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Travail de Fin d’Etudes
en vue de l'obtention du grade de Master en Sciences de l’Ingénieur Industriel
Finalité : Industrie
Mémoire présenté par Wassa Nicolas COUMOUYN Défense publique le 30 juin 2020
Tuteur Gramme Raoul-Philippe DELMOT – VAN HOORDE Maître - Assistant Tuteur Entreprise Benoit BIDAINE Project Manager CE+T Energrid
Gestion des défauts d’isolement dans un système d’alimentation
d’infrastructure de télécommunication
"The most important thing is to try and inspire peopleso that they can be great in whatever they want to do"
- Kobe Bryant
Résumé
En collaboration avec la société spécialisée dans la connectivité, CommScope, CE+TEnergrid développe une solution de micro-réseau DC basse tension appliqué au domainede la télécommunication (la 5G) pour le marché américain. Cette solution consiste enl’utilisation d’un câble "hybride" qui comporte la fibre optique pour la transmissiondes données et les câbles d’alimentation DC des antennes. Avec l’utilisation de ce câblesous tension, il faut s’assurer de la sécurité des personnes et de l’installation en cas dedéfaut d’isolement. Les dispositifs de sécurité à utiliser dépendent du schéma de liaisonà la terre du système. Dans le cas présent, c’est le schéma IT qui est utilisé. Il existedeux types de défauts d’isolement à la terre : le premier défaut ou défaut simple, quiaffecte une seule des polarités, et le double défaut ou défaut symétrique, qui affecteles deux à la fois. Le premier ne constitue, en théorie, pas un danger et ne nécessitepas l’interruption de la l’alimentation. Il est tout de même impératif de le localiser auplus vite pour l’éliminer avant l’apparition d’un second défaut, ce qui serait plus graveet forcerait l’arrêt total ou en partie de l’installation. Dans un schéma IT, l’utilisationd’un contrôleur permanent d’isolement (CPI) est essentielle pour la détection et lalocalisation des défauts. On peut classer les deux types de défauts selon deux cas enfonction du degré de dégradation de l’isolement : franc et non franc.
Dans ce mémoire, on vérifie la non-dangerosité du courant de premier défaut (franc ounon) dans un schéma IT pour l’installation étudiée, et on démontre que ce courant dedéfaut possède trois caractéristiques qui dépendent d’éléments du système (résistanced’isolement, capacité du système, tension et résistance interne de l’IMD). On montreque le double défaut est différent dans le cas où il est franc ou non. Dans le premier cas,on peut considérer être en présence d’un court-circuit et le courant de défaut dépendalors de l’impédance des câbles et de la puissance de la source, l’alimentation doit êtreinterrompue. Dans le second cas, le courant de défaut va dépendre de la résistanced’isolation et il ne nécessite pas d’interruption de l’alimentation cette résistance estassez grande pour assurer un courant de défaut inférieur à la limite de dangerosité, quiest de 25 mA pour du courant continu.
Mots-clés : défauts d’isolement, CPI, schéma IT, localisation, sécurité, micro-réseauDC, télécommunication.
Abstrat
In collaboration with the connectivity company, CE+T. Energrid is developing a low-voltage DC microarray solution for the US market in telecommunications (5G). Thissolution consists in the use of a "hybrid" cable that includes optical fibre for datatransmission and DC power cables for antennas. With the use of this energized cable,it is necessary to ensure the safety of the people and the installation against a case ofisolation fault. The safety devices to be used depend on the grounding system. In thiscase, the IT system is used. There are two types of ground isolation fault : the firstfault or also known as the single fault that affects only one of the polarities and theother which is the double fault that affects both at once. In theory the first does notconstitute a danger and does not require interruption of the power supply. Nevertheless,it is imperative to locate it as soon as possible to eliminate it before the appearance ofa second fault, which would be more serious and would force the complete or partialshutdown of the installation. In an IT system, the use of an isolation monitoring device(IMD) is essential for the detection and localization of faults. Both types of defects canbe classified into two cases according to the degree of degradation of isolation : frankfault and soft fault.
In this brief, we check the safeness of the first fault current (frank or not) in an ITsystem for the studied installation and we demonstrate that this fault current has threecharacteristics that depend on elements of the system (isolation resistance, systemcapacity, voltage, and internal IMD resistance). It is shown that the double fault isdifferent if it is frank or not. In the first case, we can consider being in the presenceof a short-circuit. Then the fault current depends on the impedance of the cables andthe power of the source. So, the power supply must be interrupted. In the second case,the fault current will depend on the insulation resistance and it does not require powerinterruption. This resistance is large enough to ensure a fault current below the dangerlimit of 25 mA for a direct current.
Keywords : Isolation fault, IMD, IT system, location, safety, DC microgrid, telecom-munication.
Remerciement
Les travaux exposés dans ce mémoire ont été effectués au sein de l’entreprise CE+TEnergrid sous la supervision de Monsieur B. Bidaine, project manager chez CE+TEnergrid et Monsieur R.Ph. Delmot Maître-Assistant à la haute école Helmo Gramme.
La réalisation de ce mémoire a été possible grâce au concours de plusieurs personnes àqui je voudrais témoigner toute ma gratitude.
Je voudrais d’abord adresser toute ma reconnaissance à mes tuteurs, Monsieur Delmotet Monsieur Bidaine, pour leur disponibilité, leur compréhension et surtout leurs judi-cieux conseils, qui ont contribué à alimenter ma réflexion et à atteindre mes objectifs.
Je désire aussi remercier les professeurs de la haute école Helmo Gramme, qui m’ontfourni tout au long de ces années, les outils nécessaires à l’accomplissement de cemémoire.
Je tiens à témoigner toute ma reconnaissance aux personnes suivantes, pour leur aidedans la réalisation de ce mémoire :
L’ensemble des employés de CE+T que j’ai eu le plaisir de côtoyer durant ces semaines,pour leur bienveillance et leur aide en toute situation. Vous avez toujours su prendrede votre temps pour m’apprendre et répondre à mes questions.
Grégoire Verpoorten, pour avoir relu et corrigé mon mémoire.
Ma famille, tout particulièrement ma mère et ma grande soeur pour leur soutien aucours de ces dernières années et pour celles qui viendront.
Avant propos
Ce mémoire rentre dans le cadre de l’obtention d’un diplôme de Master en Sciencesde l’Ingénieur industriel, finalité industrie. Il étudiera l’impact des défauts d’isolementà la terre sur un réseau de distribution basse tension DC. L’idée de ce mémoire derecherche est venue de la nécessité de mieux comprendre les défauts d’isolement et lesdispositifs permettant leur détection et leur localisation.
Cette étude se veut être d’une part, une contribution au développement du projet demicro-réseau en cours chez CE+T. D’autre part, elle est pensée pour constituer unmanuel technique utile à l’entreprise et à toute personne voulant investiguer le sujet.
Les difficultés rencontrées lors de l’élaboration de cette étude ont principalement résidédans la complexité de trouver des sources fiables, sur les schémas de liaison à la terreen DC, sur l’utilisation des CPI en DC ... D’autre part, le stage a dû être arrêté aubout de cinq semaines au lieu des treize prévues, à cause de la crise sanitaire. Ainsi,toutes les dimensions du sujet n’ont pas pu être poussées comme nous l’aurions vouluau départ et il a fallu s’adapter. Surtout pour le dernier chapitre où nous avons dû nouscontenter d’un développement théorique, sans pouvoir tester nos propos en pratique.
Table des matières
Résumé I
Abstrat II
Remerciement III
Avant propos IV
liste des figures VII
Introduction générale 1
Contexte 1
Organisation et objectifs du mémoire 1
Première partie 3
1 Avantages et inconvénients 4
1.1 Avantages du courant alternatif sur le courant continu . . . . . . . . . . 4
1.2 Avantages du courant continu sur le courant alternatif . . . . . . . . . . 5
2 Distribution basse tension : LVDC 10
2.1 Différents niveaux de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.2 Télécommunication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3 Dispositifs nécessaires à une distribution en courant continu 12
3.1 Batterie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.2 Dispositifs de protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3.2.1 Disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
V
3.2.2 Dispositif différentiel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
4 Les dangers de l’électricité 20
4.1 Risques pour les utilisateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
4.2 Schémas de liaison à la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.2.1 Schéma TN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.2.2 Schéma TT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
4.2.3 Schéma IT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.3 Causes de dégradation de l’isolement des câbles . . . . . . . . . . . . . 26
Conclusion 27
Deuxième partie 28
5 Installation MetroGrid 29
5.1 Description de l’installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
5.2 Tests de court-circuit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
5.3 Simulation d’un premier défaut à la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
6 Étude d’un premier défaut et des caractéristiques d’un contrôleurpermanent d’isolement (CPI) 39
6.1 Caractéristiques d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
6.2 Détection du défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
6.3 Recherche sous tension du défaut d’isolement . . . . . . . . . . . . . . . 54
7 Étude du défaut symétrique 60
7.1 Cas d’un double défaut franc : court-circuit ou circuit ouvert . . . . . . 62
7.2 Cas d’un double défaut non franc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
8 Méthode avancée de gestion de défauts 67
8.1 Principe de la méthode avancée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
8.2 Discussion d’éléments de design . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
Conclusion 74
Conclusion générale 75
A 77
B 79
VI
C 80
D 82
Bibliographie 83
VII
Table des figures
1.1 Tranformateur DC, tirée d’une présentation de CE+T lors d’un sémi-naire sur le DC en 2019 [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.2 Pertes dues aux convertisseurs AC, Attraction of DC Power in Buildingsde Andrew Yip, 2018 [56] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.3 Variation de la consommation sur une journée entre 2011 et 2016 . . . 8
2.1 Exemple de domaines d’application de tension DC . . . . . . . . . . . . 10
2.2 Illustration du câblage d’une batterie en télécommunication [18] . . . . 11
3.1 Illustration de la DoD [42] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.2 Illustration du SoC [42] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.3 Dépendance entre le nombre de cycles et la DoD [42] . . . . . . . . . . 14
3.4 Chute de la tension avec le DoD [42] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
3.5 Illustration du concept de LVD [42] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
3.6 Arc électrique généré à l’ouverture d’un circuit [38] . . . . . . . . . . . 17
3.7 Importance de l’instant de coupure par rapport au courant [38] . . . . . 17
3.8 Augmentation de la longueur d’arc [38] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.9 Séparation de l’arc en arcs en série [38] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.10 Différence entre courant de défaut d’isolement et courant de fuit à laterre, cahier technique SOCOMEC [48] . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
4.1 Courbes caractéristiques des effets d’un choc électrique sur le corps hu-main [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
4.2 Schéma TN-S [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.3 Schéma TN-S avec un défaut d’isolement sur le pôle positif . . . . . . . 23
4.4 Schéma TT sans défaut et avec défaut[32] . . . . . . . . . . . . . . . . 23
4.5 Schéma IT [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
VIII
4.6 Schéma IT en cas d’un premier défaut dans un réseau AC [32] . . . . . 25
4.7 Second défaut dans un réseau AC avec les masses interconnectées par lePE ou avec des prises de terre distinctes[33] . . . . . . . . . . . . . . . 25
5.1 Armoire de distribution du projet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
5.2 Illustration du microréseau DC étudié [18] . . . . . . . . . . . . . . . . 31
5.3 Résistance d’isolement et capacité de fuite . . . . . . . . . . . . . . . . 32
5.4 Mise à la terre du point milieu à haute résistance [21] . . . . . . . . . . 33
5.5 Fonctionnement du contacteur [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5.6 Extrait de l’écran de configuration de l’étage de conversion DC/DC . . 34
5.7 Mesure du courant de court-circuit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.8 Zoom de la figure 5.7 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.9 Limite mortelle à un choc électrique à une intensité de 1A . . . . . . . 36
5.10 Courbe de déclenchement d’un disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.11 Courbe de déclenchement du disjoncteur utilisé . . . . . . . . . . . . . 37
5.12 facteur correctif en fonction de la température ambiante [23] . . . . . . 38
5.13 Simulation d’un premier défaut à la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
6.1 Défaut d’isolement à la terre par court-circuit . . . . . . . . . . . . . . 39
6.2 Défaut d’isolement à la terre à travers une résistance de défaut . . . . . 40
6.3 Circuit équivalent à la création du premier défaut . . . . . . . . . . . . 40
6.4 Tension sur le pôle en défaut en fonction de la résistance de défaut . . . 41
6.5 Étages de convertisseurs AC/DC et DC/DC . . . . . . . . . . . . . . . 41
6.6 Courbes de l’évolution de l’intensité du courant de défaut dans le temps 42
6.7 Origine des différentes caractéristiques de la courbe typique d’un défaut 42
6.8 Intensité initiale du courant de défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
6.9 Circuit équivalent avec des condensateurs en parallèle du système . . . 44
6.10 Évolution de la constante de temps de décroissance de la courbe carac-téristique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
6.11 Courant de défaut selon la résistance interne de l’IMD utilisé . . . . . . 45
6.12 Tension sur le pôle positif surveillé par un IMD de type mesure de tension 47
6.13 Illustration de la démodulation synchrone [33] . . . . . . . . . . . . . . 47
IX
6.14 Tension appliquée sur le réseau par deux des IMD utilisé (de chez ABBet Bender) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
6.15 Illustration des seuils de détection par résistance et par tension . . . . . 48
6.16 Illustration des délais de réaction d’un IMD, à la détection et à l’élimi-nation d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
6.17 Chute de tension due à l’impédance des câbles . . . . . . . . . . . . . . 49
6.18 Illustration d’une chute de tension avec une charge éloignée de la sourceet un grand courant distribué . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
6.19 Circuit équivalent montrant l’influence d’une chute de tension sur lescâbles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
6.20 Influence de la longueur de câble et du courant distribué sur la détectiondu défaut d’isolement avec la méthode de mesure du niveau de tension 51
6.21 Influence sur la méthode d’injection d’un courant modulé. . . . . . . . 52
6.22 Évolution de la tension au pôle en défaut et des contacts auxiliaires del’IMD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
6.23 IMD couplé à un relais de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
6.24 délai de réaction de l’IMD à l’élimination du défaut . . . . . . . . . . . 53
6.25 Influence de la capacité du système sur la détection . . . . . . . . . . . 54
6.26 Résistance plus faible placée en parallèle sur l’IMD . . . . . . . . . . . 56
6.27 Circuit équivalent de l’ajout des résistances en parallèle . . . . . . . . . 56
6.28 Comparaison entre les valeurs de courant calculées et mesurées . . . . . 56
6.29 Évolution du courant de défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
6.30 Principe de localisation du premier défaut par détection d’un courantinjecté [24] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
6.31 Surveillance de l’isolement [34] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
7.1 Défaut asymétrique ou simple [49] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
7.2 Défaut symétrique [49] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
7.3 Simulation des différents types de défauts . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
7.4 Simulation d’un premier défaut non franc . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
7.5 Courbe du courant de premier défaut non franc obtenu par simulation . 62
7.6 Courbe du courant de premier défaut franc obtenu par simulation . . . 63
7.7 Trajet du courant de double défaut franc . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
X
7.8 Simulation d’un double défaut franc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
7.9 Trajet du courant de double défaut non franc . . . . . . . . . . . . . . 65
7.10 Simulation d’un double défaut non franc, avec : Ris = 7, 6 kΩ . . . . . 66
8.1 Résistance "variable" (cf. figure 6.26) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
8.2 Simulation de l’idée de résistance "variable" . . . . . . . . . . . . . . . 68
8.3 Le micro-réseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
8.4 Principe de la méthode avancée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
8.5 Illustration de la zone de localisation du défaut . . . . . . . . . . . . . 70
8.6 Utilisation de dispositifs intermédiaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
8.7 Principe de fonctionnement du dispositif à "méthode avancée" (dispositifde mesure et d’interruption) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
8.8 Effet d’une modification de la tension de distribution sur le corps humainet sur le temps de réaction du dispositif, en considérant une résistancede 1200 Ω . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
A.1 Signale introduit sur le réseau par l’IMD de chez ABB . . . . . . . . . 77
A.2 Superposition du signal de l’IMD de chez ABB à la tension du réseau . 78
A.3 Superposition du signal de l’IMD de chez Bender à la tension du réseau 78
B.1 Amplitude du signal injecté par l’IMD en absence de défaut . . . . . . 79
B.2 Amplitude du signal injecté par l’IMD en présence d’un défaut . . . . . 79
C.1 Tension aux bornes de l’IMD sans relais de puissance . . . . . . . . . . 80
C.2 Tension aux bornes de l’IMD couplé à un relais de puissance . . . . . . 81
C.3 Constante de temps RL à l’interruption du circuit . . . . . . . . . . . . 81
D.1 Tableau récapitulatif des mesures réalisées . . . . . . . . . . . . . . . . 82
0
Introduction générale
Contexte
Dans le contexte actuel de l’augmentation du nombre d’applications en courant continuet de la popularisation de sources diverses de courant continu, les micro-réseaux DCsont devenus des solutions de plus en plus défendues. La sécurité des individus est l’undes facteurs déterminants dans la conception de tels réseaux.
