Systèmes d’enclenchement automatique de la réserve (AAR) pour les réseaux de

basse tension

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Introduction

L’objectif principal sur les systèmes d’enclenchement automatique de la réserve AAR dans les réseaux de basse tension est d’assurer la continuité d’alimentation de certains récepteurs prioritaires, pour des raisons de sécurité de personnes ou maintenir un cycle de production. Leur mise en route est commandée soit par une défaillance de l’alimentation principale normalement en service, soit par un ordre volontaire.

Ces dispositifs sont particulièrement employés : pour l’alimentation : des immeubles de grande hauteur ; des ordinateurs ; des

éclairages et systèmes de sécurité : des locaux recevant du public, balisage des aéroports, etc. ; de chaînes complètes de fabrication dont le procédé ne tolère aucun arrêt temporaire d’un élément de la chaîne (sidérurgie, pétrochimie, etc.), des auxiliaires essentiels de centrales thermiques;

dans la distribution publique moyenne tension pour : Basse Tension (U ≤ 1 kV)-en double dérivation.

Les matériels fournis pour réaliser les équipements de permutation sont variés, par exemple dans les circuits de puissance, les appareils de manœuvre sont des disjoncteurs ou des interrupteurs, des contacteurs électromécaniques ou statiques.

La commande de ces appareils peut être : automatique : c’est le dispositif le plus rapide et… le plus employé. manuelle : c’est le dispositif le plus élémentaire et économique. Il nécessite

l’intervention d’un agent d’exploitation, la durée du passage de la source défaillante à la source de remplacement ou de sécurité peut être très longue (déplacement de l’agent).

Donc le schéma de principe peut, dans la majorité des cas, se réduire à une alimentation normale, une alimentation de remplacement ou de sécurité et un jeu de barres, point commun aux deux alimentations à partir duquel les récepteurs sont alimentés.

Le but de ce projet est l’étude des possibilités d’amélioration de la qualité l’alimentation permanente de ces systèmes en énergie électrique, ceci au niveau du contrôle-commande et de plus en plus au niveau de la puissance, aussi de maintenir l’intégrité et la sécurité des installations électriques.

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SommaireIntroduction…..............................................................................................................3Chapitre 1 : Mémoire justificatif …………………………………………...………6

1.1 Modes d’application des systèmes d’AAR……………………………………61.2 Les conditions de démarrage et d’actionnement des installations d’AAR……71.3 Le schéma bloc d’une installation d’AAR………………………………….....81.4 Le réenclenchement automatique rapide (RAR)……………………….…….91.5 Le principe de fonctionnement d’une installation de RAR….........................101.6 Dispositifs RAR utilisés en SEN………………………………………….....111.7 Schèmes de RAR utilisés en SEN……………………………………………121.8 Conditions imposées pour les installations de RAR…....................................121.9 Domaines d’utilisation des installations de RAR……………………………131.10 Le délestage (La décharge automatique de la charge (DAS)……………14

Chapitre 2 : Comment utiliser un réenclencheur………………………………...16 2.1 Principe de base……………………………………………………………...16

2.2 Fonctionnement d’un réenclencheur sur défaut permanent………………….172.2.1. Sur court-circuit…………………………………………………...172.2.2 Sur défaut différentiel…………………………………………...…17

2.3 Fonctionnement d’un réenclencheur en présence de risques fugitifs………..172.3.1 La foudre…………………………………………………………...172.3.2 Les surcharges……………………………………………………...182.3.3 La signalisation…………………………………………………….19

Chapitre 3 : Défauts et perturbations dans les réseaux à basse tension………..203.1 Le court-circuit………………………………………………………………203.2 La surcharge…………………………………………………………………213.3 Les courants de fuite…………………………………………………………213.4 Les perturbations dues aux surtensions………………………………………223.5 Les harmoniques……………………………………………………………..24

Chapitre 4 : Principes fondamentaux pour améliorer la continuité du service...264.1 Une installation électrique saine……………………………………………..264.2 Les normes de sécurité...……………………………………………………..264.3 Choisir les protections les mieux adaptées…………………………………..28

4.3.1 Les courts-circuits………………………………………………….284.3.2 Les surcharges…...............................................................................294.3.3 Les défauts différentiels……………………………………………304.3.4 Les Surtensions…………………………………………………….31

4.3.4.1 Foudre……………………………………………………314.3.4.2 Surtensions de manœuvre………………………………..334.3.4.3 Courants harmoniques…………………………………...33

Chapitre 5 : Conception d’une architecture de sûreté…………………………..345.1 Spécifier……………………………………………………………………...345.2 Construire…………………………………………………………………….35

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5.3 Démontrer ……………………………………………………………………375.4 Description d’une installation « secourue » …………………………………38

5.4.1 Les circuits de distribution…………………………………............385.4.2 Le groupe électrogène……………………………………………...395.4.3 Les dispositifs d’inversion de source……………………………....405.4.4 Le secours « courte durée » (onduleur) …………………………...405.4.5 Le système électronique de contrôle-commande…………………..415.4.6 Les critères de fonctionnement…………………………………….415.4.7 Recherche et identification des points faibles……………………..42

Chapitre 6 : Solutions pour augmenter la disponibilité………………………..446.1 Connaître le niveau de fiabilité des composants…………………….……….446.2 Les choix technologiques…………………………………………………….45

6.2.1 Tableau basse tension (TBT) ……………………………………...456.2.2 Groupe électrogène (GE) ………………………………………….466.2.3 Le secours « courte durée » (onduleur) ……………………………476.2.4 L’électronique de contrôle-commande…………………………….486.2.5 Capteurs et actionneurs…………………………………………….49

6.3 La tolérance aux panes……………………………………………………….496.3.1 Les redondances……………………………………………………496.3.2 Les régimes de neutre……………………………………………...516.3.3 Récapitulatif des possibilités de choix……………………………..51

6.4 Le pilotage de l’installation………………………………………………….526.4.1 Niveau surveillance (US)…………………………………………..536.4.2 Niveau gestion (UG)……………………………………………….536.4.3 Communication…………………………………………………….54

Chapitre 7 : Solutions pour l’enclenchement automatique de l’AAR………557.1 Les solutions Schneider……………………………………………...55

7.1.1 Fonctionnalités……………………………………………..557.1.2 Architecture………………………………………………...56

7.2 Equipement électronique d’AAR…………………………………….567.2.1 Domaine d’utilisation………………………………………567.2.2 Description et fonctionnement……………………………..577.2.3 Exemple d’affichage du schéma électrique de principe et de la position des disjoncteurs………………………………………587.2.4 Fiche technique…………………………………………….58

Chapitre 8 : La modernisation du système de l’AAR………………………..598.1 Schéma de base………………………………………………………598.2 Modernisation de l’AAR……………………………………………..60

Chapitre 9 : L’analyse économique de l’AAR………………………………...68

Chapitre 10 : Conclusion…………………………………………………….....69

Bibliographie……………………………………………………………………70

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CHAPITRE 1Mémoire justificatif

Les schèmes d’alimentation des consommateurs sont conçus de sorte que leur puissance peut être réalisée en deux cas, de la même source ou de sources différentes. En général, en régime normal, les consommateurs s’alimentent sur une seule voie, appelée la voie normale (principale) d’alimentation, et seulement en cas de dommages de cette voie, ils sont transmis automatiquement par l’installation de l’AAR sur la deuxième voie (sur l’autre source), appelé l’alimentation de secours, qui peut représenter réserve pour une groupe ou plusieurs groupes de consommateurs, prévues chacune avec une voie normale d’alimentation. On fournit de l’AAR:

dans toutes les centrales et les stations électriques pour assurer la continuité en alimentation des consommateurs de services ;

pour rétablir l’alimentation des consommateurs dans les stations de distribution électrique avec des tensions jusqu’à 110 kV inclus, notamment pour se connecter automatiquement une voie de réserve en cas de déclenchement de la voie d’alimentation normale.

1.1 Modes d’application des systèmes d’AAR

Fig. 1.1 : Modes d’application des systèmes d’AAR

AAR peut figurer sur transformateurs, lignes électriques, coupleurs etc. Dans la figure ci-dessus on trouve les plus courantes situations d’AAR trouvées en exploitation.

Dans les figures a et b, la ligne L1 représente la voie normale d’alimentation, et la ligne L2 la voie de réserve. Dans la figure d le transformateur T2 est en réserve, et dans la

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figure f, le transformateur TR. Dans le figures c et e, chaque section de barres représente une réserve pour l’autre. Les disjoncteurs qui sont ouverts en fonctionnement normale sont gradués.

1.2 Les conditions de démarrage et d’actionnement des installations d’AAR

Le démarrage de l’automatique d’AAR se réalise dans les conditions :P1) Au déclenchement du disjoncteur sur la voie d’alimentation normale (transformateur, ligne) de la barre assurée par AAR. Au déclenchement du disjoncteur par la protection d’élément sur la voie d’alimentation normale, dans les réseaux électriques d’une grande importance ou il existe des disjoncteurs très fiables – dont le refuse de déclenchement est pratiquement impossible – ayant le but la réalisation de l’AAR avec une pause très petite (le temps du déclenchement du disjoncteur de la voie normale à la fermeture du celui sur la voie de secours), se commande simultanément tant la bobine de déclenchement du disjoncteur sur la voie normale et aussi du déclenchement du disjoncteur situé sur la voie de secours, la condition de pause courte du AAR étant satisfaite si le temps de clôture est supérieure à au moins deux périodes de le temps d’interruption).P2) A l’abaissement de la tension sur la barre alimentée sur voie normale Le démarrage de l’AAR doit être bloqué, si la observation de la disparition de la tension a comme cause la déclanchement du disjoncteur automatique des circuits secondaires de tension ou al combustion des fusible sur la parte secondaire, respectivement primaire des transformateurs de tension qui mesurent la tension sur la barre. Aussi le démarrage AAR sera bloque, dans le cas où la voie d’alimentation normale est déconnectée suite un actionnement du dispositif DAS.P3) A la commande de fermeture voulue, par le personnel, du disjoncteur de la voie de réserve La commande de fermeture se donnera avec le control de conditions de synchronisme, et après on commandera automatique le déclenchement du disjoncteur d’alimentation normale. Si celui refuse de déclencher dans un temps par défaut, on commandera automatique le déclenchement du disjoncteur de la voie de réserve.Habituellement, le démarrage de l’AAR, se fait sur les critères P1 et P2. Dans le cas où les deux voies (normale et de réserve) ont la même source d’alimentation, on admet que le démarrage de l’AAR sur le critère P2 pas être prévue. Aussi, dans le cas où le démarrage de l’AAR sur  l’abaissement de la tension entraîne des temps d’actionnement très grand, on recommande la complétion du critère P2 et avec d’autres conditions : l’abaissement de la fréquence (avec le contrôle de la fréquence sur la voie de réserve), le changement du sens de la puissance, du courant etc.

L’actionnement de l’automatique de l’AAR doit accomplir les conditions :A1) L’enclenchement du disjoncteur de la voie de réserve doit être après le déclanchement du disjoncteur de la voie normale d’alimentation.On admet la succession inverse juste si le démarrage de l’AAR s’est fait sur le critère P3.A2) Au démarrage de l’AAR selon le critère P1, l’enclenchement du disjoncteur sur la voie de réserve, habituellement, sera rapide (avec la pause de l’AAR très courte).

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Dans le cas où le fonctionnement rapide peut conduire a l’apparition d’un choc de courant dangereuse on va adopter une temporisation courte ou on va introduire soit le contrôle de la tension rémanente sur la barre assurée par l’AAR, soit le contrôle de la différence entre le phraseurs de tension de la barre et la voie de réserve.

Dans le cas où, sur la barre assurée par l’AAR, on connecte des moteurs synchrones, générateurs de petite puissance ou batteries de condensateurs, on en prévoira la commande de déclanchement par protection, une fois avec la séparation de la source d’alimentation, avant la connexion de la voie de réserve, qui se fera avec un petit retard.A3) Au démarrage de l’AAR selon le critère P2, l’actionnement de l’automatique de l’AAR se produira juste si sur la voie de réserve on a une tension de valeur normale.

L’actionnement sera en deux étapes :a) dans la première étape, on commandera avec temporisation le déclenchement

du disjoncteur sur la voie normale d’alimentation;b) dans la deuxième étape, on commandera l’enclenchement du disjoncteur sur

la voie de réserve, dans les conditions prévues au point A.La temporisation de la première étape sera supérieur à:

– les temps d’actionnement des protections contre les courts circuits prévus sur les éléments raccordés, en aval, sur la barre assurée par l’AAR;

– la durée de pause RAR de la voie (ligne) d’alimentation normale;

– le temps d’actionnement de l’installation AAR d’amont, sur la voie d’alimentation normale.

A4) A l’actionnement de l’AAR, le disjoncteur sur la voie de réserve doit recevoir une seule commande d’enclenchement de la parte de cette automatique, ce qui signifie que l’AAR fonctionne avec un seul cycle, de sorte que après la connexion de la voie de réserve, si la protection intervienne et déclenche le disjoncteur, un nouvel enclenchement de celui-ci ne se reproduise pas.

1.3 Le schéma bloc d’une installation d’AAR

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TT2

TT1

T2

T1

C1 C2 C3 C0

Fig. 1.2 : Le schéma bloc d’une installation d’AARDans la figure ci-dessus on a le schéma bloc d’une installation d’AAR, où L1

représente la voie normale d’alimentation de barres collectrices BC et L2 la voie de réserve.

L’installation de l’AAR démarre dans les situations suivantes :a) si l’élément U< détecte la baisse de la tension sur les barres BC en vertu d’une

valeur prescrite (le critère P2) ;b) si le disjoncteur I1 se déclenche (le critère P1).L’actionnement de l’installation de l’AAR se fait comme ça :

Quand l’élément U< détecte la baisse de la tension sur les barres BC en vertu de la valeur prescrite (le cas a), et l’élément U> détecte la présence de la tension sur la voie de réserve L2, après la temporisation produite par l’élément T1, si l’élément I détecte la manque du courant de court circuit (don si la baisse de la tension est due des causes externes et non d’un court circuit sur les barres BC ou sur un des consommateurs C i, qui sera résolu par les protections propres des circuits respectifs), on donne commande de déclanchement sur le disjoncteur I1, après, sans temporisation, on commande le déclanchement des certains circuits Ci (moteurs synchrones, générateurs de petite puissance ou batteries de condensateurs) et avec une petite temporisation produite par l’élément T2 (si sur les barres BC on a raccordées les types de circuits C i qui sont nécessaire à être déconnectées, autrement il manque l’élément T2) on commande l’enclenchement du disjoncteur I2.

