par le constructeur, on peut donc logiquement penser que ce câble peut supporter un courant légèrement plus élevé qu’un câble standard. La contrainte thermique est plus facilement vérifiable sur les courbes de sélectivité. (Voir défaut triphasé au secondaire d’un transformateur)
Courant admissible permanent maximum pouvant circuler dans les câbles
Courant maximum à 100% d’utilisation des transformateurs
9
Annexe 4
IAO2000 Notice d’utilisation
Version 2013.08
![PROTECTION DIRECTIONNELLE et de COURANT … · protection, sont intégrés la surveillance, la mesure et l’enregistrement des ... • Directionnelle homopolaire [67N] • Fonction](https://img.pdfslide.fr/doc/110x75/5b9ae6f109d3f2aa588c35ea/protection-directionnelle-et-de-courant-protection-sont-integres-la-surveillance.jpg)