Dans cette optique, CE+T travaille sur un projet de micro-réseau DC basse tension(380V) appliqué au domaine de la télécommunication, plus précisément à la future 5G,pour le marché américain. Pour atteindre les débits et fréquences élevés de la 5G, il estnécessaire de multiplier les points de connexion et le nombre d’antennes par rapportà ce qui est fait pour l’actuelle 4G. L’idée du projet est de profiter de la nécessité detransmettre les données entre les antennes, pour transmettre par la même occasionl’alimentation DC, le tout dans un même "câble hybride" (fibre optique et conducteursélectriques sont placés dans la même gaine). Cela a pour avantage d’éviter d’ouvrir uneconnexion au réseau public pour chaque nouvelle antenne à alimenter, ce qui représenteun gain financier et facilite l’installation.
Une problématique qui découle de cette solution est la tension sur le câble hybride. L’undes buts du travail effectué est de démontrer comment assurer la sécurité des personnesqui vont devoir manipuler ce câble sous tension, dans l’éventualité où l’isolement de cecâble ne serait plus assuré.
Organisation et objectifs du mémoire
Ce document sera divisé en deux parties. Une première partie, dans laquelle nous re-viendrons sur les avantages et inconvénients du courant continu par rapport au courantalternatif. Nous expliquerons aussi les mesures existantes pour assurer la sécurité despersonnes en DC, toujours en faisant une opposition avec ce qui peut être fait en AC.
Dans la seconde partie, nous exposerons les essais et mesures réalisés dans le cadre duprojet sur la future 5G. Ces essais sont portés sur l’analyse de la sécurité des personneset de l’installation. Ainsi, nous étudierons les défauts d’isolement à la terre dans un
1
schéma de liaisons à la terre IT, au départ de l’étude des contrôleurs permanentsd’isolement. Nous présenterons les résultats et les discuterons, dans le but de définir lesdifférents types de défauts d’isolement à la terre dans un réseau de distribution bassetension à courant continu appliqué au domaine de la télécommunication.
L’objectif du travail est double. Le premier étant de démontrer la sécurité des personnesdans le cas d’un défaut d’isolement. Le second est de servir de manuel technique desmesures de sécurité d’une installation DC. En effet, au cours des recherches effectuéessur le sujet, il a été constaté qu’il était difficile de trouver des informations complèteset précises, surtout sur les mesures et dispositifs de sécurité pour le courant continu.Il fallait souvent adapter les informations trouvées sur l’alternatif à notre situation demicroréseau DC.
2
Première partie
Le tournant du XXe siècle fut le théâtre d’une «guerre des courants» entre, d’un côté,les partisans du courant alternatif avec Nicola Tesla et George Westinghouse à leur tête,et de l’autre, les partisans de Thomas Edison et du courant continu. Ce fut les partisansdu courant alternatif qui sortirent vainqueurs, imposant le système de transport et dedistribution électrique en courant alternatif que nous connaissons aujourd’hui, et quia plus de cent ans. Mais l’intérêt pour le courant continu est relancé depuis quelquesannées avec l’avènement du numérique et l’émergence de source de courant continu.
Une distribution en courant continu présente des avantages indéniables, mais aussides inconvénients, comme des mesures de sécurité différentes d’un réseau AC et pluscomplexes à mettre en œuvre. C’est cela qui va être abordé dans cette première partie.Nous introduirons aussi les différents schémas de liaisons à la terre et la problématiquedes défauts d’isolement qui en découle. [11, 47]
3
Chapitre 1
Avantages et inconvénients
1.1. Avantages du courant alternatif sur le courant
continu
Actuellement, le courant alternatif est majoritairement utilisé pour le transport et ladistribution de l’électricité, cela grâce à sa flexibilité. En effet, les transformateursAC permettent de "facilement" distribuer le courant alternatif dans un système dedistribution descendante. Dans un tel système, la production d’électricité se fait grâceà des centrales de grande capacité, on parle de production centralisée. Le transport sefait via des lignes aériennes haute tension (400 kV) pour alimenter des sous-stations où alieu une conversion en moyenne tension (40 kV) pour distribuer l’énergie électrique versdes zones plus petites où on effectue une conversion finale vers une basse tension (230V) pour alimenter les ménages. L’utilisation de ces transformateurs AC rend ce systèmepossible, car ils constituent une solution simple permettant d’isoler deux circuits et demodifier le niveau de tension. Ces transformateurs sont fiables et ont une longue duréede vie. De plus, leur rendement est aux alentours des 99 %. L’intérêt d’un tel systèmeest qu’il permet de minimiser les pertes dans les lignes, en effectuant le transport ducourant sur de longues distances à (très) haute tension. Ces pertes sont principalementdues à l’échauffement des câbles causé par leurs résistivités et elles sont appelées pertesjoule : Pertes = R× I2
Sachant que la puissance est donnée par le produit de la tension par l’intensité decourant : P = U × I, on a que, pour une même puissance véhiculée, plus la tension estélevée, plus le courant est faible. Ainsi, les pertes, qui sont proportionnelles au carréde l’intensité du courant, sont d’autant plus faibles. Donc en doublant le niveau detension, l’intensité du courant s’en retrouve divisée par deux et les pertes sont diviséespar quatre.
Ainsi, pour le transport d’électricité sur de longues distances, les niveaux de hautetension sont préférables. Cela aide à réduire les pertes de transport par rapport aux
4
niveaux de tensions inférieurs. Les transformateurs rendent cela facilement possible, enpermettant de modifier le niveau de tension alternative sans créer trop de pertes. Ils’agit là du principal avantage des systèmes AC sur les DC. Notons que les évolutionsdans le domaine de la technologie des semi-conducteurs ont permis de générer facile-ment et efficacement des tensions alternatives de plus hautes fréquences, ce qui permetde réduire la taille des transformateurs. Un autre des avantages des systèmes AC estque la sécurité des utilisateurs et des composants est assurée par des concepts et desdispositifs de protection éprouvés, ce qui n’est pas encore le cas pour les systèmes DC,pour lesquels la mise en œuvre est plus complexe. Ainsi, les installations à courant al-ternatif bénéficient également de systèmes connus et testés qui sont utilisés depuis plusd’un siècle. Nous avons donc une maîtrise avancée de la conception, la construction etl’exploitation du système AC. [18, 37]
1.2. Avantages du courant continu sur le courant al-
ternatif
De nos jours, l’intérêt pour la distribution DC a été relancé, car d’une part, de plus enplus d’équipements fonctionnent au courant continu, étant donné que nous sommes àl’âge du numérique. Pour exemple, on peut citer les équipements électroniques, infor-matiques, l’éclairage LED, la télécommunication, les voitures électriques ou hybrides. . . D’autre part, nous assistons à l’émergence de plus en plus de sources DC, telles quele photovoltaïque, les piles à combustible, les batteries et certains parcs éoliens.[52]
Le courant continu est aussi beaucoup utilisé pour le transport d’énergie électrique àtrès haute tension, sur de longues distances, car il produit moins de perte de ligne quel’alternatif (moins d’influences d’effets inductifs et capacitifs des lignes électriques, pasd’effet de peau ...). Néanmoins, il comporte un gros inconvénient. En effet, le courantcontinu ne peut être transporté qu’entre deux points, comme une autoroute sans entréesni sorties. Parce qu’on ne possédait pas la technologie permettant d’interrompre rapi-dement de grandes puissances à courant continu, vu que, contrairement à l’alternatif,le courant ne s’annule pas. Il était donc difficile, voire impossible, de créer un réseau dedistribution au départ d’une très haute tension en DC. Mais, des sociétés comme ABBont développé des disjoncteurs HVDC (High Voltage Direct Current). Ainsi, désormaisun courant continu d’une puissance équivalente à celle fournie par une grande centraleélectrique peut être interrompu en quelques millisecondes. [4]
Une autre avancée technologique rend possible une distribution DC, il s’agit des pro-grès faits dans le domaine de l’électronique de puissance qui permet de concurrencerles transformateurs AC, qui constituaient, jusqu’à lors, un des gros avantages de l’al-ternatif sur le continu. En effet, on peut dorénavant concevoir des systèmes combinantconvertisseurs à découpage et transformateurs haute fréquence pour modifier les ten-
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sions continues (figure 1.1). Ces systèmes sont donc presque équivalents, en rendement(surtout pour de grosses puissances), à un transformateur AC et de plus beaucoup pluspetits à puissance équivalente.
Figure 1.1 – Tranformateur DC, tirée d’une présentation de CE+T lors d’un séminairesur le DC en 2019 [18]
Les motivations d’un retour du courant continu
De nos jours, on cherche de plus en plus à augmenter notre efficacité énergétique, que cesoit pour des raisons financières ou écologiques. Ainsi, il y a une nécessité de répondreà une demande croissante pour des installations plus économes en énergie. Mais notresystème actuel pose un problème, car il s’accompagne de multiples conversions AC/DC,qui produisent des pertes. En effet, une installation AC (comme toutes nos installationsdomestiques par exemple) comporte des prises pour courant alternatif. Cependant, onutilise de plus en plus d’appareils qui fonctionnent en courant continu (GSM, tablette,ordinateur, télévision, éclairage LED, voiture électrique . . . ). Pour pouvoir alimenterces appareils au départ de ces prises de courant AC, il faut avoir recours à une conver-sion. Cela peut se faire grâce à des dispositifs de conversions internes (comme dans lecas des télévisions) ou externes (chargeur pour ordinateurs ou GSM). Qu’ils soient in-ternes ou externes, ces dispositifs de conversion transforment la tension alternative 230V en une tension alternative inférieure avant de la convertir en une tension continue de5 V (USB), 12 V, 48 V (ex : pour l’éclairage LED), selon l’usage. Chaque conversionAC/DC (ou DC/AC) peut produire jusqu’à 10 % de pertes, selon le rendement duconvertisseur.[27, 56]
En outre, les sources DC de plus en plus répandues (panneaux photovoltaïques, bat-teries . . . ), doivent d’abord passer par des onduleurs pour convertir leurs énergies ducontinu à l’alternative et ainsi, pouvoir être utilisée dans une installation AC, avant,éventuellement, une autre conversion en tension continue pour alimenter les appareilsqui utilisent le DC (figure 1.2).
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Figure 1.2 – Pertes dues aux convertisseurs AC, Attraction of DC Power in Buildingsde Andrew Yip, 2018 [56]
Toutes ces conversions produisent donc beaucoup de pertes, qui pourraient être gran-dement diminuées en passant à une installation qui comporterait une alimentationDC, mais aussi AC. Il y aurait donc des prises à courant continu et alternatif, ce quisupprimerait les conversions AC/DC et les grandes pertes qu’elles impliquent. Il nesubsisterait alors que des conversions DC/DC pour adapter la tension aux différentscas d’utilisation, ces conversions ayant un bien meilleur rendement. [56]
Les télécommunications représentent un bon exemple de la fiabilité de la distributionen courant continu, car elles fonctionnent en 48 VDC et cela est devenu une norme.Mais on reviendra sur ce point un peu plus tard.
Les avantages
Comme mentionné précédemment, dans les installations AC actuelles, il est nécessairede passer par des redresseurs pour convertir l’alternatif en continu et ainsi alimenterles éléments fonctionnant au courant continu. Cependant il y a des pertes dans leredresseur. De plus, un redresseur a tendance à générer de la puissance réactive, ce quidiminue le facteur de puissance (PF). Il faut alors utiliser un circuit pour compensercette diminution du PF, il s’agit du PFC (Power Factor Correction), qui crée aussides pertes. En ayant directement une alimentation DC, on se passerait de l’utilisationde ces redresseurs et il en résulterait une diminution conséquente des pertes. Celapermettrait aussi de diminuer l’espace utilisé en utilisant moins de composants. Ainsi,il y a un double intérêt, utiliser moins de matériel électronique et diminuer l’espaceutile, tout en générant moins de pertes. Cette diminution des pertes permet ainsi ungain d’efficacité énergétique et de fiabilité. [27]
Il en résulte une augmentation du rendement de l’installation, et cela, d’autant plusqu’on évite l’usage d’onduleurs pour la conversion en tension alternative au départd’une source de tension continue (panneaux photovoltaïques, batteries . . . ).
Par ailleurs, un autre gros avantage de la distribution DC est qu’il s’agit d’un système
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moins complexe et plus intéressant en termes d’équilibrage du réseau. En effet, encontinu :
— on n’a pas de génération de puissance réactive
— on n’a pas de problèmes d’équilibrages de puissance consommée sur les phases ;
— il y a moins de générations d’harmoniques, car il y a moins de conversions del’alternatif vers le continu, qui constituent une source d’harmoniques. Cela estmoins "stressant" et perturbateur pour le réseau.
— pas de pertes par effet de peau et moins de surchauffe dans les câbles.
— on a moins de conducteurs (L+ L- contre N L1 L2 L3 pour du triphasé avec unneutre), donc on utilise moins de place et de cuivre (coût plus faible).
On a donc, au final, un système moins complexe et plus efficace. [18, 27, 47]
Enfin, un autre avantage est la possibilité de créer un réseau de distribution, de pou-voir y intégrer facilement des sources d’énergie décentralisées et de pouvoir stockerde l’énergie. L’énergie électrique est difficile à stocker (sous n’importe quelle formeque ce soit : batterie, retenue d’eau ...) en quantités énormes et de façon économique.Ainsi, la totalité de la puissance appelée par les consommateurs (domestiques, indus-triels (petites et grandes entreprises), éclairage public ...) doit à chaque instant êtredisponible, grâce à l’ensemble des moyens de production d’énergie électrique. À chaqueinstant, la puissance fournie doit être égale à la puissance appelée. Mais la demandevarie énormément au cours d’une journée et durant l’année. [52]
Figure 1.3 – Variation de la consommation sur une journée entre 2011 et 2016
La consommation d’électricité varie constamment. Elle reflète les horaires de travail,les jours de congé, les saisons.
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La figure 1.3 montre que durant la nuit, il y a un creux de consommation. Dès lepetit matin, les gens se lèvent et les entreprises commencent leurs activités. Par consé-quent, la consommation augmente progressivement. Durant la journée, elle est plusou moins "constante". Puis, un pic de consommation intervient vers 18 h, heure àlaquelle la grande majorité des gens vont mettre en marche différents appareils élec-triques (en particulier les fours et les cuisinières). En soirée, la consommation diminue.Nous pouvons remarquer un autre pic moins important vers 22h30. Il s’agit du passagede l’horaire de jour vers l’horaire de nuit pour les compteurs électriques bi-horaires.[26]
De plus, lorsqu’il fait froid, la consommation d’électricité augmente fortement en raisond’une plus forte utilisation du chauffage électrique ... Ainsi, la consommation est laplus faible au mois de juillet et au mois d’août (en été) et augmente progressivementen allant vers l’hiver.
Dans le cas de la production d’électricité par panneaux photovoltaïques, elle ne suitmalheureusement pas l’évolution de la demande au cours d’une journée ou de l’année.Les panneaux photovoltaïques ne produisent de l’énergie que lorsqu’il fait jour. Etcomme on l’a vu, c’est souvent le moment où les membres d’un foyer ne sont pasà leur domicile. Une grande partie de l’énergie produite est alors non utilisée et parconséquent injectée dans le réseau public. C’est aussi le cas durant l’été, où là, l’apportde lumière, et donc la production d’électricité, est maximal, contrairement à l’hiver,période où la consommation est plus grande. Toutefois, avec ce système décentralisé,il est envisageable de stocker cette énergie non utilisée au domicile avec des batteries,et elle pourrait être réutilisée lorsque les panneaux ne produisent pas d’électricité,pendant la nuit ou lorsque l’ensoleillement n’est pas suffisant, ce qui nous permettraitévidemment de réduire la facture d’électricité. Nous serions en outre moins exposés àla fluctuation des prix de l’électricité liée à la charge du réseau ou aux augmentationstarifaires de l’électricité. Lors de coupures de courant (très fréquentes dans certainspays), nous serions moins dépendants de notre fournisseur et pourrions poursuivrenos activités. On pourrait même pousser le raisonnement encore plus loin et imaginerune capacité de stockage de l’électricité suffisamment grande pour devenir totalementautonome. [37, 52] [13]
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Chapitre 2
Distribution basse tension : LVDC
2.1. Différents niveaux de tension
Les niveaux de tension sont classés comme suit :
— extra low voltage DC (ELVDC) : < 120 VIl en existe différentes normes qui se distinguent par des propriétés de sécuritédifférentes (SELV (sécurité), PELV (protection) et FELV (fonctionnel)).
