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Réseaux électriques de transport et de répartition

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Techniques de l'Ingénieur

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Stockage inertiel de l’énergie par

Juliette KAUV

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Docteur ès sciences Ingénieur de recherche à l’Institut français des sciences et technologies des transports, de l’aménagement et des réseaux IFSTTAR

Jean BONAL Ingénieur ESE Docteur ingénieur Chargé de cours à l’École Spéciale des Travaux Publics ESTP et

Pierre ODRU Ingénieur de recherche principal IFP Énergies nouvelles

1. 1.1 1.2

Composants de stockage d’énergie électrique : volant d’inertie .......................................................................................... Comparaison des caractéristiques des composants de stockage ........... Principe physique d’un volant d’inertie .....................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8

D 4 030v2 - 3 — —

3 3

Volant d’inertie ......................................................................................... Considération sur les matériaux ................................................................. Équation différentielle de base d’un disque en rotation........................... Résolution en matériaux homogènes ........................................................ Résolution en matériaux anisotropes ........................................................ Autres éléments de dimensionnement ...................................................... Principe de fabrication d’un volant composite .......................................... Périodes propres de vibration..................................................................... Paliers............................................................................................................

— — — — — — — — —

4 4 4 5 5 7 7 7 7

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Système inertiel de stockage d’énergie SISE................................... Constitution d’un SISE................................................................................. Problèmes de thermique, du vide et de l’autodécharge........................... Sécurité d’un SISE ....................................................................................... Comment se caractérise un SISE................................................................ Remarques générales sur les SISE et la mesure de leur performance ...

— — — — — —

8 8 10 12 12 12

4. 4.1 4.2 4.3

Applications des volants d’inertie (SISE) .......................................... Applications stationnaires ........................................................................... Applications embarquées............................................................................ Coût et comparaison avec les autres composants de stockage d’énergie

— — — —

12 12 14 18

5.

Conclusions générales ............................................................................

—

19

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc. D 4 030v2

n ce début de millénaire, les énergies fossiles représentent 80 % de la consommation énergétique mondiale, mais force est de constater que les besoins énergétiques de l’humanité ne pourront être satisfaits à l’avenir uniquement par ces énergies qui ont été stockées au cours des ères géologiques antérieures dans les couches superficielles de notre planète. Le stockage de l’énergie à travers l’utilisation de combustibles fossiles est aisé. Il n’en est pas de même avec l’électricité, appelée à jouer un rôle de plus en plus important en substitution, qui ne se stocke pas directement, mais qui doit passer à travers des transformations réversibles (potentiel gravitaire, électrochimique, cinétique...).

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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

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STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE _____________________________________________________________________________________________________