Quand le disjoncteur I1 déclenche suite à une commande voulue ou automatique (le cas b), sans temporisation ou avec une petite temporisation produite par l’élément T2

(si l’installation est prévue avec cet élément de temporisation), on commande l’enclenchement du disjoncteur I2 (actionnement rapide). Si le disjoncteur I1 est commande automatiquement par la protection suite à un court-circuit sur les barres BC, et le court-circuit este passant, après l’enclenchement du disjoncteur I2 on reprend l’alimentation des consommateurs Ci. Si le court-circuit est persistent, après l’enclenchement du disjoncteur I2 son protection détecte le court-circuit et il commande son déclenchement, et l’élément de blocage B ne permet plus que le disjoncteur I2 reçoive une nouvelle commande d’enclenchement.

Donc, dans ce cas-ci, l’installation d l’AAR, par le jeu des deux disjoncteurs, réalise la fonction d’un RAR simple.

En exploitation on peut trouver installations d’AAR, soit réalisées avec des éléments disparates auxquelles structure est basée sur le schème bloc présentée, soit avec des dispositifs spécialement pour les fonctions AAR ou qui cumulent plusieurs fonctions. Quelle que soit le mode de réalisation, dans la station on conçoit la possibilité de la mise et du retrait en fonction de l’automatique de l’AAR, et le régime choisi d’être visible pour le personnel d’exploitation.

1.4 La réenclenchement automatique rapide (RAR)

L’enclenchement automatique rapide (RAR), consiste d’une installation complexe qui réalise le réenclenchement automatique d’un disjoncteur déclenché par la protection,

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après un temps relativement court (après la pause de RAR), temps nécessaire pour se rassurer, par la coupure de la tension, l’extinction de l’arc électrique produit à défaut.

RAR s’utilise pour la remise rapide de l’alimentation des consommateurs ou des interconnexions entre les systèmes ou d’intérieur d’un système électro-énergétique. Le but est atteint dans le cas des défauts transitoires, qui à la remise d’alimentation de la zone affectée est possible de s’en reproduisent pas.

1.5 Le principe de fonctionnement d’une installation de RAR

Le schéma bloc d’une installation de RAR est donné dans la figure ci-dessous. L’élément de démarrage EP est réalisé, soit par un relais intermédiaire qui détecte le déclenchement du disjoncteur par la protection (actionné par la voie ‘a’), soit il est même le relais finale de la protection (la voie ‘b’), et l’élément d’exécution EE est un relais intermédiaire qui donne la commande d’enclenchement du disjoncteur. Le bloc de traitement et décision BPD est réalisé par le relais de contrôle de synchronisme RCS et/ou de la présence de la tension RCU (dans le cas échéant) et des divers éléments du dispositif de RAR pour le traitement logique des signaux BPLS, liées dans une certaine connexion entre elles et avec autres éléments des circuits de commande et de protection du disjoncteur.

Fig. 1.3 : Le schéma bloc d’un système RAR

L’installation fonctionne comme suit :A la déclenchement du disjoncteur I par protection, a l’intermédiaire du élément

de démarrage EP on met en service le relais de control du synchronisme RCS et/ou de la présence de la tension RCU (quand elle existe), qui vérifie le maintien du synchronisme des systèmes qui seront couplées par la fermeture du disjoncteur I, respectivement la présence de la tension sur les barres et si les conditions imposées sont acquittées dans la

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EE

Prot. par relais

TT2

TT1

BC

TC

BPLS

RCSRCU

pause de RAR crée par le BPLS, l’élément d’exécution EE donne la commande d’enclenchement au disjoncteur.

Le cycle des opérations effectuées par un disjoncteur dans le cas d’un RAR réussi

D-PR--> T-RAR--> A-RAR,et si l’opération de ré-enclenchement échoue (RAR sans succès): D-PR--> P-RAR--> A-RAR--> D-PR, où : D-PR représente déclenchement disjoncteur par protection, T-RAR - pause de RAR (peut être de: [0,05 ... 0,15] s - RAR ultrarapide; [0,15 ... 1,5] s - RAR rapide; plus de 1,5 s - RAR lent), et A-RAR – enclenchement disjoncteur par RAR.Le système RAR qui effectue le cycle spécifié ci-dessus est un système RAR avec action simple (RAR simple).

Dans la technique des systèmes électro-énergétiques on utilise aussi des systèmes avec actionnement répété, d’habitude double, qui effectue le prochain cycle des opérations : D-PR--> T1-RAR--> A-RAR--> D-PR--> T2-RAR--> A-RAR, dans le cas d’un RAR réussi :D-PR--> T1-RAR--> A-RAR--> D-PR--> T2-RAR--> A-RAR--> D-PR, Dans le cas d’un RAR échoué.

On précise qu’entre les deux pauses de RAR (T1-RAR et T2-RAR) on doit avoir la prochaine condition remplie T1-RAR < T2-RAR (T2-RAR peut être de 15 – 20 s), et si l’effet a été supprimé après la première pause de RAR (T1-RAR) on n’aura pas un nouvelle déclenchement par la protection.

1.6 Dispositifs RAR utilisés en SEN (Le système énergétique national)

La plupart les dispositifs de RAR commandent le réenclenchement de toutes les trois phases, seulement quand le disjoncteur est prévu avec un dispositif d’actionnement tripôlaire, appelé dispositifs de réenclenchement rapide triphasés (RART).

Dans les réseaux avec le neutre lié directement au terre ou il peut se produire court-circuites monophasés, et les disjoncteurs sont prévues avec dispositifs d’actionnement mono polaires, on utilise des dispositifs RAR qui peuvent commander le ré-enclenchement d’une seule phase (la phase sur laquelle s’est produit le court-circuit), quand le dispositif de RAR s’appelle dispositifs de réenclenchement rapide monophasé (RARM). Dans ce cas les disjoncteurs concernés sont prévus avec des protections qui sélectent la phase avariée et commande seulement son déclenchement. Les dispositifs de RARM peuvent être :

– avec réenclenchement définitive monophasé (si on a un RAR échoué, il laisse le circuit en deux phases) ;

– avec réenclenchement définitive triphasé (si on a un RAR échoué, finalement on déconnecte toutes les phases).

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Il y a aussi des dispositifs de RAR avec enclenchement mono/triphasé (RARMT) où les court-circuites monophasés seront déconnectés et réenclenché monophasé, et ceux polyphasées, déconnectés et réenclenchés triphasé.

1.7 Schèmes de RAR utilisés en SEN

De point de vue de la coordination des dispositifs de RAR avec la protection par des relais on peut rencontrer des schèmes de RAR incoordonnés (le cas le plus fréquent) et schémas de RAR coordonnés, qui aussi peuvent être :

– schémas de RAR avec l’accélération du fonctionnement de la protection avant de fonctionnement RAR, dans ce cas le premier déclenchement par la protection se fait rapidement, respectivement ne-temporisé (ne-sélective) pour l’entière zone protégée, et après l’actionnement de RAR, si le défaut persiste (RAR échoué), la protection intervienne temporisée (sélectif) ;

– schémas de RAR avec l’accélération du fonctionnement de la protection après de fonctionnement RAR, et à la suite le premier déclenchement par protection se fera temporisé, et après le fonctionnement du RAR en cas de RAR échoué, le second actionnement de la protection se fera ne-temporisé.

1.8 Conditions imposées pour les installations de RAR

Quelle que soit la variante de réalisation du schéma électrique du RAR et du dispositif du RAR utilisé, pour un bon fonctionnement du l’ensemble de protection – dispositif du RAR – disjoncteur, il est nécessaire qu’on respecte les prochaines conditions imposées par l’exploitation :

– que RAR ne soit pas mis en service au déclenchement voulu (par l’operateur) du disjoncteur, mais juste a son déclenchement par la protection ;

– que RAR ne soit pas mis en service quand le déclenchement par protection est immédiatement après une commande d’enclenchement voulue ;

– le dispositif du RAR soit utilisé avec tous les types de protection, mais qu’il existe la possibilité du blocage du ré-enclenchement quand la commande de déclenchement est donnée de certains protections ou automatisations (par exemple, la protection maximale de tension, la protection contre la perte de synchronisme, DAS etc.) ;

– le relais d’exécution du dispositif RAR doit transmettre une impulsion assez longue pour l’enclenchement sûr du disjoncteur, et cet impulsion doit être transmis après le retour du dispositif d’actionnement du disjoncteur dans la position nécessaire pour l’enclenchement et après le retour de la protection par les relais ;

– qu’il existe la possibilité que délibérément (par l’operateur), par le biais d’un commutateur, le dispositif du RAR soit connecté (en fonctionnement) ou déconnecté (hors de fonctionnement), états qui soient visibles pour le

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personnel d’exploitation, et ces états n’empêchent pas le fonctionnement correcte de la protection ;

– le schéma électrique du RAR doit être réalisé afin d’être exclus la possibilité d’un ré-enclenchement répété du disjoncteur sur un court-circuit (blocage contre les sauts) en raison des certains défauts dans le dispositif de RAR ;

– le schéma électrique du RAR doit être réalisé afin de permettre l’accélération de la fonction de la protection (spécialement de la protection à distance) et le control du maintien du synchronisme, où il est nécessaire ;

– le schéma électrique du RARMT doit être réalisé de manière qu’il permet le choix du régime du RAR – avec enclenchement monophasée ou triphasée – et le régime choisi être visible pour le personnel d’exploitation.

1.9 Domaines d’utilisation des installations de RAR

Les lignes électriques d’alimentation LEA, due les conditions spécifiques dans lesquelles on travaille, sont les plus soumise à des perturbations, la plupart ayant un caractère passant. Les choses ne sont pas de même dans le cas des lignes en câble LEC (souterraines), parce que dans leur cas, habituellement, les défauts se produisent par la destruction de l’isolation et à la suite ils sont permanents. Sur cette constatation se base la fait que le RAR, pour la suppression des court-circuites passantes, s’applique justement pour les lignes électriques aériennes ou mixtes (lignes aériennes continuées avec ligne souterraine). On admet le RAR (après le déclenchement par certains catégories de protection) des câbles, des barres, des transformateurs et des certains moteurs, pout la comparaison de la ne-sélectivité des protections.

Sur les lignes radiales (avec alimentation à une seule extrémité), au fin de l’alimentation, on est prévu, usuellement, installation de RART, sans le contrôle des tensions et du synchronisme, intégré dans l’équipement de protection de base, et si la ligne est de moyenne tension, RAR sera avec double cycle.

Sur les lignes d’alimentation double de 110 kV ou de moyenne tension on prévoit une installation de RART avec le contrôle des tensions et du synchronisme en assurant le démarrage du cycle du RAR de toutes les protections (de base et de réserve s’il y a).

Sur les lignes avec la tension de 110 kV ou supérieure, on prévoit l’installation de RARM, quand ces lignes se trouvent dans une des prochaines situations :

– elles sont des lignes de liaison avec le système des blocs générateur-transformateur, ou des centrales électriques ;

– elles sont des lignes uniques d’alimentation des consommateurs importants, auxquels on n’est pas possible le rétablissement d’alimentation par AAR ou par d’autres moyennes.

Sur les lignes de 220 kV ou supérieure, on prévoit une installation de RARMT avec le contrôle des tensions et du synchronisme, qui, habituellement, permet le choix du régime du RAR – avec enclenchement monophasée ou triphasée – avec la sélection de la phase dédommagée de RARM, en assurant le démarrage du cycle du RAR des toutes les protections de base. Si la ligne réalise l’interconnexion des certains objectifs de grande

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importance, pour la situation de la défaillance de la protection de base qui contient l’installation du RAR, on recommande que l’autre protection de base soit prévue avec installation propre de RAR, qui s’active juste après la déclassement de la première protection.

Dans le cadre des installations de connexions avec deux systèmes des barres collecteurs qui ont un ou deux disjoncteurs sur chaque circuit et des deux polygones, on prévoit des installations de RAR associées du chaque disjoncteur, et dans le cas des disjoncteurs avec deux éléments (bobines) d’enclenchement on recommande la prévision des deux installations de RAR associées du chaque élément d’enclenchement.

1.10 Délestage (DAS - la décharge automatique de la charge)

La décharge automatique de la charge (DAS), a le rôle qu’a la baisse sur une certaine limite de la capacité du système énergétique ou d’une certaine partie du système d’alimenter les consommateurs, de rétablir, par la réduction de la charge consommée, l’équilibre entre les puissance produites et celles consommées dans le cadre du système ou d’un partie du celui-ci. On est envisagé qu’un fonctionnement normal du système électro-énergétique a lieu juste à l’équilibre entre la puissance produite et celle consommée.

Tant que la puissance débitée par les générateurs envisage exactement les variations de la puissance demandée par les consommateurs, la fréquence reste approximativement constante (à environ 50 Hz), et les tensions dans les nœuds du système sont ceux imposées par la qualité de l’énergie. S’il y a un déficit de puissance (par exemple, au déclenchement intempestif d’un générateur), l’équilibre des puissances est perturbé et donc la fréquence dans le système et les tensions dans certains nœuds du système ont des diminutions importantes en rapport avec les valeurs en régime normal. Parce que la connexion des agrégats de réserve au réseau se ne peut pas effectuer dans un court laps de temps, de manière de rétablir l’équilibre des puissances et supprimer le danger de la destruction du système électro-énergétique (assurer la stabilité du fonctionnement du système), on utilise la déconnection automatique de certains consommateurs.

Les consommateurs déconnectés par le DAS sont établis par des zones, respectivement sur l’entier système électro-énergétique, en fonction de la fréquence du réseau (DASF – décharge automatique de la charge a la baisse de la fréquence) ou de la tension dans les nœuds (les installations de connexion dans le cadre des stations) du système électro-énergétique (DASU – la décharge automatique de la charge à la baisse de la fréquence).