— low votage DC (LVDC) : entre 120 et 1500 V
— high voltage DC (HVDC) : > 1500 V
Sur la figure suivante, on peut voir des exemples d’applications de ces tensions. [20]
Figure 2.1 – Exemple de domaines d’application de tension DC
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2.2. Télécommunication
Le domaine de la télécommunication représente une application du courant continutrès basse tension. En effet, la tension utilisée en télécommunication est de 48 V. Dansle projet étudié, la distribution basse tension DC utilise du 380 V pour alimenterdes antennes 5G. Pour ce faire, on utilise un câble hybride développé par l’entrepriseaméricaine Commscope et combinant fibre optique (pour la liaison de données) et câblesd’alimentation. Ce câble sous tension représente alors une cause potentielle de dangerpour les utilisateurs en cas de défaut d’isolement.
Dans un système de télécommunications, on connecte les pôles positifs des batteriesà la terre pour limiter la corrosion en évitant l’électrolyse qui, dans le cas inverse, seproduirait si le câble positif entrait en contact avec l’humidité.
Figure 2.2 – Illustration du câblage d’une batterie en télécommunication [18]
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Chapitre 3
Dispositifs nécessaires à unedistribution en courant continu
3.1. Batterie
Les batteries font partie des éléments les plus importants d’un système de conversionélectrique et sont souvent les constituants les plus chers et les plus fragiles d’un telsystème. Il est donc primordial d’en prendre soin par une bonne utilisation et unebonne surveillance pour éviter leurs vieillissements prématurés. En effet, elles sontsensibles aux surcharges, aux charges partielles, aux décharges profondes, aux chargestrop rapides et aux températures supérieures 20 C. Ces facteurs de vieillissement sontgénéralement dus à un mauvais dimensionnement de l’installation et/ou à une mauvaiseutilisation par les utilisateurs. Ces dommages mèneront à une réduction de la durée devie, à une disponibilité moindre et dans certains cas, à une détérioration irrémédiabledes batteries. Ainsi, une utilisation adéquate permettra une durée de vie plus longue,et leur remplacement sera moins fréquent.
Les éléments déterminants pour la durée de vie d’une batterie sont les suivants :
— le type (technologie) de batterie (plomb, lithium ...)
— les conditions d’utilisation et d’environnement
— le niveau de décharge de la batterie
— le temps pendant lequel ces batteries resteront en partie ou totalement déchargées
— la manière de recharger la batterie (vitesse de charge ...)
— le câblage de l’installation
Tous ces éléments ont une importance égale.[53, 54]
Il faut aussi veiller à ne pas mélanger des batteries de différents types, car en uti-lisant des batteries différentes, celles-ci seront limitées par les capacités de la moins
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performante, et toutes les "bonnes" batteries seront vieillies prématurément. Ainsi, lescombinaisons suivantes sont à proscrire :
— vieilles et nouvelles batteries
— différentes capacités
— différents types de batteries
— différentes marques
— différentes technologies ou composants chimiques
La caractéristique la plus importante à prendre en compte dans le choix d’une batte-rie est sa durée de vie. Dans les datasheet, elle est exprimée en nombre de cycles (decharge-décharge). Cette valeur est toujours accompagnée de la condition de la "profon-deur de décharge" ou en anglais, "Depth of Discharge" ou "DoD". Elle est donnée enpourcentage, et indique le stade de décharge de la batterie. Elle est à 0% de déchargesi la batterie est pleine, et a 100% de profondeur de décharge si elle est vide.[53, 54]Cela est illustré à la figure 3.1.
Figure 3.1 – Illustration de la DoD [42]
Une autre manière de savoir où en est une batterie est "l’état de charge" ou “stateof charge”, SOC en anglais. Il s’agit de l’inverse de la DoD. La figure 3.2 illustre ceparamètre.
Figure 3.2 – Illustration du SoC [42]
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Ainsi, plus la décharge d’une batterie est profonde (état de charge faible), plus la duréede vie de cette batterie sera courte. Ce facteur de vieillissement est dû à la perte desmatières actives des plaques, qui survient lors d’une décharge. Dès lors, si on déchargepeu une batterie, on limite cette perte de matière. Cette perte de matière active n’estpas linéaire et elle s’accentue au-delà de 50 % de profondeur de décharge. La figure3.3 montre que le nombre de cycles qu’une batterie peut offrir durant sa durée de viesera moindre dans le cas de profondeur de décharge élevée par rapport à des déchargesfaibles.
Figure 3.3 – Dépendance entre le nombre de cycles et la DoD [42]
Pour obtenir une durée de vie plus longue, il ne faut donc pas trop décharger la bat-terie. Il est souvent recommandé une limite de 50 % de DoD. Cela représente un boncompromis, car d’une part, avec une DoD inférieure (30 % par exemple), une bonnepartie de la capacité des batteries ne sera pas utilisée, et un surdimensionnement duparc de batterie sera nécessaire avec un investissement et un encombrement plus im-portants. D’autre part, avec une plus grande DoD (80 % par exemple), l’encombrementdu parc de batterie et le montant d’achat seront moindres, mais la durée de vie seraplus courte. Ainsi, avec 50 % de DoD on obtient un parc pas trop imposant avec unedurée de vie raisonnable.[54]
Une fois cette limite fixée, il faut pouvoir connaître le niveau de charge de la batterie,et empêcher une décharge plus profonde que cette limite.
Pour connaître le niveau de charge (et de décharge), il faut observer la tension de labatterie qui va chuter quand celle-ci sera vide. Cependant, ce n’est pas suffisant pourconnaître le niveau exact d’une batterie et détecter si la batterie est déchargée à plus de50 %, car la tension est affectée par plusieurs facteurs tels que, le courant de déchargeet la température. De plus, ce n’est qu’à une profondeur de décharge de 70 % - 90 %que la tension de batterie chutera significativement (figure 3.4). Dès lors, ce sera troptard si on attend la diminution de tension avant de déconnecter la batterie. [42, 53, 54]
14
Figure 3.4 – Chute de la tension avec le DoD [42]
Il faut alors mesurer la tension de la batterie, mais aussi les courants de charge etde décharge. Pour ce faire, on peut utiliser un "shunt" pour mesurer les courants etcombiner cette mesure à celle de la tension pour avoir une idée précise de l’état de labatterie. L’usage du shunt permet aussi de réguler la vitesse de charge, qui est un autrefacteur de vieillissement d’une batterie.
Après la détection de la profondeur de décharge limite, il faut éviter que la batteriene se décharge plus. La solution générale consiste à contrôler l’état de la batterie(charge/décharge) et sa tension, et à déconnecter les charges DC dès que les valeurslimites sont atteintes (figure 3.5). Pour cette déconnexion, on utilise un LVD (LowVoltage Disconnect).
Figure 3.5 – Illustration du concept de LVD [42]
Pour le dimensionnement de ces deux composants (LVD et shunt), on utilise la tensionqui correspond à une DoD de 50 % (dans le cas où on se limite à 50 % par exemple),qui est inférieur à la tension nominale et que l’on peut trouver dans les datasheets. Eneffet, on utilise cette valeur de tension pour le calcul de l’intensité du courant, car c’estcette intensité que le LVD devra pouvoir interrompre et que le "shunt" devra mesurer.
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Par ailleurs, il faut assurer une bonne ventilation aux batteries et leur permettre dedissiper la chaleur. La température est un facteur important de vieillissement. Ainsi,une température de batterie élevée raccourcira la durée de vie de celle-ci. Les causesde l’échauffement d’une batterie sont les suivantes : [36, 42]
— un environnement chaud
— une recharge trop rapide
— une décharge trop rapide
3.2. Dispositifs de protection
Dans cette partie, nous allons nous intéresser aux dispositifs de protection par coupureautomatique de l’alimentation. Il ne s’agit pas d’une liste exhaustive des dispositifs quiexistent, mais le but est de parler de la complexité d’interrompre un courant continuet de l’utilisation des différentiels en courant continu.
3.2.1. Disjoncteur
Un disjoncteur est un dispositif de protection contre les surintensités qui doit pouvoirsupporter le courant en condition normale et l’interrompre en condition anormale, parexemple lors d’un court-circuit (Dispositif de Protection contre les Courts-Circuits ouDPCC). Comme mentionné précédemment, il est plus difficile d’interrompre un courantcontinu qu’un courant alternatif, car le courant continu ne s’annule pas contrairementà l’alternatif. [7]
L’ouverture d’un circuit provoque, dans la plupart des cas, la création d’un arc élec-trique qui s’établit entre les contacts du disjoncteur, ce qui permet au courant decontinuer à circuler (figure 3.6). Cette forte énergie est due à la séparation brutale desdeux contacts d’un appareil de coupure, qui provoque une ionisation de l’air ou dudiélectrique. Il faut dissiper cet arc pour couper le circuit.
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Figure 3.6 – Arc électrique généré à l’ouverture d’un circuit [38]
Uarc = A+B × L (3.1)
Avec :
— A : chute de tension aux bornes des électrodes
— B × L : chute de tension due à la longueur de l’arc
[38]
Disjoncteur AC
En courant alternatif, le courant passe par zéro (toutes les dix millisecondes dansle cas d’un courant alternatif à 50 Hz). C’est à cet instant que la puissance qui estfournie à l’arc par le réseau est minimale. En interrompant le circuit à ce moment, onpeut plus facilement "souffler" l’arc avec un gaz sous pression présentant de bonnescaractéristiques diélectriques (comme le SF6 ). Le principe est donc d’ouvrir le circuitau moment où l’intensité est la plus faible, idéalement nulle (figure 3.7).[29]
Figure 3.7 – Importance de l’instant de coupure par rapport au courant [38]
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Disjoncteur DC
Le courant continu ne s’annule pas, et cela rend plus difficile le "soufflage" de l’arcélectrique, car l’intensité de celui-ci reste très élevée. Il faut donc absorber l’énergie del’arc électrique ou forcer le passage du courant à zéro.
Les disjoncteurs DC basse tension utilisent une technologie proche de celle des disjonc-teurs AC dans le sens où des contacts s’ouvrent, un arc apparaît puis un mécanismepermet d’éteindre l’arc. Le mécanisme utilisé ici consiste en une augmentation de latension d’arc à la valeur de la tension du système (pour que les deux tensions s’an-nulent). Pour ce faire, il faut repartir de l’équation de la tension d’arc (3.1), et il fautagir sur la chute de tension aux bornes des électrodes (A) et sur celle due à la longueurde l’arc (B × L).
On commence par augmenter la longueur d’arc en déplaçant les pieds de l’arc sur uncontact mobile (figure 3.8). Au bout d’un moment, l’arc électrique rencontre des sépa-rateurs qui vont le diviser en de nombreux arcs en série, et produire une augmentationde la chute de tension anodique et cathodique (figure 3.9). [38]
Figure 3.8 – Augmentation de la lon-gueur d’arc [38]
Figure 3.9 – Séparation de l’arc en arcsen série [38]
[46, 39]
3.2.2. Dispositif différentiel
Les interrupteurs différentiels ou Dispositifs à courant Différentiel Résiduel (DDR) sontdestinés à détecter les courants de fuite et de défaut vers la terre. Un courant de défautà la terre est un courant qui s’écoule à la terre lors d’un défaut d’isolement (Id). Uncourant de fuite à la terre est un courant qui s’écoule des parties actives de l’installationà la terre, en l’absence de tout défaut d’isolement (If ). [48]
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Figure 3.10 – Différence entre courant de défaut d’isolement et courant de fuit à laterre, cahier technique SOCOMEC [48]
Le courant de défaut est ici trop faible pour déclencher un dispositif contre les sur-intensités, mais reste dangereux pour les utilisateurs. Ainsi, le circuit est ouvert dèsque la sensibilité limite (I∆n) du DDR, placé en amont du défaut, est dépassée par lecourant de défaut, qui est le courant de fuite vers la terre et est égal à la différenceentre le courant qui entre dans la charge électrique et celui qui en ressort. [50]
Cependant, aucun des dispositifs différentiels actuels n’est destiné à fonctionner sur unréseau de courant continu. Certains peuvent détecter des courants de défaut continus(comme le type B), mais ne conviennent pas aux réseaux de type continu [14]. Dès lors,certaines applications, qui nécessitent ce type de protection, ne sont pas optimales enDC (comme le schéma TT qu’on abordera dans le prochain chapitre).
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Chapitre 4
Les dangers de l’électricité
4.1. Risques pour les utilisateurs
Figure 4.1 – Courbes caractéristiques des effets d’un choc électrique sur le corpshumain [18]
Le danger pour le corps humain dépend de l’intensité du courant passant dans le corpset de la durée d’exposition à ce courant. Plus ces deux facteurs sont grands et plus ledanger est élevé. Le graphique précédent met en évidence la relation entre la gravitédes lésions, l’intensité et le temps. On en définit ainsi quatre niveaux de dangerosité.Le danger commence au stade trois et avec un courant continu, on l’atteint pour unedurée prolongée (plus de 2 s) à 25 mA. Les chocs électriques ont deux origines :
— un contact direct, c’est le cas d’une personne, qui touche un conducteur nu soustension.
— un contact indirect, c’est le cas d’une personne qui touche la carcasse métalliqued’un récepteur électrique ayant un défaut d’isolement.
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Pour se protéger des contacts directs, les mesures de préservation sont l’isolement et/oul’éloignement. Ces mesures peuvent être renforcées par l’utilisation de disjoncteursdifférentiels.
En ce qui concerne la protection contre les contacts indirects, entre une masse miseaccidentellement sous tension et la terre, la solution de base est le raccordement à laterre de toutes les masses des récepteurs via les conducteurs de protection. Néanmoins,cette disposition n’exclut pas l’existence d’une tension de contact dangereuse pour leshumains. Cette tension de contact est fonction du type de schémas de liaison à la terreutilisé. [5, 45, 51]
4.2. Schémas de liaison à la terre
Les schémas de liaison à la terre (SLT) ont pour but de protéger les personnes et lematériel en maîtrisant les défauts d’isolement. En effet, pour des raisons de sécurité,toute partie conductrice d’une installation est isolée par rapport aux châssis. Cet iso-lement peut se faire par éloignement, ou par l’utilisation de matériaux isolants. Avecle temps, l’isolation peut se détériorer (à cause des vibrations, des chocs mécaniques,de la poussière, etc.), et donc mettre une masse (la carcasse métallique d’une machinepar exemple) sous un potentiel dangereux. Ce défaut présente des risques pour lespersonnes, les biens, mais aussi la continuité de service.
Il existe deux types de défauts. En effet, on parle de premier défaut lorsque l’une desphases est involontairement connectée à une masse métallique (qui est elle-même reliéeà la terre). Et on parle de second défaut lorsqu’un deuxième contact apparaît entrel’une des autres phases et la terre. Le premier défaut étant toujours actif (dans le casd’une distribution DC, les deux pôles sont alors en contact avec la terre).
Le type de mise à la terre est une caractéristique importante d’un réseau, car il en ca-ractérise le comportement et les propriétés. Il s’agit également d’un facteur déterminantpour les questions liées à l’utilisation du réseau, tel que :
— disponibilité de l’énergie électrique
— frais de montage
— maintenance, durée d’immobilisation
— compatibilité électromagnétique
Un schéma de liaison à la terre se caractérise par deux lettres, dont :
La première indique le raccordement du point neutre du transformateur de distributionHT/BT et qui peut être :
— I pour isolé (ou impédant) par rapport à la terre.
— T pour raccordé à la terre.
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La seconde indique la façon de connecter les masses côté utilisateurs. Elle peut être :
— T pour raccordé à la terre.