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Dans le futur, la fonction stockage deviendrait elle-même une source « dynamique » de puissance en ce sens qu’elle devrait être capable de fournir et d’accepter les pointes de puissance transitoires demandées par les charges utilisatrices. La source « principale », quant à elle, se limitant à fournir la puissance moyenne appelée par ces charges. Un tel découplage permettrait de réduire la puissance de dimensionnement de la source principale, ce qui devrait conduire à des gains en termes d’investissement, de matière première et de coûts d’exploitation et à des gains au niveau du rendement global des divers systèmes énergétiques. De telles évolutions seraient déjà en germe aux niveaux des engins de transport (voitures hybrides – réseau de transport en commun...) et des réseaux de distribution en énergie électrique ou thermique. Le challenge présentement proposé aux chercheurs et aux ingénieurs réside dans la mise au point de solutions de stockage adaptées aux demandes variées des divers secteurs économiques (transports, habitats, industries...). Le stockage de l’énergie peut répondre à plusieurs problématiques : – il peut compenser une insuffisance due à un écart entre l’offre et la demande, ou à un déphasage entre la production et la consommation d’énergie ; c’est notamment le cas lorsque l’on utilise des énergies renouvelables photovoltaïque ou éolienne. La taille de l’élément de stockage doit être adaptée en fonction des paramètres de la source et du consommateur ; – il peut pallier une interruption accidentelle de la fourniture d’énergie ; c’est le cas notamment dans les applications alimentations de sécurité où la rupture de la chaîne énergétique ne peut être tolérée sous peine de dégâts irréparables, par exemple, des salles d’opérations, des salles de commande de certains process industriels ou de centres de décisions stratégiques ; – il peut conduire à une baisse de la consommation énergétique dans toutes les applications de type cyclique où il est nécessaire de dépenser de l’énergie pour mettre des véhicules en mouvement et où une partie de cette énergie peut être récupérée dans la phase de décélération du véhicule. Dans ce dossier, nous présentons un composant de stockage d’énergie électrique, le volant d’inertie, qui est un dispositif symétrique tournant autour d’un axe de révolution, ayant le plus souvent une forme discoïdale ou cylindrique, capable de stocker et de restituer de l’énergie sous forme d’énergie cinétique. Le fait que des masses tournantes puissent emmagasiner et restituer de l’énergie a été observé et utilisé par les artisans potiers de Mésopotamie il y a environ 5 500 ans. Le premier brevet sur le volant d’inertie déposé par Louis Guillaume Perreaux de l’Orne datait du 26 décembre 1868. Ce dispositif permettait d’accumuler de l’énergie dans le but de lisser un mouvement de rotation, il était utilisé plus tard pour le vélocipède à vapeur. Nous décrivons un volant d’inertie en partant de son principe physique et traitons ensuite la façon de concevoir un système inertiel de stockage d’énergie électrique. Nous abordons également les aspects de son dimensionnement, le choix des matériaux utilisés et les différents constituants pour sa fabrication. Nous terminons par des exemples d’utilisations des volants d’inertie dans les domaines des applications stationnaires et embarquées.

Notations E

Pa

Notations module d’Young

ε ν

r

m

rayon du disque

ω

rad/s

vitesse de rotation

u

m

déplacement

σ

Pa

contrainte

D 4 030v2 − 2

ρ

allongement relatif coefficient de Poisson kg ·

m–3

masse volumique

Indices r : direction radiale t : direction circonférentielle

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_____________________________________________________________________________________________________ STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE

Énergie spécifique (Wh/kg)

1. Composants de stockage d’énergie électrique : volant d’inertie 1.1 Comparaison des caractéristiques des composants de stockage Le diagramme de Ragone représenté figure 1 [53] permet de situer les composants de stockage d’énergie électrique les uns par rapport aux autres, en termes de densité d’énergie spécifique et de densité de puissance spécifique. Il apparaît que le supercondensateur est bien adapté pour fonctionner en régime impulsionnel (forte à très forte puissance pendant des temps très courts d’où une énergie relativement faible).

1 000

10 000 s

1 000 s 100 s

100

Li-Ion

NiCd

10 s Pb

10

Volant d’inertie

Capacité double couche

1s

1

Supercondensateur 0,1 s 0,1

0,01 10

100

1 000

10 000

Puissance spécifique (W/kg)

Par définition, la densité massique, ou énergie spécifique, est une des caractéristiques importantes d’un accumulateur ; elle correspond à la quantité d’énergie (Wh/kg) qu’il peut restituer par rapport à sa masse.

Les temps indiqués sont les temps de charge/décharge Figure 1 – Diagramme de Ragone [53]

On peut utiliser aussi la densité volumique, ou densité d'énergie qui correspond à la quantité d’énergie (Wh/m3) qu’il peut restituer par rapport à son volume.

Tableau 1 – Choix potentiels des différents composants de stockage d’énergie électrique selon la durée du cycle et les applications visées [8]

La puissance massique, ou puissance spécifique, correspond à la puissance rapportée à la masse de l’accumulateur, et s’exprime en Watt par kilogramme (W/kg). Le volant d’inertie est un composant intermédiaire entre les capacités diélectriques et les batteries électrochimiques. Il a des performances en énergie et en puissance comparables aux supercondensateurs.