L’élément de démarrage (de mesure) EM du dispositif DASF est un relais de fréquence, qui à la baisse de la fréquence sous une certaine limite, il met en fonction le bloc de traitement et décision BPD de l’installation qui, en fonction du niveau auquel la fréquence a atteint, il commande les éléments d’exécution EE (relais intermédiaires) pour la déconnexion des consommateurs qui seront déconnectés.

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Fig. 1.4 : Le schéma de principe d’un DASF

Le schéma de principe d’un DASF avec deux tranches de sacrifice est donné dans la figure ci-dessus. Dans le cas où la fréquence abaisse sous une certaine valeur, l’élément de mesure F actionne et la première tranche de consommateurs sera déconnectée, et si après un temps ∆t mesuré par l’élément de temporisation T la fréquence n’a pas encore revenu à la valeur normale, on va déconnecter la deuxième tranche de consommateurs.

In exploitation il y a des dispositifs DASF qui actionne non seulement en fonction de la baisse de la fréquence (l’écart de la fréquence de la valeur normale), aussi en fonction de la vitesse de variation de la fréquence. Aussi, dans de nombreux cas, les dispositifs DASF se complètent avec des dispositifs de ré-enclenchement automatique de la charge (RAS), qui après la restauration de la fréquence dans le système de commande automatique le ré-enclenchement de consommateurs déconnectés. Dans ce dernier cas (équipé avec RAS), de point de vue fonctionnel, DASF représente un système en circuit fermé, et sans RAS est un système automatique in circuit ouvert.

En principe, le schéma d’un DASU est identique avec celui d’un DASF, avec la différence que EM est un relais minimal de tension, et BPD doit prendre la décision de donner la commande sauf si la baisse de la tension est provoqué par le déficit de puissance et non pas des certains défauts avec caractère local (court-circuites).

A l’enclenchement des disjoncteurs (la première tranche)

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A déclenchement des disjoncteurs (la seconde tranche)

CHAPITRE 2Comment utiliser un réenclencheur

2.1 Principe de base

Le réenclencheur doit se comporter comme l’"électricien" qui va intervenir sur un site pour remettre l’installation en service. Le système de réenclenchement analyse la nature du défaut. [cf. 1.g. Guides experts basse tension N° 9] Selon celui-ci :

– il met en sécurité le départ (défaut permanent)– il réarme la protection (défaut fugitif)– après une temporisation,

– un nombre limité de fois.

Fig. 2.1 : Le schéma de principe d’un réenclencheur

Si le défaut est fugitif l'électricien réarme la protection, si le défaut est permanent il répare puis remet en service.

Le système de réenclenchement analyse la nature du défaut. Suivant celle-ci : soit il met en sécurité le départ - l’automatisme d’un réenclencheur verrouillera le

système en attendant la remise en service faite par un électricien soit il réarme la protection– après une temporisation– un nombre limité de fois.Ainsi après un défaut le réenclencheur doit : analyser lors de la refermeture le comportement des protections pour pouvoir

interdire tout refermeture sur un défaut permanent

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Schéma de principe d’un réenclencheur

Les paramètres n, T1, T2 sont à adapter aux caractéristiques de chaque site

permettre au système réalimenté de retrouver un certain équilibre en temporisant les ordres de refermeture.Au premier défaut un réenclencheur temporise pendant une durée (T1) le premier

ordre de refermeture puis il vérifie que le défaut à disparu, le cas échéant il verrouille le dispositif de réenclenchement automatique et met en sécurité le départ.

Dans le cas d’un défaut fugitif qui réapparaît Il est alors possible de réarmer la protection et réitérer l’opération précédente un certain nombre (n) de fois de suite pendant un laps de temps donné (T2), au-delà le système considère que le défaut est permanent et il se met en sécurité de départ.

2.2 Fonctionnement d’un réenclencheur sur défaut permanent

2.2.1. Sur court-circuitUn disjoncteur ne doit ouvrir qu’un nombre limité de fois sur court-circuit : risque

de détérioration irréversible et / ou d’incendie des circuits situés en aval par surcharges thermiques répétées.

Un réarmement suivi d’une ouverture immédiate caractérise un défaut ou un défaut d'isolement permanent, il est dans ce cas impératif d’interdire tout autre réarmement. Le départ concerné doit être mis en sécurité.

2.2.2. Sur défaut différentielUn défaut différentiel qui est suivi d’une ouverture immédiate de la protection est

généralement révélateur d’un défaut établi, dans ce cas, comme pour le court circuit, il est recommandé de ne pas réenclencher la protection.

Fig. 2.2 : Le chronogramme d’un défaut permanent

2.3. Fonctionnement d’un réenclencheur en présence de risques fugitifs

2.3.1 La foudreLa foudre est le premier risque qui conduit l’électricien à installer un

réenclencheur qui, rappelons le, doit être associé à un parafoudre pour éviter la détérioration des matériels électriques.

17

Il est conseillé de choisir un temps (T1) suffisamment élevé pour laisser le temps à l’orage de s’éloigner et éviter plusieurs réarmements consécutifs qui conduiraient au blocage du réenclencheur (défaut permanent).

En zone montagneuse et exposée au risque de foudre il convient de retarder lesréenclenchements de 3 à 5 minutes (T1) tout en autorisant pas plus de 3 (n) réarmements en moins de 2 heures (T2) (Cf. logiciel d’évaluation du risque).

Fig. 2.3 : Le chronogramme d’un défaut fugitif : cas de la foudre

2.3.2 Les surchargesLe déclenchement d’une protection sur surcharge “ thermique ” doit être

considéré comme anormal dans la mesure où il peut cacher un défaut latent d’usure, d’insuffisance d’entretien etc. et nécessite la visite d’un agent de maintenance pour contrôler l’installation. [cf. 1.f. Guides experts basse tension N° 9]

Le temps (T1) qui caractérise la durée pendant laquelle la protection reste ouverte après un déclenchement doit être suffisant pour permettre à la charge de “récupérer un équilibre thermique”.

Pour un moteur ce temps est couramment supérieur à une demi-heure. Dans le cas de plusieurs redémarrages consécutifs, la contrainte thermique augmente. Il est impératif d’en limiter le nombre (n) pendant la durée (T2). Ceci est d’autant plus important que la phase de démarrage est longue (système à forte inertie).

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Fig. 2.4 : Le chronogramme d’une surcharge récepteur (tension basse sur compresseur)

Les constructeurs de moteurs sont généralement capables de fournir des abaques qui permettent de calculer ces constantes. Il en est généralement de même pour de nombreuses installations qui ont de forts et longs courants de démarrage. Lors du paramétrage du réenclencheur il faudra en tenir compte pour déterminer (n) et les temps (T1) et (T2) qui doivent être suffisants pour ne pas détériorer la charge. Sauf pour de rares exceptions, il est déconseillé de programmer un temps T1 inférieur à une 1 ou 2 minutes.

Dans tous les cas l’indication du nombre de réarmements est une information précieuse pour apprécier la gravité de la situation après un défaut.

Dans le cas de l’utilisation d’un compresseur (froid, climatisation etc..), il est impératif de prévoir un temps T1 suffisant pour permettre au condenseur de retrouver son équilibre interne. Une remise en service trop rapide peut détériorer le compresseur. Généralement une protection est mise en place pour ce risque particulier.

2.3.3 La signalisationL’information “verrouillage sur défaut” fournie par le réenclencheur permet aux

services de maintenance de n’intervenir que sur les sites réellement en défaut.Ce signal est généralement transmis par un modem sur une ligne téléphonique

privée ou public.Par ailleurs le compteur de réarmement donne aux services de maintenance des

indications précieuses sur l’appréciation du risque lié aux défauts fugitifs ou latents.

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T1 = 5 min T2 = 1h n=3

CHAPITRE 3Défauts et perturbations dans les réseaux à basse tension

3.1 Le court-circuit

Le court-circuit est généralement provoqué par le rapprochement accidentel de deux conducteurs de puissance ou de terre.

a) Nota : un défaut d'isolement phase/terre est équivalent à un court-circuit phase/neutre en schéma de liaisons à la terre TN-S. [cf. 1.f. Guides experts basse tension N° 9 - « Améliorer la disponibilité des réseaux électriques BT, Installations non surveillées »]

Fig. 3.1 : Court circuit phase/neutre, phase/phase et phase/terre.

Les rongeurs peuvent survivre plusieurs mois, sans eau, en ne se nourrissant que des câbles électriques placés dans des canalisations électriques. Les rampants, plus longs, peuvent mettre en relation deux parties actives d’une installation électrique.

Les cheminements de câbles mobiles tels que ceux des ponts roulants, des robots et des machines automatiques, sont fréquemment le siège de court-circuites provenant de l’écrasement ou de l’arrachement ou encore du vieillissement de l’isolant des conducteurs électriques.

Lors de travaux de terrassement les pelles et les engins mécaniques peuvent sectionner les alimentations électriques de toutes natures.

3.2 La surcharge

Les causes de déclenchements des protections liés aux surcharges dans une installation électrique sont nombreuses, on peut néanmoins distinguer deux cas :

l’installation électrique évolue au fil du temps et le nombre de charge augmentant à un moment donné le courant nominal est dépassé. C’est par exemple le cas de l’augmentation du parc des machines, du nombre de postes, de terminaux, du trafic, etc.

le récepteur consomme plus de courant que la normale en raison d’un dysfonctionnement, par exemple : pompes de relevage bouchées, ventilations obstruées, moteurs de transbordeurs surchargés ou mal entretenus, systèmes mal réglés ou déréglés, dégradation au cours du temps de paramètres conduisant à une baisse de rendement générant une augmentation de puissance, etc.

3.3 Les courants de fuite

Les courants de fuite peuvent avoir plusieurs origines courants de fuite issus d’un défaut d’isolement (hors défaut de court-circuit

phase terre).Ils sont généralement dus à la rupture de l’isolation phase terre (des câbles) et sont

précurseurs d’un défaut conduisant à un court-circuit. La plus connue est celle des bobinages des moteurs mais le phénomène est semblable lorsqu’au fil du temps un dépôt de résidus, le plus souvent humides, vient s’accumuler sur des parties sous tension pour rejoindre un élément relié à la terre. La cafetière électrique et autres appareils utilisant l’eau et l’électricité sont des sources fréquentes de défaut terre. L’eau issue de la condensation, l’air provenant des systèmes de ventilation des machines peuvent transporter des particules de matières utilisées dans ce récepteur et se déposer entre un conducteur actif et la masse, généralement le long de l’isolateur.

Le rôle des protections est alors d’éliminer tout défaut pouvant entraîner un danger tant pour les personnes que pour les biens.

courants de fuite dus aux capacités des filtres des équipements électroniques ou des câbles.

Le phénomène est lié aux équipements intégrant de l’électronique, qui pour respecter, entre autre la Directive Européenne (ou d’autres ailleurs dans le monde) sur la compatibilité électromagnétique, utilisent des filtres à capacités reliées à la terre.

Fig. 3.2 Capacité localisée à la terre par équipement sensible

Ces capacités sont branchées entre les conducteurs de puissance phase et neutre et la terre (cf. schéma ci-dessous). De ce fait elles sont à l’origine de courants transitoires importants notamment lors de la mise sous ou hors tension de circuits. [Cf. Guide des protections différentielles "si"]. Ces courants qui circulent à la terre sont propres aux filtres d’antiparasitage. Ces phénomènes sont aujourd’hui bien connus de l’électricien, leur caractère très aléatoires et souvent corrélés avec d’autres phénomènes rend le diagnostic délicat.

Dans le cas de grande longueur de câble les conducteurs de puissance se comportent comme des filtres secteurs et provoquent les mêmes effets : 100 mètres de câbles présentent sensiblement la même capacité qu’une station de travail informatique.

Fig. 3.3 : Capacité répartie en cas de grande longueur de câble.

3.4 Les perturbations dues aux surtensions

Il faut distinguer deux types de surtensions : celles générées par un impact de foudre et celles issues des manœuvres de l’appareillage électrique.

la surtension consécutive à un coup de foudre (cf. figure ci-après) est susceptible de perturber toute installation électrique et c’est en cela qu’elle est

incontestablement la première source de déclenchements intempestifs des protections électriques. Dans la grande majorité des cas c’est une protection différentielle qui déclenchera. Le disjoncteur de branchement lorsqu’il est différentiel est le premier concerné compte tenu qu’il affecte toute l’installation électrique.

Un impact de foudre s’il tombe sur une ligne ou une installation électrique provoque une montée de potentiel qui provoquera des amorçages à la terre conduisant au déclenchement des protections différentielles et / ou magnétothermiques.

les surtensions de manœuvre (cf. figure ci-après) proviennent de l’ouverture ou de la fermeture d’appareillages sur le réseau électrique (commutation de courants sur un réseau de forte puissance).

Le phénomène le plus perturbateur est celui généré par la surtension qui apparaît sur le réseau lorsqu’un appareil de protection coupe un courant électrique. L’énergie électrique transmise par cette deuxième catégorie de surtension est notablement moins énergétique que celle émise par un coup de foudre proche.

Fig. 3.4 : Surtension de foudre

Fig. 3.5 : Surtension des manœuvres les surtensions provenant de la rupture du conducteur neutreDans un système triphasé la rupture de la liaison du conducteur neutre à la terre

provoque une montée du potentiel du neutre (suivant le déséquilibre de charge). La

tension phase neutre est également affectée, elle peut s’accroître de 70 % .

Fig. 3.6 Déplacement du point de neutre en cas de rupture (le cas Z1 >> Z2 et Z3).

3.5 Les harmoniques

Les courants harmoniques trouvent essentiellement leur origine dans les charges qui incorporent des redresseurs comme les alimentations à découpage secteur et en particulier celles aujourd’hui utilisées dans les ordinateurs de bureau. Ces charges, généralement monophasées, peuvent être nombreuses et générer dans les circuits de puissance triphasés un courant harmonique 3 à 150 Hz. Les courants harmoniques

peuvent être supérieurs au courant nominal et atteindre dans le conducteur Neutre 1,7 fois la valeur du courant efficace qui circule dans les conducteurs de phases.

Fig. 3.7 : Circulation des courants d’harmoniques 3.