— N pour raccordé au neutre du transformateur, lequel doit être, alors, raccordé àla terre.
Il en résulte trois SLT possibles, il s’agit des schémas : TN, TT et IT 1.[24, 1]
4.2.1. Schéma TN
Figure 4.2 – Schéma TN-S [18]
Dans le SLT TN, le neutre du secondaire du transformateur est relié à la terre et lesmasses utilisateurs sont connectées au conducteur de protection (nommé PE : Protec-tion Équipotentielle principale) lui-même relié à la terre. L’ensemble est donc intercon-necté et mis à la terre. Il existe trois sous-schémas pour le SLT TN :
— TN-C (pour commun), dans ce schéma, un seul et même conducteur sert deneutre et de conducteur de protection.
— TN-S (pour séparé), dans ce schéma, le neutre et le conducteur de protectionsont dissociés.
— TN-C-S, dans ce schéma, on utilise le TN-C pour les circuits principaux et leTN-S pour les circuits terminaux
Dans le schéma TN, un défaut d’isolement sur un pôle se transforme en court-circuit(figure 4.3). La valeur du courant de défaut dépend principalement de la longueur deligne et de la section des câbles. Il faut avoir recours à un Dispositif de Protectioncontre les Courts-Circuits (DPCC) pour ouvrir le circuit lorsque l’intensité du courantde défaut dépasse la valeur nominale du disjoncteur. [8]
1. Le schéma IN n’existe pas, car il supposerait qu’aucune partie de l’installation n’est raccordéeà la terre.
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Figure 4.3 – Schéma TN-S avec un défaut d’isolement sur le pôle positif
4.2.2. Schéma TT
Figure 4.4 – Schéma TT sans défaut et avec défaut[32]
Dans ce SLT, le neutre du transformateur est relié à la terre, et les masses côté utilisa-teurs ont leurs propres connexions à la terre. Dans le schéma TT, le courant d’un défautd’isolement est limité par l’impédance des prises de terre. Il est trop faible pour dé-clencher un dispositif de protection contre les surintensités. Pour assurer la protectionde ce schéma, on utilise un Dispositif à courant Différentiel Résiduel (DDR). Commementionné au chapitre précédent, on n’a pas d’applications de ce schéma en DC, dufait de la nécessité du DDR.
La valeur de ce courant de défaut dépend de la valeur des impédances des prises deterre RA et RB.
Ce SLT est obligatoire chez les particuliers en Belgique et en France, mais est peuutilisé en industrie et n’a pas d’application en télécommunications. Dans ce domaine,on préfère le TN-S pour sa sécurité, mais qui implique un certain coût, au vu de laquantité de conducteurs utilisée. L’autre SLT utilisé est le IT. Dans un réseau à courantcontinu, ils possèdent tous deux l’avantage de pouvoir se passer d’un DDR. [7, 18, 32]
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4.2.3. Schéma IT
Figure 4.5 – Schéma IT [18]
Dans ce schéma, la source n’est pas reliée à la terre. Elle est théoriquement complète-ment isolée de la terre. En réalité, elle est reliée à la terre par les capacités parasitesdes câbles du réseau et/ou volontairement via une impédance de forte valeur d’environ1 500 Ω (neutre impédant). Les masses "utilisateur" sont interconnectées normalementet reliées à la terre.
Dans le cas d’un premier défaut d’isolement, il n’existe, en théorie, pas de dangerpour les personnes et les appareils, grâce à l’isolation du transformateur en amont(alimentation non mise à la terre). En effet, le fait de mettre une polarité à la terren’induit qu’un très faible courant dû aux capacités parasites du réseau. Contrairementaux autres schémas, ce cas n’oblige pas à interrompre la distribution d’électricité eton peut assurer une continuité du service. Ce point est très important et il justifie sonutilisation dans les domaines où la fourniture d’électricité est vitale : blocs opératoires,installations d’éclairages de sécurité . . . Ainsi que les domaines industriels qui ont unimpératif de continuité de service, tel que les fonderies (qui auraient beaucoup à perdrefinancièrement si elles devaient se remettre à température après chaque défaut), latélécommunication. . . [33]
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Figure 4.6 – Schéma IT en cas d’un premier défaut dans un réseau AC [32]
Si un deuxième défaut survient sur l’autre pôle, alors que le premier n’est pas éliminé,les masses des récepteurs électriques concernés sont court-circuitées et un courant dedéfaut les traverse et circule dans le conducteur de protection qui les relie (voir chapitre7 pour analyse plus approfondie du second défaut). Les récepteurs électriques ont soitleurs masses interconnectées par le même PE (c’est le cas général) ou ont des massesinterconnectées et reliées à des prises de terre distinctes (deux prises de terre sontestimées indépendantes si elles sont distantes de plus de 8 m).
Pour éviter qu’un deuxième défaut ne survienne, il est nécessaire d’utiliser un contrôleurpermanent d’isolement (CPI ou IMD), qui permet de détecter le défaut d’isolement etde le signaler pour qu’il puisse être éliminé au plus vite avant qu’un second défaut nese produise, ce qui obligerait une interruption de l’installation. En effet, un premierdéfaut provoque peu de danger et ne nécessite pas d’interruption et l’utilisation d’unIMD rend très peu probable un second défaut, mais il faut tout de même s’en protéger.Pour assurer le même niveau de sécurité des personnes qu’avec les schémas TN et TT,on utilise un DPCC ou un DDR dans le cas où les masses sont interconnectées par lePE ou celui où les masses ont des prises de terre distinctes. Utiliser des prises de terredistinctes n’est donc pas optimal dans un réseau DC du fait de la nécessité de DDRdans ce cas.
Figure 4.7 – Second défaut dans un réseau AC avec les masses interconnectées par lePE ou avec des prises de terre distinctes[33]
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Si les trois schémas des liaisons à la terre offrent le même niveau de sécurité aux utili-sateurs contre les contacts indirects, seul le schéma IT permet de continuer sans risquel’exploitation en présence d’un défaut d’isolement. C’est un avantage qui a commecontrainte la nécessité de rechercher ce premier défaut. Mais le choix du schéma deliaison à la terre ,pour une installation, dépend aussi d’autres paramètres que la sécu-rité des personnes et la continuité de service, à savoir l’environnement (par exemple :locaux avec risques d’incendie ou sites fréquemment foudroyés), la compatibilité électro-magnétique, la technicité des concepteurs et des exploitants de l’installation, la qualitéet le coût de la maintenance . . . [34]
4.3. Causes de dégradation de l’isolement des câbles
Un défaut d’isolement est généralement dû à la combinaison de plusieurs facteurs, qu’ilest possible de classer en cinq groupes.[10] [55]
Stress d’origine électrique :
ils sont principalement liés à des phénomènes de surtensions et sous-tensions.
Stress d’origine mécanique :
il s’agit de l’ensemble des chocs directs sur les câbles, tels que : vibration, câbles,écrasement, pliage ...
Stress d’origine chimique :
les performances d’isolement des matériaux sont affectées par la proximité de produitchimique, d’huiles, de vapeur corrosive et de poussière.
Stress lié aux variations de température :
les variations de température provoquent des contraintes de dilatation et de contractionqui affectent les caractéristiques des matériaux isolants. De plus, le fonctionnement àdes températures extrêmes est également un facteur de vieillissement des matériaux.
Contamination de l’environnement :
l’isolant du câble peut se dégrader sur une portion à cause des effets hostiles de l’envi-ronnement, comme le développement de moisissures et le dépôt de particules dans desenvironnements humides et chauds, l’humidité ou un fort ensoleillement.
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Conclusion
Au cours de cette partie, les avantages et inconvénients du courant continu ont étéprésentés. L’un des principaux avantages sur l’alternatif étant la diminution des pertes.Le plus gros inconvénient est la complexité d’interrompre un courant continu dansun temps adéquat, du fait que le courant ne s’annule pas naturellement et que l’arcélectrique produit ne s’atténue donc pas.
Nous avons aussi abordé la problématique de la sécurité des personnes contre les chocsélectriques. Nous avons défini les schémas de liaisons à la terre en général, et montré cequi peut être fait en DC en parallèle avec les dispositifs de sécurité qui peuvent êtresutilisés.
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Deuxième partie
Dans cette seconde partie, nous allons voir comment on peut appliquer à notre systèmeles éléments mis en lumière à la partie précédente. Rappelons que nous sommes dansle cadre d’un projet de micro-réseau en courant continu basse tension, pour à uneapplication de télécommunication, à savoir la 5G. Ce projet est appelé "MetroGrid" etest développé par l’entreprise CE+T Energrid 2.
Dans cette partie, nous commencerons par poser les bases qui nous serviront dans lasuite du document. Ainsi, on fera la description de l’installation et des mesures réalisées.
Ensuite, nous étudierons les défauts à la terre dans un schéma IT (défaut simple oudouble), dans le but de les définir. Pour ce faire, nous discuterons de plusieurs cas(dangerosité, détection, localisation ...) et analyserons en parallèle les caractéristiquesde différents IMD, le but étant d’avoir une meilleure compréhension de cet équipementessentiel d’un schéma IT.
2. Cell sheet : https://www.cet-power.com/en/market/telecom/
28
Chapitre 5
Installation MetroGrid
5.1. Description de l’installation
Figure 5.1 – Armoire de distribution du projet
Il s’agit d’une armoire IP66, adaptée au milieu extérieur, qui se rapproche de la versionfinale du produit. Son fonctionnement général est le suivant :
Au départ du réseau 208 VAC (norme américaine), on arrive dans l’armoire qui estappelée HUB. Dans le HUB, on va faire une conversion en 48 VDC pour alimenterune série de batteries et ensuite on procède à une conversion en 380 VDC pour ladistribution vers les antennes qui sont aussi munies d’un convertisseur DC/DC pourfournir le 48 VDC, qui est la tension utilisée dans la télécommunication et donc pourla 5G. Dans le prototype utilisé pour les différentes mesures, les antennes ne sont pasprésentes. En effet, il y a que les convertisseurs 380/48 VDC, qui se situent dans uneseconde armoire.
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Cette installation est gérée par un contrôleur développé par CE+T et le programme estfourni par l’une de ses entreprises associées : Apha Innovation. Cette armoire principalecomporte 4 (et un 5e au pied de chaque antenne) composants principaux qui sont lessuivants :
— un étage de quatre Sierra = convertisseur multiport 2,5 kW : une entrée AC etdeux sorties : AC et DC, ici on utilise la DC. On a donc : de 208 VAC à 48 VDCpour charger les batteries.
Les batteries permettent de garantir le fonctionnement de l’installation même si,pour une raison quelconque, on venait à perdre l’alimentation du réseau.
— un étage de quatre Iris = convertisseur multiport 2,5 kW DC/DC et DC/AC :de 48 VDC à 380 VDC pour la distribution vers les autres antennes.
— un contrôleur, qui vérifie l’état de la batterie (charge, tension, courant) et l’étatdes relais. Et un boitier (Measure Box) avec des entrées-sorties analogiques pourles mesures de tensions, de courants, de températures, et numériques pour lesvérifications (état relais) et commandes (exemple : ouvrir ou fermer un relais).
— la partie sécurité (ACS : Auxiliary Component Shelf), avec les relais et l’IMD, quiva ouvrir les relais en cas de défaut à la terre, ainsi que toute la partie contrôleur(PCB, Measure Box et écran de commande)
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— un isolateur, qui se trouvera au pied de chaque antenne, qui permet de déconnec-ter cette dernière si un défaut est détecté, et ce avant l’IMD qui, lui, ouvriraittout le circuit.
Figure 5.2 – Illustration du microréseau DC étudié [18]
Le démarrage du système se déroule en deux phases qui sont l’initialisation, où latension passe de 0V à 60V (+/- 30 à chaque pôle) et la complémentation/finalisation.Cette phase peut se faire si et seulement si aucun défaut n’est détecté sur la ligne. Sic’est bien le cas, on peut réaliser la phase de finalisation et la tension passe de 60 V à380 V (+/- 190 à chaque pôle).
Le schéma de connexion à la terre, utilisé ici, est un schéma IT. Dans notre cas (distri-bution DC 380 V), les deux bornes sont connectées à la terre par une grande impédance.Il s’agit de la résistance interne de l’IMD qui relie chaque pôle à la terre. Après l’analysedu cahier technique no 178 de Schneider [32], on apprend que l’isolation d’un réseauélectrique par rapport à la terre provient en majeure partie de la nature des câblesélectriques de ce réseau. Ainsi, tout réseau électrique présente une impédance par rap-port à la terre appelée « impédance de mode commun », qui a pour origine l’isolementdes câbles et des récepteurs du réseau. Elle se compose de la résistance d’isolement etde la capacité de fuite entre chaque conducteur actif et la terre.
ZCM = Ris +1
jωCf(5.1)
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La résistance d’isolement est normalement très grande, de l’ordre de 10 MΩ en bassetension pour un câble neuf d’un kilomètre. Dans notre cas, nous avons mesuré unerésistance d’isolement de 2 MΩ pour le système, à l’aide d’un IMD. Il s’agit de la miseen parallèle de la résistance des deux conducteurs (figure 5.3). En supposant que lesdeux conducteurs ont le même Ris, on trouve pour chacun : Ris = 4 MΩ. Cette valeurdiffère de la valeur de 10 MΩ, mais comme nous l’avons vue (cf. section 4.3), plusieursfacteurs influencent la valeur de la résistance d’isolement.
Figure 5.3 – Résistance d’isolement et capacité de fuite
En outre, la partie capacitive de cette impédance de mode commun est une capacitéuniformément répartie par rapport à la terre d’une valeur approximative de 0,3 µF
par kilomètre de câble 1. Mais, dans les installations électriques, d’autres capacitéss’ajoutent à celles des câbles du réseau. En effet, certains récepteurs électroniques,comme les convertisseurs, génèrent des courants harmoniques HF. Ces courants HFdoivent être filtrés et déviés vers la terre, d’où la présence de condensateurs entre pôleset masses. Selon le nombre de ces récepteurs, leur contribution à la capacité « de fuite »du réseau est plus ou moins importante. Schneider a effectué des mesures sur différentsréseaux électriques de puissance et ils en sont arrivés à la conclusion que la capacité esttrès variable d’un réseau à l’autre et se situe dans une plage de quelques µF à quelquesdizaines de µF . Plus loin, nous essayerons de déterminer la capacité « de fuite » denotre installation et nous analyserons l’effet de la variation de cette capacité sur lesystème.
Par ailleurs, chacun des pôles est relié à la terre en passant par l’IMD, qui possèdeune grande résistance interne (512 kΩ par exemple). Du fait de cette grande résistanceentre chaque borne et la terre, on a une tension égale, mais de signe opposé (+/- 190V) à chaque polarité. On parle alors de "dispositif de mise à la terre du point milieu àhaute résistance" qui assure la sécurité du schéma IT [21]. En effet, en présence d’uncourt-circuit à la terre, le courant de défaut doit passer par cette résistance et cela
1. Soit 0,6 µF pour l’ensemble des deux conducteurs
32
limite le courant a une très faible intensité. Ainsi, on a une tension quasi nulle auconducteur en défaut et une "surtension" sur l’autre, qui passe à environ 380 V.
Figure 5.4 – Mise à la terre du point milieu à haute résistance [21]
5.2. Tests de court-circuit
Avant de nous intéresser plus précisément aux IMD, nous nous attarderons sur l’analysedes courts-circuits entre les deux pôles, grâce à des tests réalisés sur la ligne 380 VDC.Le but est de déterminer les temps de réaction des différents dispositifs de sécurité. Eneffet, dans le cas d’un tel court-circuit, il y a deux dispositifs qui peuvent interromprele circuit. Tout d’abord, on a le convertisseur Iris, qui dispose d’une sécurité interne etdont le temps de réaction peut être configuré (1 s par défaut). Et il y a le disjoncteurde puissance. Le but principal de ce test est de déterminer à partir de quel momentle disjoncteur déclenchera avant le système de sécurité interne des convertisseurs, ainsique de trouver l’intensité maximale du courant de court-circuit que ces dispositifs desécurité devront pouvoir couper.
Pour créer ce court-circuit de manière sécuritaire, on a eu recours à un contacteurde puissance plutôt qu’un relais, car, avec un relais, on aurait des étincelles lors del’instauration du court-circuit.