Durée de cycle

Il est important de rappeler que la comparaison des systèmes de stockage d’énergie doit prendre en compte des paramètres suivants : temps de recharge du composant, sa durée de vie ou le nombre de cycles maximal pour une profondeur de décharge optimale sans dégradation prématurée du composant, et surtout du type d’application visée. Le temps de recharge des supercondensateurs est inférieur à 30 s et ils peuvent admettre des centaines de milliers de cycles de charge-décharge. Le temps de recharge des volants d’inertie est compris entre 80 et 120 s et ils admettent un nombre de cycles de plusieurs millions, sous réserve toutefois de l’usure des paliers. Les batteries ont un temps de recharge plus long, de 30 min à plusieurs heures selon le type de chargeur et une durée de vie variable, de l’ordre de quelques milliers de cycles, dépendant de la profondeur de décharge sollicitée pour une contrainte d’utilisation donnée.

Applications

Technologies utilisées

Jusqu’à quelques centaines de ms

Filtrage d’harmoniques sur le réseau

Condensateurs films et papier

De quelques ms à quelques minutes

Compensation des creux de tension et des coupures de courant de courte durée

Supercondensateurs Volants d’inertie Batteries à forte puissance spécifique

De quelques dizaines de minutes à quelques heures

Écrêtage des pointes de puissance demandées au réseau (lissage de charge)

Batteries électrochimiques Volants d’inertie

1.2 Principe physique d’un volant d’inertie L’énergie cinétique emmagasinée par un volant en rotation est donnée par l’expression classique :

Le tableau 1 [8] récapitule des choix potentiels des composants de stockage d’énergie électrique (supercondensateurs, volant d’inertie...) pour répondre aux besoins des utilisateurs en termes de constante de temps et des types d’applications souhaités.

1 Ec = Jω 2 2

Depuis longtemps, on utilise les volants d’inertie pour les applications spécifiques suivantes :

avec J moment d’inertie,

– pour maintenir la fréquence et la tension du réseau pour répondre à des besoins ponctuels ou pour améliorer la qualité de l’énergie électrique dans le cas des applications stationnaires ; – comme sources de tension électrique embarquées sur les véhicules de transports ou sur les installations spatiales dans le cas des applications mobiles.

ω vitesse de rotation. Le moment d’inertie est une fonction de la masse et de la forme de la pièce en rotation : J=

∫∫∫ x 2 dmx

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STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE _____________________________________________________________________________________________________

Tableau 2 – Exemples de moment d’inertie pour des solides élémentaires Solides élémentaires

Moment d’inertie

Matériau

Anneau mince de masse M et de rayon R

Ｑ

Densité

Énergie spécifique (Wh/kg)

1 800

7 800

32

Aluminium

400

2 700

21

Titane

850

4 500

26

Composite verre

1 800

2 100

120

Composite carbone

2 400

1 500

220

Acier (AISI 4340)

1 J = MR 2 2

Disque de rayon extérieur Re , intérieur Ri et de masse M

dmx

Contrainte maximale (MPa)

J = MR 2

Disque plein de masse M et de rayon extérieur R

avec x

Tableau 3 – Caractéristiques mécaniques et énergie spécifique d’un anneau de matériau à vitesse maximale de rotation

1 J = M (Re2 + Ri2 ) 2

distance du point au centre de rotation, masse associée.

Les moments d’inertie correspondant à des volants d’inertie classiques sont donnés dans le tableau 2 pour des matériaux homogènes.

dFc dϕ

En réalité, un volant d’inertie fonctionne entre une vitesse maximale ωmax , limitée par les capacités mécaniques du disque en rotation, et une vitesse minimale ωmin au-dessous de laquelle la récupération d’énergie perd son efficacité.