Ces courants ne sont pas susceptibles de faire déclencher une protection différentielle mais, en revanche, peuvent entraîner le déclenchement de la protection du conducteur de neutre si elle a été calculée à l’image de la phase. Mal protégée, une section réduite du conducteur neutre peut entraîner sa détérioration. Ce sont essentiellement les immeubles de bureaux, où la microinformatique est omniprésente, qui sont victimes de courants harmoniques (In>130 % Iphase).

CHAPITRE 4Les principes fondamentaux pour améliorer la continuité du service

4.1 Une installation électrique saine

Les normes d’installation telle que la NF C15-100 ou la CEI-60364 édictent des règles en vue de garantir la sécurité des biens et des personnes. La prise en compte des impératifs de continuité de service relève de solutions adaptées à chaque cas particulier.

Avant toute chose, rappelons, qu’une installation électrique dans laquelle la continuité de service est primordiale doit être bien conçue. Trop souvent des protections sont supprimées pour éviter qu’elles ne déclenchent intempestivement. Cette tendance a été particulièrement observée dans le cadre des déclenchements intempestifs des protections différentielles. Dans ce cas des risques de dommages importants sont à craindre tant pour la sécurité des personnes que pour celle des biens. La continuité de service ne s’en trouve pas pour autant améliorée puisque même si les déclenchements intempestifs sont supprimés, ils sont remplacés par des incidents ou des accidents aux conséquences en général bien plus graves (ouverture des protections amont). [cf. Guides experts basse tension N° 9, Schneider Electric]

4.2 Les normes de sécurité

La protection des “ installations non surveillées ” dépend des normes d'installation propres à chaque pays. [cf. CENELEC EN 50160]

la CEI 60364 autorise l'usage du réenclencheur y compris s'il est à usage domestique.

en France, pour les installations autonomes, la NF C 15-100 considère que :- pour les installations de type domestique il est interdit de mettre un système de réenclencheur automatique,- pour les installations de type non domestique, il est autorisé - § 471.2.5 - d'utiliser un réenclencheur sous réserve que :- sa présence soit signalée à proximité du réenclencheur- le fonctionnement automatique puisse être verrouillé.

l’éclairage urbain répond à des exigences particulières :- NF C 17-200 traite de l’éclairage urbain- le guide UTE C 17 205 illustre les principales règles d’application de la NF C 17-200.- le guide UTE C 17 202 illustre les principales règles d’application relatives à l’installation de guirlandes lumineuses- le guide pratique UTE C 17 210 est dédié aux dispositifs électroniques de protection de terre pour l’éclairage public.

Les réenclencheurs automatiques sont autorisés par ces normes.Selon la NF EN 60598 qui résume bien la situation des normes de sécurité,

L’objectif de ces normes de sécurité est d’éviter les deux risques majeurs que sont l'incendie et l'électrocution. Il faut mettre en place tous les mécanismes pour éviter que l’utilisateur puisse avoir accès aux constituants qui conduisent le courant et éviter qu’une usure prématurée, une détérioration du système, un échauffement exagéré viennent contrecarrer les structures de protection.

La classe de température des matériaux est classifiée dans la CEI 60085 & 60216, les températures sont ajustées pour tenir compte que la température lors des essais est de la température moyenne et non de la température maximale de point chaud.

Attention : Certaines directives de réglementations demandent une isolation d'au moins une certaine classe..., des normes d'installation demandent l'installation de produits ayant une isolation d'au maximum une certaine classe (cas des produits devant être implantés ou fixés sur du bois, matériaux plastiques, ou en faux plafonds...)

Classes de Protections Électriques:L'isolation électrique d'un produit doit toujours être faite de sorte qu'en cas de

défaillance de l'isolation principale, le produit ne soit pas dangereux électriquement. Classe I : La mesure de sécurité en cas de défaillance de l'isolation principale est

réalisée par l'installation et au raccordement au conducteur de "terre". Les parties métalliques accessibles constituantes du produit ou les tensions accessibles sont placées d'une manière fixe au conducteur de terre. ATTENTION, un produit de classe I doit être IMPÉRATIVEMENT mis à la terre.

Classe II : La mesure de sécurité en cas de défaillance de l'isolation principale est réalisée par une isolation supplémentaire ou renforcée.

Classe III : La mesure de sécurité repose par l'alimentation en TBTS du produit. Appareils destinés à être utilisés en environnement humide : par exemple le code du travail demande pour les équipements et machines de chantier portatifs utilisés en environnement humide de respecter cette règle.

Pictogrammes:

Des Enroulements et des Isolements: La classe de température des matériaux est classifiée dans la CEI 60085 & 60216,

les températures sont ajustées pour tenir compte que les températures lors des essais sont des températures moyennes et non des températures maximales de point chaud.Les classes de température sont : X , Y , A , E , B , F , H , ( N.. , C .. Non normative)

Attention : Certaines directives de réglementations demandent une isolation d'au moins une certaine classe..., des normes d'installation demandent l'installation de produits ayant une isolation d'au maximum une certaine classe (cas des produits devant être implantés ou fixés sur du bois, matériaux plastiques, ou en faux plafonds...)

Remarques: En Classe II ou Classe III, la sécurité n'est du coup pas assurée par l'installation.

En Classe I pour une installation type IT, la sécurité est aussi assurée par la présence d'un contrôleur d'isolement.

Un produit comportant une borne de terre est considéré de classe I même si il est de construction de classe II ou de classe III (attention aux produits de classe II comportant une terre de dépollution CEM en conséquence).

Un produit de classe II comportant une borne de terre de repiquage ou de dépollution peut être considérée de classe II si l'isolation entre son réseau interne de terre est séparée d'une isolation double ou renforcée des parties actives.Un produit de classe III ne peut pas comporter de borne de terre ( cas de rupture de chaîne de sécurité d'un transformateur de classe III comportant une borne de terre et raccordé à la "terre" d'un réseau IT ayant une premier défaut déclaré par un contrôleur d'isolement).

4.3 Choisir les protections les mieux adaptées

4.3.1 Les courts-circuits

C’est sûrement un des sujets les plus délicats pour l’électricien qui conçoit une installation électrique. Il recherchera pour cela une bonne coordination des protections [cf. Guide expert n° 5, Schenider El.].

Fig. 4.1 : Sélectivité totale.

Le courant de court-circuit est vu par l’ensemble des disjoncteurs en amont du défaut, seule une bonne sélectivité (totale) des protections peut garantir uniquement l’ouverture du disjoncteur juste en amont du défaut

pour améliorer la disponibilité d’un départ il est recommandé de l’alimenter le plus en amont possible (près de la source) afin éviter le déclenchement d’une protection relative à un autre équipement.

Fig. 4.2 : Sélectivité partielle plus réenclencheur.

Sur des réseaux à forte disponibilité, l’utilisation d’un dispositif de réarmement automatique peut se justifier dans le cas où la sélectivité est partielle ou si un court-circuit peut s’éliminer naturellement (cas rare). Cette technique est utilisée en haute tension mais rarement en BT, un rongeur ou en rampant provoquant un défaut conduit le plus souvent à un défaut de court-circuit permanent.

Dans tous les cas il faut considérer ce réarmement comme exceptionnel et limiter le nombre de tentatives de réarmement.

4.3.2 Les Surcharges

Le courant de surcharge est vu par les disjoncteurs en amont du récepteur défectueux pour éviter le déclenchement de ces protections il convient de :

soit les dimensionner sans prendre de coefficient de foisonnement (solution 1) soit protéger individuellement chaque départ sensible par un disjoncteur

(solution 2).

Fig. 4.3 : Solution 1 – Sélectivité en surcharge sans foisonnement. Solution 2 – Sélectivité partielle en surcharge avec foisonnement.

Il est toujours préférable d’alimenter un départ le plus en amont possible pour éviter le déclenchement d’une protection relative à un autre équipement.L’utilisation d’un dispositif de réarmement automatique sur un départ sensible d’un réseau à haute disponibilité permet d’apporter une solution de réalimentation automatique, généralement provisoire, pendant le temps d’intervention des services de maintenance.

4.3.3 Les défauts différentiels

Lorsque la protection différentielle est à forte sensibilité, inférieure ou égale à 30 mA, et qu’elle a un rôle de protection des personnes, son réarmement automatique, sauf cas particulier (mobilier urbain, éclairage public), est déconseillé voire interdit pour des raisons de sécurité. (cf. aux normes CENELEC EN 50160)

courants de fuite issus d’un défaut d’isolement (hors défaut de court-circuit phase terre).

Pour répondre aux nombreux cas de déclenchement intempestif fugitif comme ceux liés à la présence d’eau, le réenclencheur permet lorsqu’il est suffisamment temporisé d’attendre que le défaut disparaisse pour réarmer la protection. Cette solution est couramment utilisée dans le domaine de l’éclairage public extérieur, le mobilier urbain, les enseignes lumineuses, les feux tricolores, mais également dans un grand nombre d’autres cas

courants de fuite dus aux capacités des filtres des équipements électroniques ou des câbles en présence de perturbations (parasites).Les protections différentielles standard peuvent être perturbées par les courants de

fuite générés par les capacités des câbles de grande longueur ou des filtres contenus dans

les équipements électroniques. Ces condensateurs présentent une impédance inversement proportionnelle à la fréquence. Les courants des parasites étant à haute fréquence ils peuvent s’écouler à la terre par ces condensateurs et peuvent être interprétés comme un courant de fuite à la terre par les protections différentielles en amont.

Fig. 4.4 : Courant de fuite dû au filtre HF à la fermeture du D1.

Ce phénomène est à l’origine du déclenchement intempestif des protections différentielles standard. Pour limiter le risque de déclenchement intempestif des protections différentielles il est impératif d’utiliser une protection immunisée à ce type d’onde.

Dans le cas de perturbations de forte amplitude le réenclencheur contribue à fiabiliser la distribution électrique. Associé à une protection différentielle immunisée, il permet une disponibilité électrique maximale.

4.3.4 Les Surtensions

4.3.4.1 Foudre

un impact de foudre éloigné, tant de l’installation électrique que des lignes d’alimentation, est pour une installation faite dans les règles de l’art c'est-à-dire avec parafoudres et protections différentielles immunisées, sans effets (cf. Guide protection foudre)

un impact de foudre proche peut conduire dans certains cas au déclenchement des protections différentielles mais également des protections magnéto thermiques.

Fig. 4.5 : Installation avec différentiels « si » et parafoudre.

La solution : un parafoudre pour limiter les surtensions des protections différentielles immunisées pour se prémunir des

déclenchements intempestifs un réenclencheur sur les départs à forte continuité de service pour remettre le

départ en service après un coup de foudre proche.Ainsi même si l’ouverture des protections reste exceptionnelle, pour les sites où la

continuité de service est importante l’usage recommande d’installer un parafoudre pour limiter les surtensions, des protections différentielles immunisées pour se prémunir des déclenchements intempestifs et un réenclencheur sur les départs qui exigent une forte continuité de service pour remettre le départ en service après un coup de foudre proche.Il est à noter qu’une installation électrique qui ne comporte pas d’électronique (pas de filtres) ni de grande longueur de câble (pas de capacité) pourrait être réalisée avec un parafoudre et des protections différentielles standard associés à des réenclencheurs, l’usage est malgré tout de préconiser pour les sites sensibles l’usage de protections différentielles immunisées. En effet les réenclencheurs comptabilisent le nombre de déclenchements - réarmements et mettent en sécurité le départ au-delà d’un certain nombre. Dans le cas de l’utilisation de protections différentielles standard le risque est d’avoir plusieurs déclenchements dus à des impacts de foudre lointains dans un laps de temps faible. Une telle situation peut conduire au blocage de l’automatisme de réarmement qui l’interprète comme un défaut permanent.

4.3.4.3 Surtensions de manœuvre

Une installation faite dans les règles de l’art utilisera un parafoudre et des protections différentielles immunisées. Ces mesures sont suffisantes pour se prémunir des déclenchements intempestifs provenant des surtensions de manœuvre.

4.3.4.4 Courants harmoniques

Dans les installations ou les bâtiments dans lesquels l’électronique est omniprésente il est fortement conseillé de bien évaluer la charge dans le conducteur neutre pour bien en apprécier sa section. L’usage d’une demi-section pour le neutre est généralement à proscrire. La seule solution est de respecter les règles de calcul des sections de câbles.

CHAPITRE 5Conception d’une architecture de sûreté

La démarche de conception adoptée permet, à partir d’une architecture initiale simple et minimale, de mettre en évidence les points forts et les points faibles d’une alimentation électrique, parfois appelée station d’énergie. Les points faibles sont alors renforcés :

– robustesse et qualité des constituants accrues,

– redondance de matériels (duplication, « triplication »…).La conception est donc optimisée en vue d’atteindre le niveau de sûreté requis :

l’effort de conception concerne uniquement les points faibles de l’architecture. Cette démarche nécessite l’emploi d’une méthodologie de conception rigoureuse, ainsi que l’utilisation des techniques de sûreté. [cf. Distribution électrique à haute disponibilité, G. GATINE, Cahier technique n° 148]

La conception (cf. fig. 5.1) se déroule en trois étapes :

– spécifier,

– concevoir/construire,

– démontrer.

Fig. 5.1 La méthode de conceptionLa sûreté d’un système, à partir de spécifications, est bien illustrée par la

définition même de la sûreté telle qu’elle est utilisée par les groupes de travail spécialisés dans la sûreté de fonctionnement, IFIP au niveau mondial et EWICS au niveau européen :Qualité du service délivré de manière à ce que l’utilisateur ait en lui une confiance justifiée. La conception d’un système de sûreté nécessite donc de spécifier le service attendu (connaître le besoin), de construire ce service (qualité de conception), et de démontrer que la solution est conforme à la spécification de sûreté (confiance justifiée).