Un contacteur a la même fonction qu’un relais, mais il est prévu pour supporter descourants d’intensités beaucoup plus importantes. Ainsi, tout comme un relais, le contac-teur est un appareil électromécanique destiné à établir ou interrompre le passage du
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courant. Il peut posséder jusque quatre contacts de puissance (celui utilisé en possèdequatre).
À l’intérieur du contacteur, on retrouve une bobine qui peut être alimentée aussi bienpar un courant alternatif que par un courant continu (de 24 à 400 V). Une fois alimentée,cette dernière génère un champ magnétique et la partie mobile de son armature estattirée contre la partie rigide (figure 5.5). En fonction du type de contacteurs, lescontacts se ferment ou s’ouvrent alors. Ici on utilise un normalement ouvert.[41]
Figure 5.5 – Fonctionnement du contacteur [2]
Dès lors, le but est d’obtenir un courant de court-circuit assez grand et qui dure assezlongtemps pour déclencher le disjoncteur. Sachant qu’il s’agit d’un disjoncteur 25A, ilfaut donc atteindre au moins 25 A pour le faire déclencher. Pour ce faire, un court-circuit est créé avec de plus en plus de convertisseurs, et si le disjoncteur ne déclenchepas avec le nombre maximal de convertisseur dans l’armoire (quatre couples Sierra/Iris),alors il faudrait modifier les configurations des convertisseurs pour augmenter leurtemps de réaction.
Différents essais ont été réalisés et ont permis de déterminer le courant fourni parchaque couple Sierra/Iris lors d’un court-circuit : il vaut 23,35 A. L’utilisation d’unseul couple de convertisseurs ne fera donc pas déclencher le disjoncteur lors d’un court-circuit. Pour arriver à son déclenchement, avant le système de sécurité interne desconvertisseurs, il a été nécessaire d’utiliser la totalité des convertisseurs présents dansl’armoire (soit une puissance de 10 kW) et d’augmenter le temps de réaction des Iris.
Figure 5.6 – Extrait de l’écran de configuration de l’étage de conversion DC/DC
Par défaut, ce temps de réaction à un court-circuit est fixé à 1 s. Il a fallu augmenterce temps à 5 s pour que le disjoncteur se déclenche, et cela après 4,027s.
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Figure 5.7 – Mesure du courant de court-circuit
L’échelle utilisée pour la mesure du courant est de 1mV/A. Le courant de court-circuitest ici de 89,5 A. En zoomant sur la figure 5.7, on obtient le graphique suivant où onpeut observer deux pics de courant : un à 700 A et l’autre à 190 A.
Figure 5.8 – Zoom de la figure 5.7
Ces pics ne persistent pas assez longtemps pour constituer un risque pour l’installation,car l’interruption du circuit doit survenir en moins de cinq secondes pour protégerl’installation de toutes surintensités de courant sur une ligne de distribution. C’estbien le cas dans notre situation. En effet, les pics de courant durent moins de cinqmillisecondes, tout comme le courant de court-circuit de +/- 90 A, pour lequel, letemps de réaction du disjoncteur est de 4s.
La limite de cinq secondes peut paraître grande, mais elle permet la sélectivité entre lesdifférents dispositifs de sécurité. Dans le cas présent, on préféra déclencher la sécuritédes convertisseurs (en 1s) avant le disjoncteur, placé en ultime sécurité dans le cas où,pour une raison quelconque, la sécurité des convertisseurs ne se déclencherait pas.
Dans le cas d’un court-circuit, on ne parle plus de sécurité des personnes, mais bien de
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l’installation. En effet, comme vu au chapitre 4, l’intensité du courant électrique (DCet AC) est mortelle à partir de 1 A (figure 5.9). Le dispositif de protection n’est pasdimensionné en fonction des risques pour l’utilisateur. En effet, les courants qu’il doitinterrompre sont bien trop grands et la sécurité des personnes ne peut être assurée tantque le court-circuit persiste.
Figure 5.9 – Limite mortelle à un choc électrique à une intensité de 1A
On a donc pu déterminer la valeur du courant de court-circuit et le temps de réactiondu disjoncteur à ce courant. Mais ce temps de réaction ne dépend pas seulement de lavaleur du courant de court-circuit, mais aussi de la température du disjoncteur (plusil est chaud, plus vite il déclenchera). Pour être plus précis sur son temps de réaction,il faut se référer à la courbe de déclenchement caractéristique du disjoncteur.
Il existe trois types de courbe de déclenchement caractérisant les disjoncteurs ma-gnétothermiques les plus rependus. Le principe de la courbe de déclenchement d’undisjoncteur est illustré au graphique suivant [44] :
Figure 5.10 – Courbe de déclenchement d’un disjoncteur
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Les trois types de courbes sont les suivantes :
— la courbe B : le disjoncteur a un déclenchement magnétique relativement bas(entre 3 et 5xIn) et permet d’éliminer les courts-circuits de très faible valeur.Cette courbe est également utilisée pour les circuits ayant des longueurs de câblesimportantes, notamment en régime TN.
— la courbe C : ce disjoncteur couvre une très grande majorité des besoins (récep-teurs inductifs) et s’utilise notamment dans les installations électriques domes-tiques. Son déclenchement magnétique se situe entre 5 et 10xIn.
— et la courbe D : cette courbe est utilisée pour la protection des circuits où ilexiste de très fortes pointes de courant à la mise sous tension (ex : moteurs). Ledéclenchement magnétique de ce disjoncteur se situe entre 10 et 20xIn. [43]
Le disjoncteur utilisé ici est un C60H-DC C 25A de chez Schneider. Il s’agit d’un typeC dont voici la courbe de déclenchement tirée de la datasheet [23].
Figure 5.11 – Courbe de déclenchement du disjoncteur utilisé
On peut y voir que pour un courant de court-circuit de +/- 3,5 fois In (courant nominalde 25 A), on a un temps de réaction du disjoncteur qui est compris entre 2 et 8 s. Onavait trouvé 4s lors de notre essai, ce qui se situe dans cet intervalle. Le déclenchementse fait dans la partie thermique de la courbe, c’est donc la composante thermique dudisjoncteur magnétothermique qui provoque l’interruption du circuit.
Il faudrait aussi prendre en compte la température ambiante (ce qui n’est pas faitici) par le biais d’un facteur correctif (figure 5.12), qui décroît lorsque la températureaugmente, on parle de « déclassement en température ».
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Figure 5.12 – facteur correctif en fonction de la température ambiante [23]
5.3. Simulation d’un premier défaut à la terre
Les mesures et analyses réalisées dans le chapitre suivant sont basées sur la simulationd’un premier défaut. Il nous parait donc important de présenter la mise en oeuvre dece défaut avant de continuer.
Pour créer ce premier défaut d’isolement, on utilise un relais qui nous permet de forcerla mise à la terre d’un des deux pôles (le positif dans nos essais).
Figure 5.13 – Simulation d’un premier défaut à la terre
Nous savons déjà qu’un premier défaut n’est en théorie pas dangereux pour les individusdans un schéma IT, car il en résulte un faible courant de défaut. Le but des mesuresréalisées est de vérifier ce point dans notre système. Mais aussi d’aller plus loin enconstruisant le modèle d’un simple défaut dans un premier temps, puis d’un doubledéfaut dans un second temps.
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Chapitre 6
Étude d’un premier défaut et descaractéristiques d’un contrôleurpermanent d’isolement (CPI)
Un contrôleur permanent d’isolement ou Isolation Monitoring Device (IMD) en anglais,est, comme vu précédemment, un dispositif de protection essentiel dans un système IT.Plusieurs investigations ont donc été menées sur trois marques différentes pour en faireune comparaison et une analyse, dans le but d’avoir une meilleure compréhension deces équipements. Pour ce faire, diverses mesures ont été réalisées en simulant un défautd’isolement à la terre. 1
La manière la plus intuitive de mettre ce défaut en œuvre serait de créer un court-circuitfranc à la terre (figure 6.1), on parlerait alors de "simple défaut franc" (on aborderales notions de défauts "franc" et "non franc" dans le chapitre suivant). Cependant, unetelle configuration donnerait une tension nulle par rapport à la terre, sur le conducteuren défaut et un courant d’une intensité très élevée au moment de la création du défaut,ce qui peut être dangereux pour les manipulations.
Figure 6.1 – Défaut d’isolement à la terre par court-circuit
1. Voir annexe D pour consulter le tableau récapitulatif des mesures qui ont été réalisées.
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De plus, il ne s’agit pas du cas de défaut le plus fréquent, car on observe généralementune dégradation de la résistance d’isolation qui n’est pas totale (Rfault 6= 0).
Ici on adopte un modèle plus réaliste en réalisant une connexion à la terre au traversd’une résistance de 1,2 kΩ, qui représente la résistance typique d’un corps humain.Avec ce modèle, on obtient une tension résiduelle sur le pôle en défaut, qui dépend dela valeur de la résistance de défaut (figure 6.2).
Figure 6.2 – Défaut d’isolement à la terre à travers une résistance de défaut
Le circuit équivalent du premier défaut établi à la figure 6.3 permet de mettre enévidence un pont diviseur de tension, et de calculer alors la valeur de cette tensionrésiduelle.
Figure 6.3 – Circuit équivalent à la création du premier défaut
Re =RIMD ×Rfault
RIMD +Rfault
(6.1)
Ufault =Re
RIMD +Re
× U (6.2)
Ufault =RIMD ×Rfault
2×RIMD ×Rfault +RIMD ×RIMD
× U (6.3)
=Rfault
2×Rfault +RIMD
× U (6.4)
40
Figure 6.4 – Tension sur le pôle en défaut en fonction de la résistance de défaut
La figure 6.4 donne une idée sur l’évolution de la tension résiduelle en fonction de larésistance de défaut, pour une résistance interne de l’IMD qui est gardée constante. Latension résiduelle évolue +/- linéairement avec la valeur de la résistance de défaut. Eneffet, Rimd vaut des centaines de kΩ Rfault = 1, 2 kΩ et dans ce cas la relation 6.4devient sensiblement :
Ufault =Rfault
Rimd
× U (6.5)
Avant d’aller plus loin, rappelons brièvement les équipements utilisés pour ces tests :
L’alimentation, en 380 VDC 10 kW, est fournie par deux étages de quatre convertisseursCE+T Sierra 230 AC/ 48 DC et Iris 48 DC/380 VDC. À terme, il est prévu de pouvoirmonter à 20 kW avec deux étages supplémentaires.
Figure 6.5 – Étages de convertisseurs AC/DC et DC/DC
On a utilisé trois IMD pour nos tests, un de chez Cirprotec [19], un de chez ABB [9]et un de chez Bender [16].
Avec ces trois IMD, on a pu étudier deux méthodes de mesure : les IMD basés sur unemesure de tension et ceux basés sur l’injection d’un courant modulé.
41
6.1. Caractéristiques d’un défaut
Quand un défaut se produit, on obtient les courbes représentées à la figure 6.6.
Figure 6.6 – Courbes de l’évolution de l’intensité du courant de défaut dans le temps
Ces courbes possèdent trois éléments caractéristiques : la valeur maximale du courantau moment où le défaut apparaît, la constante de temps de décroissance de la courbe etle courant résiduel. Nos hypothèses, pour expliquer l’origine et l’allure de cette courbe,sont illustrées sur le graphique suivant. Cette figure permet de représenter des liensentre les trois éléments caractéristiques et différents éléments du système, qui vont êtredémontrés pour valider nos hypothèses.
Figure 6.7 – Origine des différentes caractéristiques de la courbe typique d’un défaut
Ces hypothèses représentées sur la figure 6.7 sont les suivantes : l’intensité initiale ducourant dépend de la résistance de défaut et de la tension à ses bornes au moment oùa lieu le défaut. La constante de temps de décroissance de la courbe dépend du circuit
42
RC formé par la résistance de défaut et la capacité équivalente du système. Et enfin, lecourant résiduel dépend de la résistance interne de l’IMD et de la résistance de défaut.
Valeur initiale du courant de défaut
L’intensité initiale de ce courant de défaut dépend de la résistance de défaut et de latension, et d’aucune autre caractéristique du système. On peut déduire cette valeurpar la loi d’Ohm, au départ d’un circuit équivalent (figure 6.8) formé par la résistancede défaut et la tension de défaut. Sachant que la résistance de défaut vaut 1,2 kΩ etqu’au moment du défaut, la tension sur le conducteur en défaut se retrouve aux bornesde la résistance, soit environ 190 V.
Figure 6.8 – Intensité initiale du courant de défaut
Cette valeur initiale du courant de défaut ne persiste pas assez longtemps pour consti-tuer un danger potentiel pour les utilisateurs ( 10 ms).
Décroissance de la courbe
La seconde caractéristique de la courbe typique d’un premier défaut est la constantede temps de décroissance de cette courbe. Comme dit précédemment, elle dépend ducircuit RC formé par la résistance de défaut et la capacité équivalente du système.Pour démontrer cette dépendance, on a placé des condensateurs en parallèle sur ceuxdu système, entre chaque pôle et la terre, afin d’augmenter la capacité du système etdonc la constante de temps. Cela nous donne le circuit équivalent représenté à la figure6.9.
43
Figure 6.9 – Circuit équivalent avec des condensateurs en parallèle du système
Nous avons répété ces mesures avec des condensateurs de capacité de plus en plus élevéeet reporté les résultats sur le graphique suivant qui montre l’évolution de la constantede temps en fonction de la capacité.
Figure 6.10 – Évolution de la constante de temps de décroissance de la courbe carac-téristique
Comme on s’y attendait, la constante de temps évolue linéairement avec la capacité. Deplus, la pente du graphique ainsi obtenu est de 1300 Ω, ce qui est proche de la résistancede défaut utilisée (1200 Ω) et confirme la cellule RC à considérer pour expliquer cettedécroissance de la courbe de défaut.
τf = Rfault × C (6.6)
Comme précédemment mentionné, tout réseau électrique présente une impédance parrapport à la terre appelée « impédance de mode commun » (5.1), qui a, entre autres,comme origine l’isolement des câbles. La composante capacitive de cette impédance estsouvent prise uniformément répartie par rapport à la terre et vaut approximativement0,25 µF pour deux conducteurs de 400 m (longueur de câble utilisé). En se basant surla conclusion et la formule précédemment établie (6.6), on peut calculer la capacité debase du système, en utilisant sa constante de temps mesurée de 428 µs.
44
On obtient alors Cf = 4281200
= 0.36 µF . Cette valeur est proche de celle attendue etconfirme encore notre hypothèse.
Courant stationnaire
Le courant stationnaire dépend de la résistance interne de l’IMD. En effet, cette résis-tance (RIMD) limite le courant de défaut qui passe à travers elle et, plus on utilise unIMD avec une résistance interne élevée, plus ce courant est faible. On peut calculer cecourant en partant de la loi d’Ohm et de la formule de la tension de défaut que nousavons déjà établie.
Ifault =UfaultRfault
(6.7)
Avec (6.4) et (6.7), on obtient :
Ifault =1
2×Rfault +RIMD
× U (6.8)
Les IMD que nous avons utilisés pour nos essais ont des résistances internes de 512, 185,115 kΩ. Cela nous permet de calculer les valeurs de courants stationnaires de premierdéfaut qu’on peut attendre avec chaque IMD. Cela est représenté à la figure suivante.
Figure 6.11 – Courant de défaut selon la résistance interne de l’IMD utilisé
Cependant, les différences entre ces intensités de courant sont difficiles à mesurer au vude leurs si faibles valeurs. Cette faible valeur vient du fait que la résistance de défautest négligeable par rapport à la résistance interne des IMD.
La résistance de terre devrait aussi intervenir dans le calcul, car le courant de premierdéfaut passe par la terre. Cependant, la résistance de la terre est aussi négligeable parrapport à la résistance interne de l’IMD. En effet, la valeur de la résistance de terre estde quelques dizaines d’Ohms.[28]
En ce qui concerne le calcul de ce courant de défaut et la formule que nous venonsd’établir (6.8), nous pouvons la comparer à celle développée par Schneider [32] pour
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valider notre démarche, en retrouvant notre formule au départ de la leur. Pour cela, ilfaut savoir que leur développement s’applique à un réseau en courant alternatif.