5.1 Spécifier

La spécification des contraintes de sûreté permet d’identifier la « cible » à atteindre et, par la suite, de doser l’effort de conception. C’est une étape déterminante vis-à-vis de l’architecture. Cette spécification peut être basée sur :

– l’historique de « dysfonctionnement » d’installations similaires (stations d’énergie existantes) ;

– des normes (ex : MIL) ou des recommandations ;– des analyses économiques, qui permettent de déterminer le coût d’un arrêt

d’installation (conséquences directes et indirectes) suite à une défaillance ;– une identification des événements les plus redoutés.La sûreté est une notion générique qui comprend quatre critères :– fiabilité,– sécurité,– disponibilité,– maintenabilité.[Le Cahier Technique n° 144 « Introduction à la conception de la sûreté »] donne

entre autre une définition précise et officielle de ces termes. Le « spécificateur » doit déterminer, en utilisant ces critères, les caractéristiques de sûreté de son installation, à travers ces quatre critères, qui sont bien sûr quantifiables. Il s’agit donc, par un dialogue avec le client, de déterminer quels sont les événements redoutés et quelle est la probabilité acceptable d’apparition de ces événements en fonction de la gravité de leurs conséquences.

5.2 Construire

Les objectifs de sûreté étant déterminés, il s’agit de « construire » le système de sûreté (« comment empêcher l’occurrence de pannes » et les maîtriser). Les moyens d’y parvenir sont définis ci-après.

– Qualité : un système de sûreté est avant tout un système de qualité (évitement de panne).

La qualité doit être prise en compte à deux niveaux :– qualité de la conception pour se prémunir contre les erreurs de conception

(équipe de projet, manuel d’assurance qualité, audits...),– qualité des constituants qui le composent pour se prémunir contre les pannes

(robustesse, qualification).– Survivre aux pannes (tolérance aux pannes)La robustesse et la qualité du système ne sont pas des critères suffisants pour en

garantir la sûreté. Certaines fonctions sont critiques quant à la mission à assurer : une panne d’un seul composant peut entraîner la perte de l’alimentation en énergie. Il faut donc concevoir le système pour qu’il respecte les objectifs de sûreté, en dépit des pannes pouvant survenir, et ce en général par redondance ou par technologie spéciale (exemple : la logique à panne orientée en électronique). Pour survivre aux pannes, il est indispensable de détecter quelle est la fonction en défaut. Il faut ensuite :

– orienter les pannes pour qu’elles n’aient pas de conséquences sur la mission (barrières technologiques), puis

– masquer les pannes par le fonctionnement en parallèle de plusieurs unités alors qu’une seule suffirait, ce qui permet de poursuivre l’exploitation avec un matériel équivalent (secours).

Pour doser l’effort à faire en termes d’évitement des pannes et/ou de tolérance aux pannes, des mesures ou calculs d’efficacité de ces dispositifs sont effectués pour évaluer de façon immédiate la conception et permettre d’adapter l’architecture du système au juste coût.

Cette démarche est « constructive » : l’architecture initiale est la plus simple et minimale possible (seules les fonctions « utiles » sont prises en compte) ; l’architecture est enrichie en fonction des résultats de l’évaluation de sûreté de façon à atteindre la cible fixée dans l’étape de spécification. Deux itérations, mettant en œuvre les phases d’étude décrites suivant la figure 5.2, sont généralement nécessaires pour concevoir un système satisfaisant aux exigences de sûreté.

Fig. 5.2 : La démarche pour doser l’effort de sûreté

La première itération consiste à :– consolider les exigences de la sûreté,– définir à l’aide d’une méthode d’analyse fonctionnelle une architecture de départ

la plus simple et minimale possible,– évaluer le degré de sûreté de cette architecture,– proposer un certain nombre d’actions correctives au niveau de la conception afin

de respecter les exigences sûreté.La seconde itération a pour but de :

– réévaluer le niveau de sûreté de l’architecture « corrigée »,– conclure (ou non, dans ce cas il faudrait réitérer le processus) à la validité de cette

architecture par rapport aux objectifs de sûreté.

5.3 Démontrer

Pour obtenir la confiance justifiée, il faut prouver au client l’obtention d’un niveau de sûreté en accord avec l’objectif spécifié, et ceci à travers deux techniques :

– l’élimination des pannes liées à la conception : par le déverminage, les tests, les essais d’environnement…

– la prévision des pannes pour mesurer le risque (probabilité) encouru au cours de la vie opérationnelle du système.

La prévision des pannes est le domaine des études de sûreté : il s’agit d’estimer par modélisation et évaluation, la présence, la création et la conséquence des pannes.Les études de sûreté prévisionnelles sont réalisées à l’aide d’un ensemble de méthodes de modélisation (Analyse des Modes de Défaillances de leurs Effets et de leur Criticité -AMDEC-, arbre de défaillance, graphe de Markov…).

L’évaluation quantitative est basée sur l’analyse des matériels similaires ayant eu des problèmes en exploitation industrielle et/ou sur les analyses dont les résultats sont consignés dans des recueils de fiabilité (CNET, IEEE…).Les études de sûreté permettent d’obtenir une « confiance justifiée » dans l’installation.

Dans le schéma le plus simple de la distribution d’énergie électrique à partir du secteur, (cf. fig. 5.3), le niveau de disponibilité d’un des départs ne peut être supérieur à celui du réseau. Si nous considérons que la défaillance du secteur intègre les critères suivants :

– tension hors limites,– manque de phases,– distorsion harmonique (cas de l’alimentation de systèmes sensibles tels que les

systèmes électroniques), le niveau d’indisponibilité moyen du « secteur EDF » en France est de l’ordre de 7 à 8 heures cumulées par an (soit un taux d’indisponibilité de l’ordre de 3.10-3). Dans certaines régions il peut atteindre 100 heures par an (soit un taux d’indisponibilité de l’ordre de 10-2 selon les observations de TDF), essentiellement dû à l’environnement (ex : les orages).

Fig. 5.3 : La disponibilité de l’énergie sur un départ ne peut être supérieure à celle de la source

Il est donc évident que si l’on désire (spécification) un niveau d’indisponibilité meilleur, 10-4 par exemple, il sera nécessaire de prévoir une architecture qui ne sera pas une simple distribution en antenne mais plus certainement une amélioration du schéma de base illustré par la figure suivante 5.4.

5.4 Description d’une installation « secourue »

5.4.1 Les circuits de distribution (cf. fig. 5.4)

Ils sont essentiellement constitués : Au niveau MT– de la protection de l’arrivée Moyenne Tension (MT), v du transformateur

MT/BT. Au niveau BT– d’un disjoncteur général qui assure la protection de l’ensemble du tableau et la

suppression du risque de couplage intempestif du Groupe Electrogène –GE sur le réseau public,

– de l’appareillage de protection des personnes et des biens contre les défauts d’isolement.

– Des disjoncteurs de groupe de départs de puissance assurant la distribution de la puissance, ces disjoncteurs sont :

- ouverts à chaque inversion de source,- refermés simultanément s’ils sont alimentés par le réseau public,- refermés en séquence pour ceux qui sont alimentés en secours par le GE.

– Un inverseur de source (secteur/ groupe) commandé par le relais de contrôle de présence de tension sur le normal et sur le secours.

– Un inverseur de source assurant la commutation avec la source de secours courte durée (onduleur), généralement un contacteur statique -CS-.

Fig. 5.4 : Le principe de la distribution électrique « secourue »

EDF

GE

départs de puissance

départs prioritaires de puissance

départs a taux de disponibilité augmentée

5.4.2 Le groupe électrogène (cf. fig. 5.5 page suivante)

Cet équipement est constitué de : un moteur diesel de puissance adaptée aux besoins de puissance de l’application.

Il est équipé de ses circuits auxiliaires :– Un circuit de démarrage constitué de une ou deux chaînes de démarrage (cf.

chap.6 « les choix technologiques ») ; chacune constituée d’un démarreur et d’une batterie avec son chargeur.

– Un circuit de gas-oil comprenant :- une cuve, dite journalière, de capacité maximale d’environ 500 l (fonction de la puissance du GE),- une cuve extérieure dont la capacité est fonction de l’autonomie maximale demandée au moteur,- une pompe gas-oil automatique doublée d’une pompe manuelle permettant le remplissage de la cuve journalière à partir de la cuve extérieure.

Il est bien sûr possible de se dispenser de cette pompe en plaçant la cuve journalière au dessus du moteur à une hauteur calculée en fonction de la pression imposée par le circuit d’injection.

– Un circuit de pré-graissage et graissage équipé d’une réserve d’huile calculée en fonction de l’autonomie du moteur choisie pour satisfaire aux exigences de la tarification Effacement Jours de Pointe (EJP).

– Un circuit de refroidissement à air ou à eau selon le type de moteur.Dans le cas d’un GE à refroidissement par air le refroidissement du moteur est assuré

par un ventilateur entraîné par l’arbre moteur, soit directement, soit par courroies.Dans le cas d’un refroidissement par eau du moteur, la présence d’un échangeur

(circuit primaire et secondaire) et d’un aéro refroidisseur fait intervenir des pompes de circulation et un ventilateur.

Un alternateur de puissance adaptée au besoin, équipé de son régulateur de tension.Les taux de réactance de l’alternateur doivent être en rapport avec le type de

charge (réactive, capacitive, système électronique …).Par exemple une application comportant 50 % de charge sous forme de

redresseurs-chargeurs de batteries à découpage implique l’emploi d’un alternateur possédant un taux de réactance subtransitoire d’environ 8 %, afin de limiter les distorsions en tension.

Fig. 5.5 : La description d’un groupe électrogène

5.4.3 Les dispositifs d’inversion de source

Ces dispositifs, inverseur secteur groupe (S/G) et contacteur statique (CS) avec ASI, permettent de « basculer » l'alimentation des charges d'une source défaillante sur une source saine :

– l'inverseur secteur groupe est destiné à palier l'absence secteur par la fourniture d'énergie électrique d'un groupe électrogène ;

– le contacteur statique (CS) est destiné à palier la défectuosité d'une ASI, qui fonctionne normalement en On-line afin d'éliminer les micros coupures et les défauts de la tension secteur (fréquence, forme d'onde, valeur efficace hors tolérance) pour satisfaire les besoins informatiques ou d'automatismes ; ainsi, lorsqu'une telle ASI est défaillante alors que le secteur est présent, le CS met directement la charge sur le secteur.

5.4.4 Le secours « courte durée » (onduleur)

Cette fonction, qui constitue l’« ASI » (Alimentation Sans Interruption) est remplie par un ou plusieurs onduleurs de puissance unitaire de 40 à 800 kVA ou plus, équipés de leur dispositif de contrôle-commande, batterie, et dispositif de diagnostic communiquant par liaison asynchrone. Ces types d’onduleurs peuvent être mis en parallèle. [Conforme à 1) Distribution électrique à haute disponibilité, G. GATINE, Cahier technique n° 148.]

L’autonomie batterie doit être suffisante (cf. fig. 5.5) pour assurer l’alimentation de l’application pendant la séquence de reprise de l’alimentation par le secours longue durée assuré par le groupe électrogène. Cette séquence de reprise comprend :

– secteur réellement absent : 20 s– démarrage du GE en tenant compte d’un démarrage sur la dernière tentative : 50s– permutation Normal/Secours (délestage puis permutation) : 20 s– relestage des disjoncteurs prioritaires : 210 sSoit un temps total pour cette séquence de 5 minutes (100 s pour le départ le plus

prioritaire).

Moteur diesel alternateur

Circuit de refroidissementCircuit de

gas-oil

Circuit de graissage

Circuit de démarrage

Niveaux d’indisponibilité recherchée pour l’ensemble de l’installation

10-6 (*) 5.10-6 10-5 10-4

Autonomie des batteries (mn)en fin de vie de batterie 10 10 7 5en début de vie de batterie 15 15 10 8(*) avec redondance de l’inverseur de sourceFig. 5.6 : autonomie batterie ASI en fonction des niveaux d’indisponibilité.

5.4.5 Le système électronique de contrôle-commande

Ce système est une fédération d’unités électroniques de commande ou de contrôle -UC-, chaque UC pilotant l’un des principaux constituants de l’installation (groupe, inverseur de source,…). A ces UC sont associées une ou plusieurs unités de surveillance -US- qui permettent le dialogue homme-processus mais n’ont pas de rôle actif direct sur le système.

5.4.6 Les critères de fonctionnement

Une distribution de ce type doit assurer, par exemple avec une durée de 20 ans, la fourniture de l’énergie électrique, lors de l’apparition des défauts du secteur suivants :

perte secteur, tension secteur hors limite, déséquilibre de phase hors limite.

De plus, elle doit permettre de répondre aux contraintes tarifaires telles que : effacement jour de pointe (EJP), apport de puissance sur dépassement du contrat du distributeur d’énergie.

Chaque équipement constituant la station possède un fonctionnement lié à son rôle dans la station et défini comme suit :

le groupe électrogène fonctionne sur :– défaut secteur : 200 h/an– contraintes tarifaires : 400 h/an– essais : 50 h/anSoit un fonctionnement cumulé max. : 650 h/an Le tableau basse tension fonctionne sur :– position secours : 8 % du temps– position secteur : 92 % du temps Le secours « courte durée » intervient :– Pendant les coupures très brèves (microcoupures) dont le nombre est variable

selon le réseau d’alimentation et l’environnement.– Pendant la phase de reprise de l’alimentation par le groupe électrogène à laquelle

il faut ajouter les délais de basculement du tableau basse tension. Une autonomie de 10 mn est habituellement demandée aux batteries en fin de vie, 5 mn étant le minimum.

– Pendant les cycles de tests des batteries.

D’une durée totale très réduite, leur incidence est négligeable vis-à-vis des phases de reprise. Des temps de maintenance sont à prévoir. Par ailleurs, la garantie de disponibilité choisie est liée au délai de réparation. Ces temps et les moyens correspondants sont fonction du niveau de sûreté choisi.

5.4.7 Recherche et identification des points faibles

L’analyse de l’architecture minimale de base est réalisée en prenant en compte :– les retours d’expérience de sources différentes ;– les taux de défaillance, définis par les constructeurs ou les organismes de

normalisation tel IEEE, MIL, CNET, permettant de déterminer les points faibles de ce type d’installation.

Pour les principaux constituants de l’installation, les probabilités de panne exprimées en terme de nombre de minutes de défaillance annuelle sont, à titre d’exemple et pour les pays industrialisés :

– secteur MT : 450 mn/an,– tableau BT : 90 mn/an,– groupe électrogène : 360 mn/an,– secours courte durée : 150 mn/an.Pour chacun, les « poids d’indisponibilité » des composants, sur lesquels peut

intervenir le consommateur, sont les suivants : Tableau général basse tension– inverseur de source : 65 %– appareillage de distribution : 25 %– auxiliaire et contrôle-commande : 10 %

100% Groupe électrogène– chaîne de démarrage : 65%– circuit de refroidissement : 8 %– circuit combustible (pompe gas-oil) : 7 %– prise de charge du GE : 6 %– environnement du GE (ex : température) : 6 %– auxiliaires + contrôle-commande : 8 %

100 % Secours courte durée– redresseur et mutateur : 35 %– batteries : 55 %– auxiliaires : 10 %

100 %Il est aisé de constater que les trois « constituants sensibles » sont :

l’inverseur de source du tableau BT, la chaîne de démarrage du groupe, la batterie du secours courte durée.

CHAPITRE 6Solutions pour augmenter la disponibilité

L’architecture minimale de base (cf. fig. 5.4 page 36), étudiée ci-avant, conduit à une indisponibilité maximale de l’ordre de 5 h par an (soit 6.10-4) pour une autonomie batterie du secours courte durée minimale de 10 mn, et une maintenance préventive et corrective sans assistance. La répartition des probabilités de pannes est exprimée en termes de minutes de « défaillance » par an.

Si l’on vise un objectif d’indisponibilité inférieure à 1 h/an (10-4) sur le départ secouru par l’onduleur, il convient d’apporter des améliorations à l’architecture de base et/ou des composants. Ceci est possible par :

la fiabilisation des composants clés, des choix technologiques et techniques adéquats, un découpage fin dans le but :– de permettre un fonctionnement dégradé (modularité),– d’assurer le fonctionnement par les seuls composants nécessaires ; des redondances.

6.1 Connaître le niveau de fiabilité des composants

La fiabilité d’un système (mécanique, électrique et électronique) est son aptitude à accomplir une fonction requise, dans des conditions données, pendant une durée donnée, c’est la probabilité de survie pour un système [cf. Cahier Technique n° 144 « Introduction à la conception de la sûreté »]. En conséquence, les différents constituants mécaniques, électriques et électroniques doivent être choisis avec des niveaux de qualité et de fiabilité tenant compte de l’environnement thermique, climatique et mécanique, ceci, particulièrement pour les composants à « poids » élevé.

Dans le but de faire apparaître les défauts latents qui se révéleraient en environnement opérationnel, et cela sans affecter la qualité des composants ni provoquer d’usure, un déverminage peut être pratiqué.

Lorsque des composants ne sont pas qualifiés, il peut être fait appel à des organismes de qualification tels que LCIE pour l’électronique ou aux stations d’essais de I’ASEFA pour les composants électrotechniques.Le tableau de la figure 6.1 résume les principaux choix technologiques ayant une influence sur la disponibilité. Fig. 6.1 : Choix technologiques concernant un G.E. :Niveaux d’indisponibilité recherchée pour l’ensemble de l’installation

10-6 5.10-6 10-5 10-4

Type de démarreur (P > 1MVA)

– électrique + pneumatique

– seulement pneumatique

– –

– –Alimentation du combustible

– par gravité (ou deux pompes)

– avec une seule pompe

– –

– –Circuit de graissage (selon le moteur)

– avec appoint d’huile– – –

– avec prégraissage – – –

6.2 Les choix technologiques

Pour chaque constituant (TBT, GE, Secours « courte durée ») le choix entre les différentes possibilités de technologie joue un rôle important en terme de fiabilité et de maintenabilité.

6.2.1 Tableau basse tension (TBT)

Même si l’appareillage constitutif du TBT ne représente que 20 % en termes de disponibilité du système, il doit être choisi avec soin.

Choix entre fusible et disjoncteur– Le fusible, ce dispositif de protection contre les courts-circuits n’est plus

justifiable aujourd’hui dans une installation de sûreté de par les contraintes de maintenabilité qu’il impose.

– Le disjoncteur, outre la personnalisation des réglages de protection, a un MTTR temps moyen de réparation, en fait temps de réenclenchement) très faible, il doit donc être utilisé chaque fois qu’une bonne disponibilité de l’énergie est recherchée.

Choix entre contacteur et disjoncteur télécommandé– Le contacteur, appareillage de commande endurant, est un appareil qui est fermé

lorsque sa « bobine » est alimentée et ouvert lorsqu’elle ne l’est pas. On dit qu’il est monostable, (une seule position stable : ouvert).

– Le disjoncteur télécommandé est, lui, du type bistable ; il garde sa position, fermé ou ouvert, en cas de manque de tension. Le choix se porte donc sur les disjoncteurs pour les stations à haute disponibilité afin de conserver la position correspondant à la commande précédant la perte de l’alimentation ou la perte de l’électronique.

Les protectionsSi seul le départ en défaut est isolé par le disjoncteur placé immédiatement en amont

du défaut et par lui seul, et ceci pour toutes les valeurs de défaut depuis la surcharge jusqu’au court-circuit, on dit qu’il y a sélectivité. La sélectivité concourt à la continuité de service, donc à la disponibilité de l’énergie. Le choix de la technique de sélectivité n’est donc pas indifférent.

– Sélectivité ampérométrique : elle est réalisée avec des disjoncteurs à fonctionnement instantané. L’échelonnement des réglages selon la valeur du courant de court-circuit donne une sélectivité partielle ou totale. L’emploi d’un disjoncteur aval limiteur facilite la sélectivité totale.

– Sélectivité chronométrique : elle s’obtient par un échelonnement des temps de fonctionnement des disjoncteurs équipés de déclencheurs réglables à court et long retard. La sélectivité est totale. Mais les contraintes et les effets destructeurs provoqués par les courts-circuits pendant la temporisation peuvent être importants et réduire la maintenabilité.

Le système SELLIM [cf. Cahier Technique n° 126] concilie les exigences d’une sélectivité totale, et les avantages d’une forte limitation des courants de court-circuit.

Citons encore le Système de Sélectivité Logique surtout utilisé en MT [cf. Cahier Technique n° 2] qui permet d’obtenir une sélectivité totale avec des temps de retard réduits au minimum.

Matériel fixe ou débrochableLe choix est à faire entre les disjoncteurs fixes nécessitant une mise hors tension du

tableau pour être échangés et les disjoncteurs débrochables dont le remplacement est possible sous tension. Lorsqu’il s’agit d’un disjoncteur télécommandé qui fonctionne beaucoup il est souhaitable d’utiliser un disjoncteur débrochable. Il conviendra par ailleurs de veiller à l’évolutivité ; par exemple l’adjonction ultérieure possible d’auxiliaires de contrôle-commande. Il est important de rechercher la meilleure adéquation entre le coût et le MTTR de l’appareil. Pour les niveaux de disponibilité meilleurs que 10-4 il est recommandé de prendre du matériel débrochable en raison des éléments suivants :

– débrochable (socle + disjoncteur)- MTBF = 100 ans, MTTR = 1 heure,- indisponibilité du disjoncteur = 3,4.10-6

– fixe- MTBF = 100 ans, MTTR = 24 heures,- indisponibilité du disjoncteur = 2,4.10-5

6.2.2 Groupe électrogène (GE)

Système de démarrage : C’est le point sensible ; il peut être pneumatique, associé à son compresseur, ou

électrique, associé à un redresseur/chargeur avec sa batterie. Les éléments de choix entre démarreur pneumatique ou électrique sont les suivants, (les choix effectués sont définis dans le tableau de la figure 6.1).

– Démarreur électriqueAvantages :- surveillance simple,- installation simple pour les GE de puissance < 500 kVA,- influence nulle sur le vieillissement du moteur,- maintenance simple ;Inconvénients :- contrôle délicat de l’autonomie de la batterie de démarrage,- inopérant sur défaut mécanique de positionnement de la couronne de démarrage,- volume élevé pour les puissances > 1 MVA,- contrainte d’installation : la batterie doit être proche du moteur, elle est souvent de type sans entretien et doit être capable de « décharges brusques ».

– Démarreur pneumatiqueAvantages :- surveillance du circuit démarrage simple,- coûts et volumes moins élevés pour les puissances GE > 500 kVA ;Inconvénients :- surveillance délicate du compresseur,- maintenance corrective pouvant être longue et délicate.

Prise en compte de l’environnement

La température ambiante du GE ainsi que l’altitude peuvent réduire les performances du GE. A titre d’exemple :

– une température ambiante de 40 °C amène un déclassement de 10 % (nominal 25°C),

– une altitude de 2 000 m entraîne un déclassement de 25 % (nominal à 100 m).Ces déclassements sont des fonctions proportionnelles à la variable et conduisent à

surdimensionner et suralimenter le moteur. Une température trop basse (< 15 °C) du moteur à l’arrêt peut être la cause d’un calage du moteur lorsque celui-ci prend la charge, il est possible d’y remédier en installant un circuit de préchauffage sur les circuits d’huile et d’eau dans le cas d’un moteur à refroidissement par eau, ou sur le seul circuit d’huile dans le cas d’un moteur à refroidissement par air. On peut aussi prévoir une réalimentation électrique progressive des circuits en commençant par les plus prioritaires.

6.2.3 Le secours « courte durée » (onduleur)

Cette fonction remplie par une alimentation sans interruption -ASI- concourt par une grande part à l’objectif de disponibilité de la station. Quatre critères sont à prendre en compte pour définir la configuration optimale d’une alimentation de secours de courte durée :

la puissance utilisée en régime permanent, c les variations instantanées de charge (coté utilisation),

le niveau de disponibilité souhaité, l’autonomie demandée.Les choix technologiques quant à eux portent sur les différents éléments permettant à

l’ASI de fonctionner correctement : les appareils de protection, amont et aval, les câbles de liaison, la batterie d’accumulateurs.Pour les appareils de protection il y a lieu de porter une attention particulière au

réglage des protections de surintensité (déclencheurs magnétique et thermique des disjoncteurs), car :

les pointes de courant sont fréquentes lors des mises sous tension, les onduleurs n’ont qu’une puissance de court-circuit réduite. Il faut donc vérifier:

Ipointes de courant < Iseuil de protection < Icc

En ce qui concerne l’appareillage de protection (des personnes) contre les défauts d’isolement, le « neutre isolé » est à choisir chaque fois que possible, car il permet un premier défaut sans déclenchement.

Pour les batteries, il est conseillé de : retenir une technologie facilitant la maintenance : batterie étanche au plomb, ou

batterie sans entretien au plomb ; prévoir un accès permettant leur remplacement rapide.Le type de fonctionnement et de configuration du secours de courte durée doit

correspondre au niveau de disponibilité requis pour l’application envisagée : N° 1 : le fonctionnement permanent de l’ASI (« on line ») est à préférer au

fonctionnement «off line», il est même impératif lorsque l’ASI protège contre les microcoupures.

En fonctionnement «off line», l’onduleur ne fournit l’énergie que si le secteur est absent. En fonctionnement « on line », le secteur est le secours de l’onduleur lors d’une surintensité ou lors d’une défaillance de l’alimentation statique.

Les éléments alimentés par l’onduleur sont alors secourus directement par le secteur au travers du contacteur statique -CS-.

N° 2 : plusieurs alimentations statiques couplées en parallèle sans redondance ni utilisation d’un réseau de secours : cette configuration permet une distribution adaptée selon la puissance appelée par les équipements secourus, et un fonctionnement dégradé selon la disponibilité des alimentations statiques.

N°3 : plusieurs alimentations statiques couplées en parallèle avec redondance et sans utilisation d’un réseau de secours : cette configuration offre une disponibilité supérieure

aux deux précédemment décrites ; disponibilité dépendant directement du niveau de redondance.

N° 4 : plusieurs alimentations statiques couplées en parallèle dont l’une en redondance avec utilisation d’un réseau de secours ; cette configuration offre une disponibilité supérieure à la précédente pour un faible coût supplémentaire.

Le tableau de la figure 6.2 présente des valeurs indicatives de MTTF pour différentes configurations.

Configurations Sans réseau de secours

Avec un réseau de secours

qualité «secteur»

bonne qualité

Une alimentation statique

31 000 183 000 261 000

Deux alimentations statiques en parallèle sans redondance

15 000 112 000 177 000

Deux alimentations statiques en parallèle avec redondance 1/2

250 000 411 000 450 000

Fig. 6.2 : valeurs de MTTF, en heures, de différentes configurations (matériel déverminé en usine).

6.2.4 L’électronique de contrôlecommande

L’électronique a pour rôle de gérer chacune des fonctions de la station d’énergie.En vue d’obtenir le niveau de fiabilité le plus élevé possible, il est sage de prendre les options suivantes :

Niveau d’intégration élevé Utilisation de composants très intégrés tels que microprocesseurs pour la fonction surveillance et microcontrôleur pour la centrale de contrôlecommande.

Découpage fonctionnel au niveau contrôlecommande comme au niveau surveillance. Deux exemples :

– séparation sur l’unité de commande -UC- des parties interface (capteurs-actionneurs) du traitement,

– séparation sur l’unité de surveillance -US- des fonctions traitement et communication.

Intégration des alimentations à leurs niveaux fonctionnels. Exemple : l’unité de commande possède sa propre alimentation implantée sur ses cartes.

Composants à faible consommation Modulaire dans le but d’assurer une maintenabilité aisée en évitant si possible d’avoir à interrompre le processus.

6.2.5 Capteurs et actionneurs

Une attention particulière doit aussi être portée aux choix des capteurs et des actionneurs:

pour les capteurs, il est très important de tenir compte de leur environnement physico-électrique car ces éléments clé permettent d’assurer :

– un contrôle-commande efficace,– une aide à la maintenance corrective,– un niveau élevé de maintenance préventive ;

pour les actionneurs directement liés à la garantie de la disponibilité d’énergie, ils doivent assurer leur mission, aussi bien en cas de manque d’alimentation que de perte de contrôle (incident sur US ou UC). En d’autres termes ils doivent :

– conserver leur état ON ou OFF (fonctionnement bistable),– permettre le fonctionnement en mode manuel.Le disjoncteur en est un exemple.

6.3 La tolérance aux panes

Si les choix techniques et technologiques effectués ne sont pas suffisants pour obtenir le niveau de disponibilité souhaité, il convient de faire appel à la tolérance aux pannes. Celle-ci est obtenue essentiellement par :

les techniques de redondance (déjà évoquées à propos du secours courte durée), la possibilité de fonctionner en dégradé, le bon choix du régime du neutre.