Ifault = U0 ×(1 + 3jωCfZN)
(Rfault + ZN + 3jωCfZNRfault)Ifault =
1
2×Rfault +RIMD
× U
Il y a deux différences entre ces formules. La première vient du fait que nous sommesdans un système à courant continu, nous pouvons alors considérer les condensateurscomme des interrupteurs ouverts. Dès lors, après la décroissance de la courbe caractéris-tique (cf. figure 6.7), les capacités de fuite ne participent plus au courant de défaut. Onpourrait en conclure que l’intensité du courant de premier défaut est potentiellementplus grande dans un réseau à courant alternatif que dans un réseau à courant continu,du fait de la participation des capacités de fuite dans l’intensité du courant de défauten alternatif (cela pour des réseaux de taille et de tension comparables). Cependant,on ne peut pas arriver à cette conclusion, car l’impédance des câbles est plus grandeen AC à cause de l’inductance des câbles (Zc = Rc + jLω).
La seconde différence est qu’au dénominateur de notre formule, on a une multiplicationpar deux qui intervient. Cela vient du fait que les deux conducteurs sont reliés à laterre au travers de la résistance interne de l’IMD, alors qu’en AC, seul le neutre estrelié à la terre. Donc, on peut retrouver notre formule au départ de celle de Schneider,en prenant ω = 0 et en multipliant Rfault par deux (ce qui valide nos hypothèses pourle calcul de Ifault).
6.2. Détection du défaut
Nous avons étudié les méthodes de détection du défaut d’isolement propre à deux typesd’IMD différents.
La première de ces méthodes est la détection par niveau de tension. Elle consiste à
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surveiller la tension sur les deux pôles, une chute de cette tension correspondant àune diminution de la résistance d’isolement. Au départ de cette chute de tension, larésistance d’isolement est alors calculée et comparée à un seuil fixé par l’utilisateur.Ce type d’IMD s’applique aux réseaux à courant continu et à courant alternatif bi-phasés et ne permet pas la détection de défauts simultanés sur les deux conducteurs(défaut symétrique, voir chapitre suivant). Leur utilisation n’affecte pas la tension surles conducteurs (figure 6.12), mais pour rechercher les défauts, il faut couper les départsl’un après l’autre, ce qui est contraire au but de continuité recherché par le régime IT.
Figure 6.12 – Tension sur le pôle positif surveillé par un IMD de type mesure detension
Dans la seconde méthode, on injecte un courant modulé sur les lignes à surveiller.Pour ce faire, ce type d’IMD applique une tension alternative basse fréquence entrele réseau et la terre (cf. annexe A). Le courant revenant par l’impédance d’isolementdu réseau est mesuré par l’IMD, qui calcule le déphasage tension-courant. Il est alorspossible de déterminer les composantes résistive et capacitive de ce courant et ainside comparer cette composante résistive à un seuil fixé par l’utilisateur. Pour créer detels signaux, on utilise le principe de la démodulation synchrone (figure 6.13) [17, 33].Avec cette méthode, l’amplitude du signal va être modifiée en fonction de la résistanced’isolation et de la capacité de fuite. Selon la valeur de l’amplitude, qui est alors l’imagede l’impédance de mode commun (Ris et Cfuite), l’IMD peut calculer la résistanced’isolation (cf. annexe B).
Figure 6.13 – Illustration de la démodulation synchrone [33]
Sur les graphiques suivants, on peut observer ces signaux alternatifs, pour les deuxIMD de ce type qui ont été utilisés dans nos essais.
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Figure 6.14 – Tension appliquée sur le réseau par deux des IMD utilisé (de chez ABBet Bender)
La détection et l’élimination d’un défaut peuvent se faire selon trois degrés de liberté.Le premier étant la résistance de seuil : si la résistance d’isolation chute en dessousde cette valeur, le défaut est détecté. De plus, cette chute de la résistance d’isolations’accompagne d’une chute de tension. Il y a donc aussi un seuil de tension à partirduquel il y a une détection du défaut (figure 6.15).
Figure 6.15 – Illustration des seuils de détection par résistance et par tension
Enfin, le dernier paramètre à prendre en compte est la configuration des temps deréaction des relais internes de l’IMD. Il s’agit du temps que prend la commande d’ou-verture et de fermeture des contacts auxiliaires de l’IMD après la détection d’un défautou après qu’il ait été éliminé. Ces délais à la détection et à l’élimination d’un défautsont représentés à la figure suivante.
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Figure 6.16 – Illustration des délais de réaction d’un IMD, à la détection et à l’élimi-nation d’un défaut
Influence de la distribution de courant et de la longueur de câble
sur la détection d’un défaut
Figure 6.17 – Chute de tension due à l’impédance des câbles
Le fait de mettre une charge provoque l’apparition d’un courant dans le câble, cequi provoque une chute de tension (figure 6.17). Cette chute de tension est due àla résistance du câble, qui augmente avec sa longueur. Ainsi, la chute de tension estd’autant plus grande que la charge est éloignée de la source. Cela est illustré sur lesschémas suivants, où on a utilisé une charge de 4kW en simulant un câble de 420 mavec des résistances, sachant que la résistance du câble est de 0,8 Ω pour 75 m.
49
Figure 6.18 – Illustration d’une chute de tension avec une charge éloignée de la sourceet un grand courant distribué
Cette chute de tension pourrait avoir des conséquences sur le défaut et sa détection,si elle est trop élevée. En effet, lors d’un défaut, la tension sur le pôle en défaut, ducôté de la source et de l’IMD, n’est plus presque nulle, mais augmente à cause de latension sur le câble. Soit : V1 = V2(' 0) + Vdrop. Cela peut affecter un IMD dont leprincipe de mesure est basé sur la mesure de tension, car celle si est alors altérée. Parconséquent, le calcul de la résistance d’isolement se verra aussi affecté et sa valeur serasupérieure à celle attendue, car la tension à la source est augmentée de la chute detension. Tout se passe alors comme si la résistance d’isolement n’avait pas chuté à lavaleur de celle du défaut qu’on crée. En effet, c’est comme si la résistance de défautavait été mise en série avec une résistance fictive Rd, telle que : Rf + Rd = Re. Audépart de cette constatation, on peut construire un circuit équivalent pour en tirer uneformule permettant de prédire la valeur de cette résistance, en connaissant le courantde défaut et la résistance du câble. Cela permettrait de savoir à quelle valeur il faudraitfixer le seuil de détection pour assurer la détection du défaut en toutes circonstances(charge éloignée ou proche de la source).
Figure 6.19 – Circuit équivalent montrant l’influence d’une chute de tension sur lescâbles
50
Où :
— Un est la tension nominale de 380 VDC
— Ud est la chute de tension
— Il est le courant dû à la charge
— Ri est la résistance du câble
— Rd est la résistance fictive issue de la chute de tension
— Rf est la résistance de défaut de 1.2 kΩ
— Uf est la tension aux bornes de la Rf
Dans ce schéma équivalent, il n’y a que Rd qu’on ne connaît pas. En effet, on connaîtRi (résistance de câble de 4,4 Ω), Il (mesuré à 16 A pour une charge de 4kW), Ud(dépends de Ri et de Il), Rf et Uf . Donc on peut déterminer Rd
Rd =UdIf−Rf ⇐⇒ Re = Rf +Rd =
UdIf
=Il ×Ri
If(6.9)
Avec
If =UfRf
(6.10)
Dès lors, il en résulte une "augmentation" de la résistance de défaut, soit la résistanceéquivalente Re. Si celle-ci devient supérieure à la résistance seuil, le défaut n’est pasdétecté (Re > Rth). Ce fut le cas pour l’IMD basé sur la mesure de tension quand,dans notre exemple, on a fixé sa résistance seuil à son minimum, soit 40 kΩ. Cela estillustré à la figure suivante.
Figure 6.20 – Influence de la longueur de câble et du courant distribué sur la détectiondu défaut d’isolement avec la méthode de mesure du niveau de tension
51
Cependant, on n’a pas ce problème avec les IMD dont le principe de détection dedéfaut est basé sur l’injection d’un courant modulé. Leur méthode de détection leurpermet de détecter une modification de la résistance d’isolation sans trop être influencépar ce phénomène. En effet, ils injectent, dans le système, un courant d’une fréquencecaractéristique pour déterminer la résistance d’isolement. Or ce courant ne dépend pasdu système, mais uniquement de l’IMD. La seule conséquence que nous avons constatéeest que la détection du défaut prend un peu plus de temps.
Figure 6.21 – Influence sur la méthode d’injection d’un courant modulé.
Délais de réaction de l’IMD
Les derniers paramètres à prendre en compte sont les délais de réaction des contactsauxiliaires de l’IMD.
Figure 6.22 – Évolution de la tension au pôle en défaut et des contacts auxiliaires del’IMD
52
Comme on peut le voir sur la figure 6.22, la détection d’un défaut ne se fait pasimmédiatement, mais après que le courant de défaut ait atteint son niveau stationnaire.Le délai de détection est de plusieurs centaines de millisecondes. Il est possible decoupler la sortie des contacts auxiliaires de l’IMD à un relais de puissance, ce quiaugmente ce délai du temps de réaction du relais de puissance associé. Par exemple,lors de nos essais, nous avons utilisé un des IMD lié à un relais de puissance et on amesuré un délai total de détection approximatif de 700 ms (délai de détection de l’IMDplus le temps de réaction du relais).(cf. annexe C)
Figure 6.23 – IMD couplé à un relais de puissance
En ce qui concerne le délai de réaction de l’IMD après l’élimination du défaut, il a étéconstaté qu’il augmentait d’autant plus que la capacité du système était élevée (figure6.24).
Figure 6.24 – délai de réaction de l’IMD à l’élimination du défaut
Ce phénomène est dû à la résistance d’isolement. En effet, au moment où le défautdisparaît, la résistance d’isolement remonte à sa valeur de départ, soit 4 MΩ entrechaque pôle et la terre (2 MΩ pour le système). Ainsi, la constante de temps aveclaquelle la tension remonte est plus longue que celle à laquelle elle chute au moment du
53
défaut, car à se moment : Ris = Rfault = 1, 2 kΩ. Avec la capacité de base du système(Cf = 0, 35 µF pour les deux câbles) on a :
toff = Ris × Cf = 2× 106 × 0, 35× 10−6 ' 700ms (6.11)
Par exemple, en rajoutant une capacité de 6 µF entre les conducteurs et la terre, soit12 µF pour les deux (mise en parallèle des capacités), on obtient :
toff = 2× 106 × 12× 10−6 ' 25s (6.12)
Ainsi, avec un IMD dont on pouvait configurer les temps de réaction, on a pu mesurerdes délais relativement plus longs en dépit du fait qu’on fixait ce délai de "récupé-ration" (appelé toff ) à zéro (figure 6.25). Il faut prendre cela en compte dans le casd’utilisation de récepteurs électriques nécessitant un filtrage et donc, qui augmenteraitconsidérablement la capacité du système.
Figure 6.25 – Influence de la capacité du système sur la détection
6.3. Recherche sous tension du défaut d’isolement
Une fois le défaut signalé par l’IMD, il faut le localiser pour pouvoir l’éliminer, et cela,sans mettre l’installation à l’arrêt, ce qui est l’avantage du schéma IT. En effet, unedes méthodes de localisation du défaut consiste à ouvrir successivement les départs encommençant par les départs principaux. L’alarme commandée par l’IMD s’interromptquand le départ défectueux est mis hors tension. Cette procédure, qui nécessite d’inter-rompre l’exploitation sur chaque départ, est obligatoire avec des IMD qui s’appliquentuniquement aux réseaux à courant continu. Pour rappel, il s’agit des IMD qui utilisentle principe de la mesure de tension pour détecter un défaut d’isolement. Cette méthode
54
de localisation du défaut est contraire à la philosophie d’utilisation du schéma IT, quiest la continuité de service. Trois autres méthodes de recherche du défaut permettentla localisation sous tension.
Détection du courant de défaut
Le premier défaut d’isolement est parcouru par un courant de défaut If de même natureque celui du réseau, retournant à la source par l’impédance qui relie chaque pôle à laterre. Dans la plupart des cas, cette impédance est celle de L’IMD et elle est trèsgrande. Le principe de cette méthode consiste à employer une pince ampèremétriquepour mesurer le courant sur chaque départ. Le départ en défaut étant celui qui donneraitla plus forte valeur. Mais comme vu précédemment, le courant de défaut est très faibleet cela le rend quasi indécelable.
Pour améliorer la détection, on utilise deux artifices [34] :
— augmenter le courant de défaut en plaçant momentanément une impédance defaible valeur en parallèle sur l’IMD
— distinction des courants de fuite capacitifs du courant de défaut par la miseen service périodique de l’impédance précédemment citée, au moyen d’un relais"batteur" (environ 2 Hz)
Ce deuxième artifice n’est pas nécessaire dans un réseau DC, car les courants capacitifssont négligeables.
La philosophie de ce premier artifice est de "diminuer" la résistance interne de l’IMD.En diminuant cette résistance équivalente, il s’en suit une augmentation du courantstationnaire. En effet, comme dit précédemment, plus la résistance de l’IMD est éle-vée, plus le courant de défaut qu’il "laisse" passer est faible. Dès lors, en diminuantcette résistance interne, on augmente l’intensité du courant de défaut circulant dansle système. On peut, alors, plus facilement le mesurer et le localiser avec des appareilsde mesure de type pince ampèremétrique à effet Hall 2 3 (technologie permettant lamesure d’un courant continu). Cela est représenté à la figure suivante où on a placédeux résistances de 33 kΩ en parallèle du système.
2. L’effet Hall a été découvert en 1879 par Edwin Herbert Hall, qui l’a énoncé comme suit : « uncourant électrique traversant un matériau baignant dans un champ magnétique, engendre une tensionperpendiculaire à ce dernier » [25]
3. Le capteur de courant à effet Hall est un type de capteur de courant exploitant l’effet Hall pourproduire une tension qui est l’image exacte (avec un facteur de proportionnalité connu) du courant àmesurer ou à visualiser [15]
55
Figure 6.26 – Résistance plus faible placée en parallèle sur l’IMD
On peut procéder, comme fait précédemment pour construire un système équivalent etcalculer la valeur du courant avec une formule semblable à celle déjà établie (6.8).
Figure 6.27 – Circuit équivalent de l’ajout des résistances en parallèle
Où la résistance de l’IMD devient la mise en parallèle entre sa résistance interne et larésistance rajoutée :
Ris =
(1
RIMD
+1
R
)−1
(6.13)
Avec le courant de défaut Ifault donné par :
Ifault =1
2×Rfault +Ris
× U (6.14)
On peut alors calculer la valeur du courant de défaut et la comparer à la valeur mesuréelors de nos essais, cette dernière étant plus facilement mesurable vu qu’elle est plusgrande :
Figure 6.28 – Comparaison entre les valeurs de courant calculées et mesurées
56
Figure 6.29 – Évolution du courant de défaut
Si on se réfère à la sécurité des personnes, évoquée précédemment (cf. section 4.1), elleest assurée tant que le courant est inférieur à 25 mA, ce qui correspond à une résistanceminimale de :
R =
((U0
Ifault− 2Rfault
)−1
× 1
RIMD
)−1
(6.15)
Rmin =
((380
25− 2× 1, 2
)−1
× 1
115
)−1
= 14, 4kΩ
Ainsi, si la résistance de l’IMD chute à une valeur inférieure à Rmin, le courant depremier défaut devient supérieur a 25 mA 4 ,et on risque d’atteindre le stade troissynonyme de réaction musculaire (cf. figure 4.1)
Détection d’un courant injecté
Cette méthode consiste en la détection d’un courant caractéristique. On exploite unsignal sinusoïdal basse fréquence (≤ 10 Hz) injecté par un générateur ou un IMD. Lafréquence ne doit pas être inférieure à 2,5 Hz. Le choix de la basse fréquence peuts’expliquer par une volonté de ne pas polluer le réseau à courant continu. En outre,l’IMD est supposé fonctionner également dans un réseau à courant alternatif. Il nefaut donc pas utiliser une fréquence trop élevée pour pouvoir la différencier de celledu réseau. De plus, plus la fréquence du signal introduit est faible et moins elle aurad’incidence sur le réseau, car un dφ
dtfaible introduira une faible variation de tension à
la sortie du transfo.
4. En considérant la résistance du corps humain à 1,2 kΩ.
57
Par ailleurs, le choix de ne pas aller en dessous de 2,5 Hz est fait pour que la mesure,par un dispositif à effet hall, se fasse dans un temps raisonnable. Surtout si on souhaiteutiliser cette mesure par la suite, ce qui est le cas ici où la mesure est utilisée pourla localisation du défaut. On a une période de 1
2,5= 400 ms. Il faut donc faire un
compromis entre : le fait de polluer le moins possible le réseau et le temps de mesure,sachant que l’IMD doit pouvoir être utilisé aussi bien en AC qu’en DC.