6.3.1 Les redondances

Elles doivent être prévues en priorité au niveau des équipements qui ont le plus de poids dans le calcul de l’indisponibilité de l’ensemble de la station d’énergie. Examinons les choix possibles et/ou à retenir :

Le GE

Il est aisé de penser que 2 GE en redondance assurent une plus grande disponibilité. Mais ceci s’avère vrai seulement si ces deux GE utilisent des jeux de barres distincts, sinon la disponibilité est diminuée par la fiabilité du dispositif de couplage supplémentaire.

Le secours « courte durée »Ce niveau dont la mission est de fournir l’alimentation à l’application pendant la

phase de reprise du GE, a un rôle essentiel pour la disponibilité de la station. Pour remplir cette mission ce niveau ne peut être un mode commun. Une solution pratique : diviser le risque par la modularité,

– de 3 kW (redresseur chargeur de batteries) pour alimenter des utilisations en courant continu, équipements de télécommunication par exemple,

– de 3, 40, 80 kVA (ASI) pour alimenter des utilisations en courant alternatif, matériels informatiques par exemple.

Cette modularité permet :– un fonctionnement dégradé et une action de maintenance corrective sans

interrompre la mission de la station,– une redondance de puissance fonction du niveau de disponibilité demandé et des

délais de réparation imposés par la logistique de maintenance.

L’inverseur de source du tableau basse tensionC’est un mode commun qui, avec ses organes de commande, représente un taux de

défaillance voisin de 10-5. Les deux types de redondance suivants permettent d’obtenir des niveaux de disponibilité supérieurs :

– redondance du tableau qui permet de disposer d’au moins 50 % de la puissance distribuée par les deux tableaux en cas de maintenance,

– redondance de l’inverseur de source, cette redondance intervient lors d’une détection d’anomalie de cet inverseur en tenant compte de l’autonomie de la batterie.

Les automatismesDifférentes possibilités de redondance d’automates peuvent être employées. Dans ce

type d’équipement nous ne retiendrons que la redondance suivante : deux automates totalement asynchrones sont actifs en permanence sur le procédé, chacun d’entre eux se synchronise sur l’état du procédé, le premier ayant imposé une action allant dans le sens de la disponibilité l’impose automatiquement à l’autre. Les actionneurs, par le câblage de leurs commandes, doivent favoriser l’état marche. L’automate en défaut se retire en ne réarmant pas son chien de garde.

Les capteursCertaines mesures, telles que la mesure de vitesse, de température, du niveau gas-oil,

etc., sont fondamentales pour assurer la disponibilité voir même la sécurité de l’équipement : leurs capteurs sont alors « doublés ». La cohérence de la mesure par rapport à l’état du processus est évaluée par le contrôle-commande qui, en cas de constat d’incohérence, rejette la mesure et déclare le capteur en défaut.

L’alimentation de l’électronique de contrôlecommande et des auxiliairesPour autoriser le fonctionnement en dégradé, l’alimentation des différentes fonctions

de contrôle-commande d’un système de sûreté ne doit pas être unique.

Chaque fonction doit posséder sa propre alimentation, et si la source est commune pour certaines d’entre elles, il est nécessaire de prévoir une protection propre à chaque fonction.

6.3.2 Les régimes de neutre

Les trois régimes ou schéma des liaisons du neutre à la terre classiques sont le « TT » (neutre à la terre), le « TN » (mise au neutre) et l'« IT » (neutre isolé).Ils permettent tous les trois d’assurer la protection des personnes contre les défauts d’isolement. Leur incidence sur la disponibilité est toutefois différente.

Le neutre à la terre « TT »La disponibilité est apportée par le choix de disjoncteurs différentiels sélectifs

(sélectivité ampérométrique et chronométrique), qui permettent de n’isoler que le départ en défaut et d’éliminer immédiatement le danger sans altérer le fonctionnement de l’ensemble de l’installation. Le courant de défaut est limité par l’impédance de la prise de terre du neutre et celle des utilisations ; en conséquence un défaut ne détériore pas l’installation.

Ce régime est particulièrement recommandé pour les réseaux susceptibles d’être modifiés, altérés par des récepteurs mobiles ou temporaires, ou exploités par du personnel non spécialiste.

La mise au neutre « TN »Dans cette architecture tout défaut d’isolement entraîne un court-circuit d’intensité

supérieure au seuil de déclenchement du dispositif de protection contre les courts-circuits. La disponibilité est dépendante du choix de la technique de sélectivité et des protections surintensité. [cf. chapitre 6 « les choix technologiques TBT »]

A noter que le régime TNS, s’il est associé à l’emploi de dispositifs différentiels, est préférable au régime TNC en termes de dommages éventuels à l’installation. En effet : attendre l’établissement d’un fort courant de défaut est synonyme de dégâts importants, particulièrement dans un récepteur. Ceci n’est pas sans incidence sur la maintenabilité donc sur la disponibilité.

Le neutre isolé « IT »Un seul défaut d’isolement n’entraîne aucun risque pour les personnes et ne nécessite

pas d’isoler par déconnexion la partie en défaut ; donc pas de coupure.Il convient toutefois de rechercher le défaut et de le supprimer avant qu’il ne s’en produise un second car, dans ce cas, il y a (comme en régime TN) ouverture d’un des disjoncteurs (ou des deux) des départs en défaut. Le courant de premier défaut est très faible et ne peut provoquer de dégâts. C’est le régime du neutre à choisir pour la meilleure disponibilité à condition… de faire la recherche du premier défaut. Avec ce régime du neutre on peut parler de « tolérance au défaut ».

6.3.3 Récapitulatif des possibilités de choix

Les choix techniques, relatifs à la tolérance aux pannes, fonction du niveau d’indisponibilité, sont résumés par le tableau de la figure 6.3.

Niveaux d’indisponibilité accessibles pour une installation selon son architecture:

10-6 5.10-6 10-5 10-4

Les redondances

des UC

pour le G.E. – – – –

dans le T.B.T. sansdes inverseurs de source – – – sans

des capteurs (tension et niveaux sanshuile, eau, pressions…)

– – – sans

des ASI

niveau/puissance totale

1/6 1/6 1/8 sans

modularité – – – –du G.E. sans sans sans sansde la distribution spécifique pour les dispositifs électroniques

– – – –

Le régime de neutre IT IT TT ou TNS ou IT

TN ou TT ou IT

A noter, que le GE est sans redondance car son intérêt ne justifie pas son coût très élevé, et pour le choix du régime de neutre, un rappel : IT = continuité de service, TT = dégâts réduits sur défaut d’isolementFig. 6.3 : choix techniques relatifs à la tolérance aux pannes.

6.4 Le pilotage de l’installation

L’électronique participe activement au niveau de sûreté en assistant l’homme dans sa tâche d’exploitation et de maintenance, dans le but de pallier ses défaillances éventuelles.

Le comportement humain est considéré comme défaillant s’il réduit, même partiellement, la fiabilité du système. Il convient de se poser la question : « Quel partage du travail est accordé au tandem Homme Machine »?

L’intervention du contrôle-commande automatique se fait en fonction des critères : perception, décision et action réflexes, complexité et mise en œuvre, procédures répétitives.Par exemple, le passage de la source d’énergie principale à la source d’énergie groupe

électrogène est à confier au système. L’intervention de l’homme se situe à deux niveaux : contrôle-commande du système (droit de veto sur le fonctionnel), prise en compte de la maintenance avec assistance du système à l’exploitant.Ainsi : le découpage des tâches réduit l’influence des erreurs humaines car l’homme

n’intervient pas dans le processus normal de fonctionnement,

l’homme est à considérer comme agent fiabilisateur de par sa mission de contrôleur, il est le dernier rempart de sécurité en cas de dysfonctionnement du système.

L’électronique est décomposée en trois niveaux : UC pour le contrôle-commande, US pour la surveillance, UG (unité de gestion) pour la gestion globale, (cf. fig. 6.4).Le niveau appareillage a été évoqué largement ci-avant ainsi que le niveau contrôle-

commande -UC-. Les niveaux US et UG, moins opérationnels, sont tout aussi importants.

Fig. 6.4 : Les niveaux hiérarchiques de la gestion technique de l’électricité.

6.4.1 Niveau surveillance (US)

Ce niveau permet à l’exploitant de disposer en temps réel de la signalisation de l’état du processus qui lui est associé sous la forme :

d’alarmes définissant la nature du défaut ainsi que le type d’acquittement et de réparation,

de journaux de bord donnant accès à l’historique des défauts et changements d’état du processus,

d’états système donnant en temps réel l’état du processus.Ce niveau permet également à l’exploitant d’assurer le contrôle-commande et donc

d’intervenir sur le système à l’aide de la Relation Homme Machine (RHM) via un terminal opérateur sous la forme de :

lecture des états système, modification des paramètres d’exploitation du processus, lancement des essais, acquittement des alarmes, modification de l’heure, etc.

6.4.2 Niveau gestion (UG)

Ce niveau distant du système local assure, lorsqu’il existe, et pour plusieurs stations réparties dans une zone géographique, la gestion des stations avec les fonctions suivantes:

télésurveillance, inventaire, statistique,

télécommande avec les verrouillages correspondant aux niveaux de disponibilité choisis.

Localement, l’exploitant peut, en cas de problème, être alerté par un “bip” radio. Il se connecte alors avec I’UG génératrice de l’appel par un poste téléphonique équipé par exemple d’un Minitel. Sachant ce qui se passe, il peut prendre les premières dispositions avant de se rendre, si nécessaire, au poste de contrôle-commande local.

Ces différents niveaux participent à : la maintenance corrective, en imposant un contrôle de toute réparation de sous

ensembles critiques pour la mission de disponibilité de l’énergie. Seul le résultat positif de l’essai permet l’acquittement de l’alarme origine de la demande de réparation,

la maintenance préventive, en effectuant des essais périodiques (automatiques ou manuels) selon un calendrier géré par l’électronique.

6.4.3 Communication (cf. fig. 6.5)

La fiabilité de la communication (par bus) entre les différents niveaux est aussi très importante :

elle assure les échanges entre : installation et UC (par bus dans le cas de l’utilisation de capteurs actionneurs intelligents) ; UC et US ; US et UG.

elle permet à l’exploitant de communiquer avec le système en local et à distance.Les données d’exploitation, de gestion, de maintenance et d’archivage peuvent être :

unidirectionnelles (transferts de fichiers, collecte périodique des informations de maintenance,

interactives de type commande/ réponse pour les opérations de télécommande et de télédiagnostic.

Fig. 6.5 : Architecture des communications avec l’exploitant

CHAPITRE 7Solutions pour l’enclenchement automatique de l’AAR

7.1 Les solutions Schneider

Schneider a développé un système de refermeture automatique ATm pour les disjoncteurs C60 et C120 des gammes M9 Merlin Gerin, équipés de télécommande Tm. Le système complet comprend l'automatisme et aussi l'ensemble des protections nécessaires (surcharge, court-circuites, différentiels, parafoudre).

L'ATM est utilisé pour l'alimentation d'installations sans surveillance, isolées, difficiles d'accès, afin de répondre aux besoins de disponibilité, et de forte continuité de service dans les applications de type :

– réseaux de communication (téléphonie mobile, radio privée, réseau câblé...)– stations de mesures (transport gaz, barrage, météo)– éclairage (aire de repos autoroutière, tunnel, parking)– captage et traitement des eaux– signalisation (routière, ferroviaire, aérienne...).

7.1.1 Fonctionnalités

Le système est composé d'un disjoncteur C60, d'un bloc Vigi C60 (type "si" recommandé), d'une télécommande Tm, d'un auxiliaire de signalisation de défaut SD et de l'automatisme ATm.

L'automatisme ATm pilotant le système, dispose en face avant, sous capot transparent plombable, des interfaces suivantes :

– commutateur de sélection, du nombre de refermetures autorisées, ou d'initialisation de l'ATm

– potentiomètre T2 de réglage de la durée autorisant le nombre de refermetures sélectionnées

– potentiomètre T1 de réglage de la temporisation avant refermeture automatique– voyant (jaune) de signalisation de l'état de l'ATm.Il est équipé également d'une :– entrée pour commande externe (facultative) d'inhibition à distance de l'ATm– sortie pour signalisation à distance de la présence d'un défaut électrique

permanent.Sur des sites exposés aux problèmes de foudre, il est indispensable d'adjoindre :– un parafoudre– un disjoncteur de protection et de sectionnement du parafoudre.

7.1.2 Architecture

Fig. 7.1 Schéma de principe d’une installation a réenclenchement automatique

7.2 Equipement électronique d’enclenchement automatique de la réserve « AARe »

7.2.1 Domaine d’utilisation

L’équipement électronique d’enclenchement automatique de la réserve de type AARe est destiné pour assurer la continuité en alimentation avec énergie électrique des consommateurs qui disposent des deux sources indépendantes d’alimentation. L’appareil surveille la tension sur les deux sources d’alimentation et sur les barres d’alimentation des consommateurs. [cf. www.icemenerg-service.ro]

A la disparition d’alimentation ou à la baisse de la tension sous une certaine valeur établie, sur l’alimentation en fonction, on commande le passage sur l’alimentation de réserve. L’appareil peut être configuré de manière qu’il réalise le retour automatique sur l’alimentation de base et l’apparition de la tension. Cette option reste sur l’avis d’utilisateur, dans le cas où on considère que l’alimentation de base corresponde mieux à ses besoins.

L’équipement AARe est destinée pour l’utilisation tant dans les réseaux de basse tension que aussi dans les réseaux de moyenne tension. La durée d’utilisation pour l’AARe est de minimum 15 ans, fonctionnant 24heures/jour.

Fig. 7.2 Equipement électronique d’enclenchement automatique de la réserve

7.2.2 Description et fonctionnement

L’équipement est réalise d’une cassette métallique, étant destiné pour montage dans les tableaux de basse tension ou dans le compartiment destiné du AAR classique dans le postes de tension de moyenne tension.

La séquence d’AAR est réalisée par un relais programmable, supprimant la logique réalisée avec des relais électromagnétiques. Les commandes d’enclenchement et déclenchement sont réalisées par des contactes de relais.