Des IMD utilisant le principe de l’injection d’un courant modulé sont parfaitementadaptés à cette méthode de recherche du défaut, car ils injectent un tel signal dans leréseau par leur simple utilisation. Ainsi, l’utilisation de ce type d’IMD permet de sepasser d’un générateur pour cette méthode de localisation, ce qui est un avantage.
La recherche se fait avec des dispositifs sensibles au seul signal injecté. Ces dispositifspeuvent être fixes, avec des tores de détection placés sur tous les départs (le courantsuit le trajet du défaut et peut être détecté par un transformateur tore associé à unfiltre sélectif accordé sur cette fréquence), ou portables, avec une pince ampèremétriqueaccordée à la fréquence du signal afin de trouver l’endroit exact du défaut. [24, 34]
Figure 6.30 – Principe de localisation du premier défaut par détection d’un courantinjecté [24]
Mesure d’isolement de chaque départ
Ici, le but est de détecter et localiser à l’avance le départ susceptible d’être prochaine-ment affecté par un défaut d’isolement avant même qu’il ne survienne. Pour ce faire,on suit l’évolution de l’isolement de chaque départ et il faut distinguer les composantes(résistive et capacitive) de l’isolement. Pour cela, on peut utiliser le principe de la"démodulation synchrone" que nous avons abordé précédemment. Avec les techniquesnumériques, on peut surveiller à distance et en permanence les évolutions de l’isole-ment des différents départs. La mise en œuvre de bus numériques permet de centralisertoutes les informations sur un superviseur, de les afficher, de les mémoriser et donc de
58
faire de la maintenance préventive (figure 6.31).
Dans l’optique d’une maintenance préventive, on peut utiliser l’IMD dans un conceptde "pré-alarme", si l’IMD utilisé en est capable. Cela consiste à utiliser deux valeurs derésistance seuil de détection. Une première qu’on appellera la résistance seuil de préa-larme et une seconde qu’on appellera la résistance seuil d’alarme, au-delà de laquelleon considère être en présence d’un défaut d’isolement.
Les opérations de maintenance peuvent alors avoir lieu après que la résistance d’iso-lement ait chuté sous la résistance seuil de pré-alarme. Pour bien faire, ce seuil depré-alarme doit être assez élevé pour permettre une intervention rapide et empêcherune plus grande détérioration. Mais en suivant cette logique, il en résulte des interven-tions relativement fréquentes. Il faut donc faire un compromis dans le choix des valeursseuils, entre qualité de maintenance et fréquence des interventions.
[31, 34]
Figure 6.31 – Surveillance de l’isolement [34]
[12]
Jusqu’ici, nous avons abordé le cas de défauts d’isolement qui se produisent uniquementsur une seule et même polarité. Dans la suite du travail, nous allons voir ce qu’il en estlorsqu’un second défaut survient sur l’autre pôle.
59
Chapitre 7
Étude du défaut symétrique
Un défaut asymétrique n’affecte qu’une polarité du réseau. On parle aussi de défautsimple ou de premier défaut, et nous l’avons traité dans les précédents chapitres.
Figure 7.1 – Défaut asymétrique ou simple [49]
Comme vu et démontré précédemment, un premier défaut n’est pas dangereux (dans lecas d’un schéma IT). De la même manière, il n’y a toujours pas de danger si un seconddéfaut se produit sur la même polarité et on parle toujours de défaut asymétrique.
Un défaut symétrique est un défaut qui affecte les deux polarités du réseau simultané-ment. En effet, les résistances d’isolement des deux conducteurs doivent chuter toutesles deux en dessous de la limite.
Figure 7.2 – Défaut symétrique [49]
On parle aussi de double défaut pour motionner le défaut symétrique. [30, 31]
60
Selon la valeur à laquelle les résistances d’isolation vont chuter, le défaut peut être soit"franc", soit "non franc".
Des essais n’ont pas pu être réalisés pour vérifier les informations apportées dans leschapitres suivants. Ainsi, d’autres travaux ont été utilisés pour appuyées nos propos,dont l’un réalisé sur "l’étude de défauts non francs sur des câbles en vue du diagnostic"par Anthony Manet en 2016 [40]. Nous avons aussi utilisé le logiciel de simulation enligne "MultiSim" dans lequel on a pu recréer notre circuit (figure 7.3). Cela a permis devérifier les calculs en faisant une simulation des différents défauts d’isolation possible.
Figure 7.3 – Simulation des différents types de défauts
Pour valider les résultats obtenus avec le logiciel, on a commencé par faire une simu-lation du premier défaut d’isolement qui a déjà été analysé et dont on a des mesures(figure 7.4). Il s’agissait d’un défaut à la terre avec une résistance de 1,2 kΩ. On a alorspu comparer les résultats obtenus par simulation, avec ceux observés et ainsi, s’assurerque la simulation était acceptable.
Figure 7.4 – Simulation d’un premier défaut non franc
On peut constater que les valeurs obtenues avec la simulation sont proches de cellesmesurées. De plus, sur la figure suivante, on retrouve la courbe caractéristique del’intensité du courant de défaut qu’on a précédemment discutée (cfr figure 6.6).
61
Figure 7.5 – Courbe du courant de premier défaut non franc obtenu par simulation
7.1. Cas d’un double défaut franc : court-circuit ou
circuit ouvert
Un défaut est défini comme franc lorsque la résistance d’isolation est nulle ou d’unevaleur suffisamment faible pour être considérée comme nulle. Rappelons la formule(6.8) du calcul du courant de premier défaut établi au chapitre 6 :
Ifault =1
2×Rfault +RIMD
× U
Pour un défaut franc, il faut prendre Rfault = 0, le courant de défaut est alors limitépar la résistance interne de l’IMD (RIMD) qui est en pratique très grande. Cela rend lecourant de défaut très faible et sans danger, en dépit du fait que le courant de défautsoit franc (=3 mA avec RIMD = 115kΩ).
Ifault =U
RIMD
(7.1)
On obtient la même valeur avec la simulation. On en arrive à la conclusion que lecourant stationnaire de défaut est sensiblement le même, que le défaut soit franc ounon, car tous deux dépendent de RIMD. Cependant l’intensité initiale est beaucoupplus élevée dans le cas d’un défaut franc (figure 7.6). Comme nous l’avons démontréau chapitre 6 (cfr figure 6.7), cette intensité dépend de la résistance de défaut et dela tension du réseau. Ici, étant donné que la résistance de défaut est presque nulle, lavaleur du courant de défaut initial s’en retrouve fortement augmenté et dépend de la
62
résistance des câbles.
Figure 7.6 – Courbe du courant de premier défaut franc obtenu par simulation
Dans le cas d’un double défaut, le courant de défaut ne passe plus par l’IMD, etn’est donc plus limité par sa résistance interne. Ce défaut est alors assimilable à uncourt-circuit si le double défaut est franc, et les résistances d’isolation peuvent doncêtre considérées comme nulles [35]. C’est le cas de défaut, qui occasionne le plus derisque pour les personnes et pour l’installation, mais c’est aussi le moins probable si lamaintenance est bien organisée.
Figure 7.7 – Trajet du courant de double défaut franc
Le courant de défaut dépend de l’impédance de la boucle de défaut, et est limité par lasource (convertisseur DC/DC). On peut calculer ce courant de défaut avec la formulesuivante.
Ifault =U
Zb(7.2)
63
Où l’impédance de la boucle de défaut Zb = RAB +RCD
Si on considère que les longueurs de câble à "l’aller" et au "retour" sont égales, alorsRAB = RCD = Rcable et Zb = 2×Rcable. La formule (7.2) devient :
Ifault =U
2×Rcable
(7.3)
Dans notre cas, le câble a une résistance de 2,2 Ω pour un défaut qui se produirait à200 m, ce qui nous donne un courant de défaut égal à 86 A.
On peut vérifier cette valeur avec la simulation représentée à la figure suivante.
Figure 7.8 – Simulation d’un double défaut franc
Pour rappel, le câble utilisé a une résistance telle que : Rcable = 0, 8 Ω/75m. Si onimagine un défaut franc à 4 m de la source, cela nous donne Rcable = 43 mΩ et le courantde défaut serait alors de 2227 A. Cela peut paraître énorme, mais cela s’explique parle fait que le double défaut franc équivaut à un court-circuit. Le courant de défautest donc en théorie très élevé. Cependant, dans notre cas, on n’atteindra pas une tellevaleur, car, comme mentionné précédemment, le courant de défaut est aussi limité parla source qui a une limitation interne en courant. En effet, à la section 5.2, on a crééun court-circuit au plus près de la source (cas le plus défavorable), et le courant decourt-circuit était de 90 A (= 3, 5 × In avec In = 10000
380= 26A). Ainsi, on aurait un
courant de court-circuit de 2200 A si la source était capable de le fournir, mais ce nesera pas le cas, car on a une limitation du courant que peut sortir la source (à 90 A).
Il faut utiliser un dispositif de protection contre les surintensités pour assurer la pro-tection de l’installation et des personnes contre un tel défaut. Pour le dimensionnementde ce dispositif, il faut s’assurer que celui choisi puisse interrompre le courant de dé-faut (qui est un courant de court-circuit dans ce cas de défaut), et ce, dans un tempsimparti. Ce temps de coupure doit être inférieur à cinq secondes pour ne pas risquerd’endommager les équipements. Pour s’assurer une ouverture du circuit dans le tempsadéquat, on n’utilise pas le courant de défaut tel que précédemment calculé (7.3), mais
64
on considère une chute de tension de 20%, pour prendre en compte les impédances dureste de la ligne (BE et CF figure 7.7).[6]
La formule (7.3) devient :
Ifault =U
2×Rcable
× 0, 8 (7.4)
7.2. Cas d’un double défaut non franc
Un défaut "non franc" est caractérisé par une résistance d’isolation non négligeable(figure 7.9).
Figure 7.9 – Trajet du courant de double défaut non franc
Le courant de défaut suit le même chemin que dans le cas du défaut franc, cependantil dépend de la résistance d’isolation dans ce cas (Ris). Si on considère être dans le casd’un défaut symétrique non franc, la formule (7.2) devient :
Ifault =U
2×Ris
(7.5)
Dans cette configuration, la non-dangerosité n’est plus forcément vraie et va dépendrede la valeur de la résistance d’isolation. En effet, nous avons vu au chapitre 4 qu’uncourant continu devient dangereux si on atteint la limite de 25 mA (cf. figure 4.1).
De cette limite, on peut en déduire une résistance d’isolation seuil minimale dans lecas d’un défaut double symétrique :
Ris =U
2× Ifault(7.6)
Avec une intensité limite de 25 mA, on obtient Ris = 7, 6 kΩ. Pour protéger les per-sonnes d’un tel courant, il faudrait utiliser un dispositif différentiel. Cependant, commedéjà mentionnée, son utilisation n’est pas optimale dans un réseau DC.
65
Par simulation on obtient la même valeur pour une simulation de défaut symétriqueavec Ris = 7, 6 kΩ.
Figure 7.10 – Simulation d’un double défaut non franc, avec : Ris = 7, 6 kΩ
Le mieux serait d’intervenir sur la ligne avant d’atteindre cette situation. Pour cela, ilfaudrait que l’IMD signale le défaut bien avant d’atteindre cette valeur de la résistanced’isolation. On peut, par exemple, se fixer une limite à 10 mA, qui nous donne unseuil de l’IMD à Ris = 19 kΩ, et une pré-alarme que l’on peut fixer au double, soit40 kΩ. Cela permettrait d’avoir le temps de rechercher les défauts et de les éliminersans interrompre le système, en utilisant l’une des solutions présentées à la section 6.3.En parallèle, on peut placer un différentiel de type B d’une sensibilité de 30 mA, afind’assurer la protection dans le cas où les défauts ne seraient pas éliminés à temps. Pouréviter l’utilisation du différentiel, on peut connecter un relais aux contacts auxiliairesde l’IMD. Le circuit serait alors ouvert à une résistance d’isolation de 19 kΩ (si c’estla limite qu’on se fixe).
Cette solution nécessite l’utilisation d’un IMD capable de détecter un défaut symé-trique. Pour ce faire, les IMD, pouvant détecter ce type de défaut, utilisent la mise enparallèle des résistances d’isolation des deux pôles pour la comparer au seuil fixé parl’utilisateur(Rth), telle que :
Rth ≤=
(1
RIMD
+1
Ris++
1
Ris−
)−1
(7.7)
Si la résistance interne de l’IMD RIMD est de 115 kΩ, et qu’on souhaite une pré-alarmepour un Ris+ = Ris− = Ris = 40kΩ et une alarme pour Ris = 20kΩ, il faudra fixerles seuils suivants à l’IMD : 17 kΩ pour la pré-alarme et 9 kΩ pour l’alarme.
66
Chapitre 8
Méthode avancée de gestion de défauts
8.1. Principe de la méthode avancée
Ce que nous appelons "méthode avancée" est un IMD que nous imaginons associé àun dispositif de mesure et d’interruption. Le principe est donc de développer un teldispositif capable de localiser le défaut (de mesurer le courant de défaut) et, dansl’idéal, de déconnecter le départ en défaut si le second défaut n’a pas pu être évité (pardes interventions de maintenance ...).
Comme nous l’avons vu, l’intensité du courant de simple défaut dépend de la résis-tance interne de l’IMD utilisé (RIMD), tel que, si RIMD augmente le courant de défautdiminue. RIMD est généralement très grand (centaines de kΩ) et le courant est donctrès faible. Il n’est alors pas possible d’utiliser un équipement de mesure de type pinceampèremétrique pour la mesure et la localisation du défaut dans le dispositif avancé.Nous avons démontré que diminuer la résistance interne de l’IMD est une solution. Ici,on peut imaginer un IMD avec une résistance interne "variable", dont le principe est defaire chuter RIMD au moment où l’on considère être en présence d’un premier défaut.Nous avons montré que la valeur minimum à laquelle on peut faire chuter RIMD est de14 kΩ (équation 6.15).
Figure 8.1 – Résistance "variable" (cf. figure 6.26)
67
On peut en faire une simulation pour illustrer cette idée de résistance "variable" (fi-gure 8.2). Cette solution a pour avantage de ne pas avoir constamment un courantinutilement "élevé" (quelques dizaines de mA au maximum) quand on n’est pas enprésence d’un défaut à localiser, ou qu’on n’est pas à la recherche de celui-ci. Ainsi, onpourrait augmenter le courant de défaut au moment où en a besoin, grâce au fait quela résistance qui lie chaque polarité à la terre serait "variable".
Figure 8.2 – Simulation de l’idée de résistance "variable"
Nous avons aussi vu qu’il existe une autre solution pour la localisation du défaut, àsavoir, la détection d’un courant modulé basse fréquence injecté par les IMD de ce type.Dès lors, le dispositif avancé pourrait utiliser un équipement de mesure uniquementsensible à la fréquence du courant injecté dans le réseau. Pour cela, on peut imaginerun tore associé à un récepteur sélectif basse fréquence (< 10 Hz).
Par ailleurs, la solution MetroGrid est construite sur le principe d’un réseau "maillé".C’est-à-dire que l’alimentation des antennes 5G provient de plusieurs sources (figure8.3 [3]), dans notre cas il y en a deux. Cela permet la continuité dans le cas où unesource serait défectueuse.
Figure 8.3 – Le micro-réseau
Le dispositif imaginé pour cette "méthode avancée" doit permettre d’ouvrir le circuit
68
de la partie en défaut tout en permettant l’alimentation de l’antenne par la partie saine.
Le fonctionnement imaginé de cette méthode avancée serait basé sur la communicationentre l’IMD (de type injection de courant modulé) et les dispositifs de mesure/interrup-tion, et des dispositifs entre eux, le tout géré par un microcontrôleur. Cela permettrait lalocalisation automatique du premier défaut et le début d’un double défaut (non franc),ainsi que la déconnexion automatique du (des) départ(s) défectueux en présence d’undouble défaut.
Dans le cas d’un premier défaut, la localisation automatique de celui-ci peut se faireen faisant chuter la résistance interne de l’IMD (figure 8.1) et en mesurant chaquedépart, le défectueux étant celui avec l’intensité la plus élevée. On peut aussi utiliserdes dispositifs de mesures pouvant détecter le courant injecté par l’IMD. Cette solutionsemble plus simple à mettre en œuvre que la méthode de "résistance interne variable"de l’IMD, mais semple aussi plus coûteuse, car le dispositif de mesure est alors plussophistiqué.
Le dispositif à "méthode avancée" doit ouvrir le départ présentant un second défaut.Ce double défaut peut être localisé par la même méthode que le premier défaut, maisdans le cas où on utilise un équipement de type pince ampèremétrique, il n’est alorsplus nécessaire de faire chuter RIMD, car le courant de second défaut ne dépend plusde la résistance interne de l’IMD (7.5).
Figure 8.4 – Principe de la méthode avancée
Cette déconnexion du départ défectueux, en cas de double défaut, permet de l’isoler, etaux autres, de continuer à fonctionner. Dans notre cas, on parle des futures antennes5G, ainsi, on ne déconnecterait pas toutes les antennes pour une seule défectueuses.
La solution préconisée pour la localisation est celle de la mesure du courant bassefréquence injecté par l’IMD. On conseille donc l’utilisation d’un IMD dont le principede détection est basé sur l’injection d’un courant modulé. Elle se rapproche de latechnique de localisation développée par Schneider : vegilohm system [22].
69
La méthode illustrée à la figure 8.4 montre la communication entre les dispositifs demesure/interruption, ainsi que celle avec l’IMD. L’IMD permet de détecter la présenced’un défaut d’isolement sur la ligne de distribution, et les dispositifs permettent delocaliser la zone en défaut et de la déconnecter en cas de double défaut.
Les informations (détection et localisation) sont envoyées vers un contrôleur qui traiteles résultats et les envoie vers un poste de contrôle d’où l’on pourrait visualiser la zoneen défaut, la valeur de la résistance d’isolement ...
8.2. Discussion d’éléments de design
Position des dispositifs
On parle de zone en défaut, car avec cette méthode on ne peut pas localiser précisémentle défaut d’isolement. Le défaut se situera entre deux dispositifs ou sur le départ versl’antenne. De base, on imagine un dispositif pour chaque antenne, il en résulterait doncune la zone de défaut qui est relativement longue (X1 sur la figure 8.5).
Figure 8.5 – Illustration de la zone de localisation du défaut
Pour affiner cette zone de localisation et de recherche, on pourrait placer des dispositifsintermédiaires comme illustrés à la figure suivante.
Figure 8.6 – Utilisation de dispositifs intermédiaires
L’utilisation de dispositifs intermédiaires permet de raccourcir la zone de recherche(X1 > X2) et ainsi de "faciliter" la recherche du défaut. Pour localiser précisément
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l’endroit du défaut, il faut aller "manuellement" à la recherche du défaut dans la zoneainsi définie, avec un appareil de mesure local de la résistance d’isolement 1.
Cette solution peut être discutable d’un point de vue du coût de l’installation. Eneffet, il faut se demander et étudier si le gain en temps de recherche apporté par cettesolution vaut le prix que ça coûterait d’utiliser plus de dispositifs.
Interruption du circuit
La figure suivante illustre un peu plus précisément le principe de fonctionnement en-visagé pour le dispositif à "méthode avancée" qui permet à la fois la mesure et inter-ruption du courant.
Figure 8.7 – Principe de fonctionnement du dispositif à "méthode avancée" (dispositifde mesure et d’interruption)
Comme mentionné, le défaut d’isolement peut se produire sur la ligne de distributionou sur le départ vers l’antenne, il faut donc prévoir deux systèmes indépendants demesure et d’interruption. De plus, si le défaut a lieu sur la ligne, il faut pouvoir ladéconnecter tout en permettant l’alimentation vers le reste du circuit. Cette contrainteest très importante pour assurer la continuité des services.
La philosophie défendue ici est d’ouvrir le circuit uniquement dans le cas d’un défautsymétrique "franc" et "non franc". En effet, nous avons démontré qu’un premier défautne constitue pas un réel danger, et ce, quel que soit le degré de dégradation de larésistance d’isolement. Cela permet de profiter de l’avantage principal du schéma ITqui est de pouvoir assurer, de manière sure, la continuité des services en cas de premierdéfaut.
1. Mégohmmètres : appareil de mesure permettant la mesure de résistances élevées [10]
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Une autre approche serait de déconnecter la zone en défaut dès la détection et lalocalisation d’un premier défaut. Ici, on se place du côté de la "sécurité totale", mêmesi cela va à l’encontre de la philosophie du schéma IT. Deux raisons peuvent expliquerce choix.
Premièrement, la localisation du premier défaut et la déconnexion qui s’en suit permetde minimiser le risque de se retrouver dans une situation de double défaut. Cela peutêtre pratique dans notre cas où le réseau est relativement étendu, ce qui rend unemaintenance fréquente, difficile et coûteuse.
En second lieu, dans notre situation, on peut se permettre de déconnecter une ou deuxantennes sans trop influencer les performances du réseau 5G.
Temps d’ouverture du circuit
Pour terminer, nous allons nous attarder sur le temps de réaction que le dispositifdevrait avoir. Pour cela il faut se rapporter à la notion, déjà abordée, de sécurité despersonnes aux chocs électriques en fonction de la durée d’exposition (cf. figure 4.1).Cette discussion sera basée sur deux paramètres qui sont la tension de distribution etla résistance considérée pour le corps humain.
En conservant la valeur utilisée jusqu’ici de 1200 Ω comme celle de la résistance d’uncorps humain, on peut calculer l’intensité du courant électrique susceptible de traverserune personne qui prendrait en main les deux conducteurs dénudés (double défaut franc).Avec une tension de contact de 380 V, la valeur de l’intensité du courant est : I = 380
1200=
300 mA. La coupure doit survenir en moins de dix millisecondes, car avec une telleintensité, on se retrouve au stade trois de la figure 8.8, synonyme de danger (risque deréaction musculaire cf. section 4.1).
Si on choisit une tension de distribution plus faible, comme 120 V, qui est la limitemaximale de la tension de sécurité en courant continu, on atteint une intensité de 100mA. Pour une telle valeur, le temps de coupure doit cette fois être inférieur à 60 mspour rester dans le stade deux (figure 8.8). De plus, il n’y a pas de risque d’atteindre lestade quatre avec cette tension, en considérant une résistance du corps humain de 1200Ω 2. Pour rappel, il s’agit d’une zone mortelle. Cependant, en utilisant une tension plusfaible, on augmente les pertes de ligne par effet joule (cf. section 1.1). En effet, avecune source de 10 kW et une tension de 380 V, le courant nominal est : In = 10000
380= 26
A. Avec une tension de 120 V, on passe à un In = 83 A, soit trois fois plus. Sachantque les pertes joules évoluent proportionnellement avec l’intensité du courant au carré,les pertes seront multipliées par dix par rapport à une tension de distribution de 380V 3.
2. Il en va de même si on considère une valeur inférieure pour la résistance du corps humain. C’estnormal, car il s’agit d’une tension de sécurité.
3. En réalité, les pertes seront moindres, car il faut aussi prendre en compte la diminution desection de câble en passant de 380 à 120 volts.
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Si on passe à une tension de distribution de 400 V, qui est la limite maximale pourles sources DC en télécommunication (cf. figure 2.1), on a légèrement moins de pertequ’à 380V (1,1 fois moins), mais l’intensité du courant pouvant traverser un humainest plus élevé : 333 mA. On en catégorie trois avec risque de contraction musculaire(figure 8.8). Le temps de coupure devrait être le plus court possible (moins de 10 msidéalement), et dois être inférieur à 300 ms pour ne pas atteindre la zone quatre.
Toutes ces considérations sont reprises à la figure suivante.
Figure 8.8 – Effet d’une modification de la tension de distribution sur le corps humainet sur le temps de réaction du dispositif, en considérant une résistance de 1200 Ω
pour le corps humain
La valeur de la résistance du corps humain dépend de plusieurs facteurs comme : lesexe, l’âge, la corpulence, la tension ... C’est donc une valeur qui varie énormément,typiquement entre 500 et 3000 Ω. L’intensité du courant qui traversera le corps serad’autant plus grande que la valeur considérée pour la résistance sera faible.
Toutes ces considérations portent à dire qu’une ouverture du circuit en cas de défautest préférable en moins de dix millisecondes. De plus, pour permettre la sélectivitérecherchée avec la "méthode avancée", il faut que le temps d’interruption soit le plusrapide possible. Tout du moins, plus rapide que les autres dispositifs de protection duréseau. Pour rappel, les convertisseurs ont une sécurité interne contre les surintensitésdont le temps de réaction est fixé à 1s.
Dans le cas où l’on opterait pour une déconnexion à l’apparition d’un premier défaut,ce temps de réaction peut être plus long. En effet, le courant de défaut de premierdéfaut ne constitue pas un danger imminent.
En conclusion, ce dispositif à "méthode avancée" envisagé dans ce chapitre a pouravantage la localisation automatique du défaut simple et double, l’interruption auto-matique de l’alimentation de la zone ou du départ en défaut dans le second cas dedéfaut, le plus rapidement possible (< 10 ms) . En outre, il permettrait d’assurer lacontinuité du service en cas de double défaut d’isolement sur la ligne d’alimentationd’une antenne, en ne déconnectant que cette ligne.
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Conclusion
Au cours de cette seconde partie, nous avons présenté l’installation du projet de distri-bution basse tension à courant continu. Nous avons identifié le courant de court-circuitqui est de 90 A, et nous nous sommes assurés que le temps d’interruption de ce courantétait inférieur à cinq secondes.
Nous avons démontré et mis en évidence trois caractéristiques du courant de premierdéfaut d’isolement, grâce à l’étude de différents types d’IMD. La première de ces troiscaractéristiques est l’intensité initiale et maximale du courant de défaut, qui dépend dela résistance de défaut et de la valeur nominale de la tension d’alimentation. La secondeest la constante de temps de décroissance de la courbe caractéristique, qui dépend ducircuit RC formé par la résistance de défaut et la capacité du système. Enfin le courantstationnaire qui dépend de la résistance interne de l’IMD. La localisation du défaut aété abordée et nous avons détaillé trois méthodes utilisables.
Nous avons fait de même dans le cas d’un double défaut d’isolement, et nous avonsélaboré une idée de "méthode avancée" pour la détection et la localisation de défauts.Malheureusement, nous n’avons pas pu faire d’essais pour valider nos propos, au vudes circonstances exceptionnelles dans lesquelles s’est déroulée la fin de ce travail.
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Conclusion générale
Pour rappel, les objectifs poursuivis étaient les suivants : démontrer la sécurité despersonnes dans le cas d’un défaut d’isolement et servir de manuel technique d’uneinstallation DC. Ainsi, tout au long de ce travail, nous avons analysé la sécurité despersonnes dans le cas d’un défaut d’isolement (simple et double) à la terre sur la ligne dedistribution 380 VDC dans un schéma IT. Dans le cas d’un premier défaut d’isolement,la sécurité est assurée par l’utilisation du SLT IT, dans lequel le courant de défaut estlimité par la résistance interne de l’IMD, qui relie chaque pôle à la terre. Ce courantde défaut est de l’ordre de quelque mA, ce qui est largement inférieur à la limite dedangerosité pour du courant continu (25 mA).
Pour le second défaut, nous avons démontré qu’il y avait deux cas, à savoir, les défautsfranc et non franc. Dans le premier cas, le double défaut est assimilable à un court-circuit et le courant de défaut dépend de l’impédance de la boucle de défaut. La sécuritédoit alors être assurée par un dispositif de protection contre les surintensités. Il fautdonc interrompre l’alimentation dans ce cas et ensuite éliminer le défaut.
Dans le cas d’un double défaut non franc, la sécurité est assurée tant que le courant dedéfaut circulant dans la boucle de défaut est inférieur à 25 mA. Une fois cette limitedépassée, il faut interrompre l’alimentation. Nous conseillons alors d’associer un relaisde puissance aux contacts auxiliaires de l’IMD pour ouvrir le circuit dans ce cas, etainsi se passer de l’utilisation d’un DDR qui n’est pas optimal en DC.
Lors de ces semaines, deux types différents de fonctionnement d’IMD ont pu être ana-lysés. À savoir ceux dont le principe détection de défaut d’isolement est basé sur lamesure du niveau de tension, et ceux basés sur une injection d’un courant modulé.L’idée d’une "méthode avancée" a alors été envisagée. Il s’agit d’un IMD (de typeinjection de courant) associé à un dispositif permettant la localisation du départ en dé-faut, et l’interruption de l’alimentation de la ligne défectueuse en cas de défaut double.Le but étant de pouvoir isoler les parties en défaut pour permettre la continuité dufonctionnement de l’installation. Le tableau suivant compare et récapitule ces troisméthodes.
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Détection par niveaude tension
Détection par injec-tion d’un courant mo-dulé
Méthode avancée
Domained’utilisation
Utilisé uniquementpour un réseau DC ouAC biphasé.
Pour réseaux DC etAC
Peut être utilisé enDC et en AC. Mais ledispositif présenté iciest pensé pour un ré-seau DC.
Localisationdu défaut
Localisation sous ten-sion impossible
Localisation sous ten-sion
Localisation sous ten-sion
Détection dudéfaut
Peut être renduaveugle par unelongue ligne de distri-bution ou un grandcourant distribué
Pas affecté par ce pro-blème
Pas affecté par ce pro-blème
Détection dedéfaut symé-trique
Ne permet générale-ment pas la détectionde défauts simultanéssur les deux conduc-teurs
Possible, grâce à lamesure par IMD dela mise en parallèlede l’isolation des deuxconducteurs
Possible, car utilisa-tion d’un IMD de type"injecteur de courant"
Déconnexionssélectives
Pas possible, car la lo-calisation sous tensionest impossible
Pas possible, sans undispositif plus élaboré,il permet uniquementde stopper l’alimenta-tion
Possible de déconnec-ter les parties du sys-tème présentant undouble défaut, per-mettant la continuitédu reste du système
Perspectives :
L’étude menée dans ce mémoire de recherche a abouti à une analyse poussée sur lagestion des défauts d’isolement. Cela a permis d’envisager théoriquement une "méthodeavancée" de détection, de localisation et d’élimination de défauts. Ainsi, il a pu êtrediscuté du principe de la méthode et de certains choix de design envisageables. Il seratout de même nécessaire de les valider en pratique.
Il sera aussi utile de voir comment les conclusions qui ont été tirées peuvent êtreétendues à un domaine plus large et pas seulement qu’à la télécommunication.
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Annexe A
Sur les figures suivantes, on peut voir ce signal pulsé introduit par les IMD utilisés detype injection de courant modulé. On a d’abord un zoom sur celui de chez ABB (figureA.1), puis on peut voir la superposition du signal pulsé sur la tension du réseau avecl’IMD de chez ABB (figure A.2) et celui de chez Bender (figure A.3).
Figure A.1 – Signale introduit sur le réseau par l’IMD de chez ABB
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Figure A.2 – Superposition du signal de l’IMD de chez ABB à la tension du réseau
Figure A.3 – Superposition du signal de l’IMD de chez Bender à la tension du réseau
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Annexe B
Les figures suivantes montrent des mesures réalisées avec l’IMD de chez Bender, quiillustrent le principe de la démodulation synchrone utilisé par ce IMD. On peut voirl’amplitude initiale du signal en l’absence de défaut (figure B.1), et la diminution del’amplitude en présence d’un défaut (figure B.2).
Figure B.1 – Amplitude du signal injecté par l’IMD en absence de défaut
Figure B.2 – Amplitude du signal injecté par l’IMD en présence d’un défaut
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Annexe C
Sur la figure suivante, on peut voir la mesure de la constante de temps aux bornes del’IMD à la détection du défaut.
Notre hypothèse est que cette constante de temps dépend de la résistance avec laquelleon crée le défaut et de la capacité équivalente du système.
Figure C.1 – Tension aux bornes de l’IMD sans relais de puissance
Sur les figures suivantes, on peut observer le temps de réaction de l’IMD de chezCiprotec et du relais de puissance (figure C.2) et la constante de temps RL introduitepar le caractère selfique de l’alimentation et de la charge (figure C.3).
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Figure C.2 – Tension aux bornes de l’IMD couplé à un relais de puissance
Figure C.3 – Constante de temps RL à l’interruption du circuit
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Annexe D
Figure D.1 – Tableau récapitulatif des mesures réalisées
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