L’équipement AARe dispose d’un écran sur lequel sont affichées le schéma électrique de principe et divers messages se référant à l’état de fonctionnement de l’équipement et du circuit d’alimentation monétarisées.

L’équipement AARe assure les fonctions suivantes : Le démarrage et l’exécution de la séquence de AAR si au moins une des phases

d’alimentation de base la tension a abaissée sous la valeur minime fixée ; Le blocage des actionnements, si la protection a actionné sur l’une des

alimentations ; L’affichage sur l’écran du relais programmable du schéma électrique de principe,

y compris la position des disjoncteurs ; La mesure et l’affichage de la valeur de la tension sur chaque phase sur la barre

des consommateurs.

7.2.3 Exemple d’affichage du schéma électrique de principe et de la position des disjoncteurs

L’alimentation de l’équipement se réalise directement des circuits d’alimentation (avec commutation automatique au passage entre les uns des autres). S’il nécessaire on peut réaliser des équipements avec alimentation indépendante (soit d’une autre source de 230V, 50Hz, soit en courant continu).

L’équipement reste en fonction sur l’entière durée tant qu’il est alimenté, mais il ne remplit pas la fonction d’AAR qu’au passage de la clé d’AAR sur la position « AAR en fonction ».

A l’arrêt de l’alimentation, l’équipement mémorise tous les paramètres établis.Les temporisations de déclenchement, respectivement enclenchement se peuvent

fixer par l’utilisateur dans le domaine 1…10s, sur le spécifique du consommateur.Le seuil minimum de tension sur lequel on démarre la séquence d’AAR est établi

par fabrication à 90% de la tension normale. A la demande on peut établir une autre valeur.

Les tensions sur les deux systèmes d’alimentation et sur la barre des consommateurs sont monétarisées par traducteurs de tension avec entrée de 230V, 50Hz, respectivement 100V, 50Hz sur la variante de moyenne tension.

7.2.4 Fiche techniqueLa tension d’alimentation :

var. JT – 230V, 50Hz; var. MT – 100V, 50Hz.

La tension dans les systèmes surveillés : var. JT – 3x480V, 50Hz; var. MT – 3x100V, 50Hz.

Le niveau minimum de la tension sur les systèmes d’alimentation : 90% Un (tension de phase)

Les temporisations de déclenchement, respectivement enclenchement : réglables dans les limites 0…10s avec seuil de 1s.

Grade de protection : IP 42.Ce produit est destiné d’être utilisé à l’intérieur avec ventilation naturelle, sans des

conditions climatiques crées artificiellement.CHAPITRE 8

La modernisation du système de l’AAR

8.1 Schéma de base

Pour l’instant, la solution la plus fréquente est l’AAR réversible classique, qui utilise pour la commutation entre les sources d’alimentation normale et de réserve, un automate dédié auquel fonction principale est la supervision de la source normale et la commutation sur la sauvegarde, aussi longtemps que la source normale n’est pas disponible.

Les systèmes AAR actuelles disposent usuellement de deux ou trois disjoncteurs équipées avec protection de court-circuit et surcharge, interblocage électrique et mécanique, contacts ON/OFF [11]. Les principales caractéristiques de ces sont les suivantes :

assurent la transition de la source de base sur la source de réserve, dans un intervalle de temps réglable entre 0,1s et 30s, parce que l’interruption affecte aussi peu les récepteurs ;

assurent la protection au court-circuit et surcharge des circuits en aval ; ne permettent pas la fermeture simultanée des disjoncteurs même en régime

transitoire ; indiquent l’état des disjoncteurs après le déclenchement du à un court-circuit ; actionnent seulement après la déconnexion du circuit d’alimentation normale ; ont une temporisation suffisante, spécialement aux tensions plus de 110 kV, pour

assurer la déionisation de l’espace où l’arc électrique s’est produit dans le cas d’un court-circuit ;

on ne permet pas la répétition du déclenchement aux défauts persistants.

Dans l’exemple ci-dessous on a le schéma de principe d’une station AAR qui alimente les barres de la station C par la ligne principale L1, de la station A et la ligne de réserve L2 de la station B.

La signification des notations de la figure 2 sont :Q1…Q4 – disjoncteurs ;BD – la bobine du déclencheur ;TT – transformateur de tension ;F1, F2, F3 – des relais minimaux de tension ;K1T (RTpr-7) – relais de temps avec temporisation au retour ;K2T (RTpa-7) – relais de temps avec temporisation à l’actionnement ;K3 (CC6) – relais intermédiaire.

En fonctionnement normale l’alimentation C se fait par la ligne L1, le disjoncteur Q1 étant fermé ; don le relais intermédiaire avec temporisation K1T est actionné, du aux contacteurs 14, 16, 18-20 du disjoncteur Q2, ayant les deux contacts clos. Si la valeur de la tension de la station C est dans le domaine admissible, alors les relais minimales de tension F1 et F2 alimentés des les barres de la station C par un transformateur de tension inattendu dans le schéma, sont actionnés et ont les contacts ouvertes. Si sur la ligne de réserve L2 on a de tension, alors le relais maximal de tension F3 (alimenté par TT) est actionné et son contact est clos.

Si par quelque raison on déclenche le disjoncteur Q2, ses contacts auxiliaires 14-16 et 18-20 s’ouvrent et le contact 11-13 se ferme. Donc le relais K1T reste sans

alimentation, mais par le contact 11-13 du disjoncteur Q2 le contact inferieur avec temporisation d’ouverture du relais K1T et le contact clos 11-13 di disjoncteur Q4 on alimente la bobine d’enclenchement BA du disjoncteur Q4. Ce qui conduit a l’alimentation de la station par la ligne de réserve L2.

L’enclenchement automatique de la réserve se passe aussi dans les cas où l’alimentation de base disparaît, suivant le déclenchement du disjoncteur Q1 de la ligne L1

ou si la tension aux barres de la station C tombe au-dessous une valeur admissible. A la disparition ou la baisse de la tension sur les barres de la station C, les relais

minimales de tension F1 et F2 ferment leurs contacts et provoquent par le contact supérieur fermé du relais K1T et le contact fermé du relais F3 l’alimentation du relais de temps K2T, qui après le temps réglé commande par le relais intermédiaire K3

l’alimentation de la bobine de déclenchement BD du disjoncteur Q2. Le déclenchement du disjoncteur Q2 détermine de la manière décrite ci-dessus l’enclenchement automatique du disjoncteur Q4 et donc l’alimentation de la station C de la ligne de réserve.

Fig. 8.1 : Le schéma électrique monofilaire de principe de l’AAR pour l’alimentation d’une station de transformation.

8.2 Modernisation

La modernisation du schéma consiste dans l’implémentation du schéma AAR avec PLC.

Il est recommandé que la commande des configurations atypiques d’AAR soit réalisée avec un automate programmable avec une interface alphanumérique pour le réglage des paramètres et pour la diagnose du système. L’utilisation de la logique programmée offre une gamme vaste de possibilités voir les exigences de fonctionnement du système en fonction des exigences imposées.

F1

K2T

K2T K3

Q4

F3

L2

T

Premièrement on va faire le schéma équivalent pour le schéma électrique monofilaire de principe de l’AAR pour l’alimentation d’une station de transformation.

Les principaux avantages de l’implémentation des systèmes de commande pour AAR avec automates programmables sont :

la réduction du nombre des composantes et du nombre des connexions nécessaires pour la réalisation de l’AAR ;

la réduction au minimum du nombre des dispositifs électriques avec commutation dynamique en utilisant des dispositifs avec commutation statique ;

l’augmentation de la fiabilité de l’installation AAR ; l’automate programmable peut exécuter le programme de travail

indépendamment du programme d'ordinateur.

On va faire la modernisation du système AAR pour l’alimentation d’une station de transformateur 6 kV / 0,4 kV, 1600 kVA, introduisant un automate programmable.

Principe de fonctionnement :

Q1 clos, 18-20 clos K1T couplé

Q2 déclenche BD11-13 se ferme

BD18-20 s’ouvre K1T couplé BA – Q4 couplé, si U> abaisse

Fig. 8.2 : Le schéma électrique équivalente monofilaire de l’AAR pour l’alimentation d’une station de transformation

La station A 0, 4 kV

Q1

L1

Q2

Q3

L2

Q4BD

BA

La station C

La station B

Fig. 8.3 : La modernisation du schéma de l’AAR

-

18

20

14

16

BD(Q2) K3

BD(Q2)

K1T BD BA

11

K2T K1T

K2TK3

BA

BD

U<

U>

K1T

13

11

13

Manque de la tension

Presence de la tension

+

Fig. 8.4: Lader Diagram PLC (freeware plc simulator)

Fig. 8.5: L’implémentation du schéma AAR avec PLC.

Fig. 8.6 : Le fonctionnement de l’AAR implémenté dans le PLC. Le déclenchement.

Fig. 8.7 : Le fonctionnement de l’AAR implémenté dans le PLC. Le réenclenchement

Fig. 8.8 : Le diagramme de travail

Q2 L

U

U<

TMR2

Q4

BA

TMR1

Chapitre 9L’analyse économique de l’AAR

La modernisation du système AAR utilisant un automate programmable PLC peut avoir différentes implications économiques surtout en regardant la différence entre l’utilisation des relais électromécaniques de temps et l’utilisation du PLC.

On doit voir quelques plusieurs facteurs qui influencent les coûts ultérieurs de l’installation :

la réduction du nombre des composantes et du nombre des connexions nécessaires pour la réalisation de l’AAR ;

la réduction au minimum du nombre des dispositifs électriques avec commutation dynamique en utilisant des dispositifs avec commutation statique ;

l’augmentation de la fiabilité de l’installation AAR ; l’automate programmable peut exécuter le programme de travail

indépendamment du programme d'ordinateur.

Spécifications d’appareillage

1) Relais intermédiaires :

Symbole Caractéristiques techniques

Pièces Coût/pièce (RON)

K3 Relais intermédiaire

1 125

K1T Relais de temps avec temporisation de déclenchement

1 315

K2T Relais de temps avec temporisation d’enclenchement

1 315

2xF1, F3 Relais de tension électroniques

3 159

TOTAL 1232

2) Le PLC Siemens Logic Device   Logo est un logiciel intelligent, adapté pour remplacer les relais. Son prix est environ 120 euros (≈520 RON) est représente la meilleure solution économique pour remplacer les relais dans le système prévu d’AAR.

Maintenant le PLC est utilisé dans tout le monde et ses fonctions s’improuvent de plus en plus. Le PLC est devenu le premier choix comme contrôle discret des plusieurs équipements ayant un développement rapide et une croissance annuelle de 20%-30%.

Alors, il est correct de dire que la meilleure solution économique et pratique ou fiable pour remplacer les relais est d’utiliser un PLC programmable.

CHAPITRE 10Conclusions

1) Un réseau est un ensemble de producteurs et de consommateurs d’énergie électrique reliés entre eux. L’état électrique du réseau est le résultat de toutes les interactions de ses différents composants.

Toutes les modifications de cet état, inhérentes à la vie du réseau (exploitation du processus, incidents électriques) entraînent une évolution naturelle du comportement vers un nouvel état, stable ou non.

Dans ce dernier cas (instabilité en régime transitoire), il y a perte d’utilisation d’énergie, au moins partielle et parfois même totale (écroulement du réseau). Il peut s’ensuivre pour l’industriel, des pertes très coûteuses de production, des destructions de matériels tant électriques que du processus, voire des risques pour les personnes.

2) Ce projet de licence a montré l’intérêt des études de stabilité dynamique dont l’objectif est de prédire le comportement des réseaux électriques. Cela permet de préconiser des solutions pour éviter les états d’instabilité, et ainsi assurer une disponibilité optimale de l’énergie électrique.

3) Ce projet de licence est utile tant pour la modernisation de nouveaux réseaux que pour l’évolution de réseaux existants. Aujourd’hui on a la préoccupation de réaliser une grande disponibilité de l’énergie électrique avec un haut dégrée de sécurité. Alors on doit concevoir les installations électriques de manière qu’on limite l’occurrence et aussi les conséquences des pannes du réseau électrique local.

4) Le cas traité dans ce projet de licence veut démontrer la besoin de moderniser un réseau électrique de basse tension, pour fiabiliser et pour une meilleure disponibilité de l’énergie électrique, en maintenant l’intégrité et la sécurité des installations électriques de basse tension, dans le cas d’une installation particulière (hôpital, navires etc.).

5) Dans le cadre de stage pratique on a observe différents modernisations des réseaux de distribution MT et BT locales (RDEE Muntenia Nord). Il s’agit des systèmes d’automatisation informatique SCADA qui permet les surveillances de l’état d’un contour de réseaux et de management dans le sens d’optimisation de la structure des réseaux et de la continuité de l’alimentation.

6) Les systèmes AAR, RAR et DAS sont utilisés comme unité autonome de SCADA, assurant l’alimentation de réserve, le réenclenchement automatique et le délestage de la charge dans le contour des réseaux surveillée.

Bibliographie

1) G. GATINE, Distribution électrique à haute disponibilité, Cahier technique n° 148.

2) P. BONNEFOI, Notions de base en sûreté, Cahier Technique n° 144.

3) SELLIM. C. ALBERTIN, Sélectivités des protections en Basse Tension : Le système, Cahier Technique n° 126.

4) Merlin Guérin, Système de Sélectivité Logique, Cahier Technique n° 2

5) H. KROTOFF, Approche industrielle de la sûreté de fonctionnement, Cahier Technique n° 134.

6) Schneider Electric, Guides experts basse tension N° 9 : « Améliorer la disponibilité des réseaux électriques BT, Installations non surveillées »

7) Schneider Electric, Guide Expert n°5: Coordination des protections BT.

8) Normes de protection et de sécurité: CENELEC EN 50160 (Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution.) ; NF EN 60598 ; CEI 60085 & 60216 & CEI-60364 ; NF C 15-100.

9) http://www.icemenerg-service.ro/cmsms/uploads/doc/ prAARe_NET.pdf

10) http://et.upt.ro/admin/tmpfile/ fileN1263805615file4b5424af61dbe.pdf

11) http://www.s2j-france.fr/iso_album/guide_foudre.pdf 12) http://instal.utcb.ro/conferinta_2010/articole/

popescu_iancu_2010.pdf