ω

σtdr

dr r

σrrdϕ

r0

L’énergie récupérable s’écrit donc : 1 2 ) 2 Ec = J (ω max − ω min 2

dFc

(σr + dσr) (r + dr) dϕ

σtdr

h

Figure 2 – Représentation d’un disque en rotation en fonction des contraintes et de l’effort appliqué [11]

2. Volant d’inertie

Cette caractéristique se retrouve dans les matériaux composites avancés à base de fibres de verre ou de carbone, mis au point pour les besoins des industries aéronautiques et spatiales.

2.1 Considérations sur les matériaux Dans le cas d’un anneau tournant de rayon R, la masse est concentrée sur l’anneau et le moment d’inertie s’écrit :

On note toutefois que, contrairement aux matériaux métalliques, qui présentent des caractéristiques homogènes indépendantes de la direction de la contrainte subie, les matériaux composites présentent leurs meilleures caractéristiques mécaniques dans la direction des fibres, les caractéristiques mécaniques dans les directions transverses étant beaucoup plus faibles.

J = mR 2 En substituant cette expression dans l’équation de l’énergie, on obtient : 1 Ec = mR 2ω 2 2

2.2 Équation différentielle de base d’un disque en rotation

montrant que l’énergie dépend de la masse linéairement et de la vitesse de rotation ω au carré. La contrainte dans l’anneau en rotation est donnée par :

Le paragraphe 2.1 a abordé quelques considérations théoriques sur l’énergie emmagasinée dans un anneau en rotation. Mais les volants d’inertie se présentent sous la forme de disques épais et leur dimensionnement mécanique est plus complexe. Les méthodes d’analyse par éléments finis s’appliquent bien entendu.

σ = ρω 2 R 2 avec ρ masse volumique du matériau. Si σmax est la contrainte maximale admissible du matériau, l’énergie cinétique s’écrit :

Dans ce paragraphe vont être donnés des éléments de dimensionnement analytique permettant une première étude, tant en matériaux homogènes (métaux) que composites (anisotropes).

1 σ max m ρ 2 Ec σ max = 2ρ m

Ec =

La relation d’équilibre d’un disque en rotation en fonction des contraintes et de l’effort appliqué est représentée figure 2 [11]. Elle peut s’écrire selon l’équation suivante (r : direction radiale ; t direction circonférentielle) :

Cette relation indique que l’énergie spécifique (rapportée à la masse) emmagasinée est d’autant plus importante que la contrainte maximale admissible est élevée et la densité du matériau faible comme le montre le tableau 3.

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ri

(σ r + dσ r )(r + dr )dϕ − σ r r dϕ − 2σ t dr sin

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dϕ + ρω 2 hr 2 dϕ = 0 2

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Contrainte (MPa)

Après simplifications, on obtient l’équation différentielle : dσ r σ r − σ t + = − ρω 2 r r dr La contrainte dans le sens de l’axe de rotation est bien entendu nulle. Si u est le déplacement dans le sens radial, on a les relations :

εt =

700 600 500

u du et εr = r dr

Ｑ

Contrainte circonférentielle

400 300

2.3 Résolution en matériaux homogènes

200

La relation contrainte-déformation dans le cas d’un matériau homogène s’écrit, en considérant le cisaillement nul :

100

 E σ r   1 − ν 2 =     σ t   νE 1 − ν 2

Contrainte radiale

0

νE  1 − ν 2  εr    E   εt  1 − ν 2 

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

Distance à l'axe de rotation (m) Figure 3 – Variation des contraintes circonférentielles et radiales dans un disque en rotation

avec E module d’Young,

ν coefficient de Poisson. des

variables,

l’équation

différentielle Énergie spécifique (Wh/kg)

Après substitution devient :

1− ν 2 d2 u 1 du u + − =− ρω 2 r dr 2 r dr r 2 E Dont la solution est :

µ 1 − ν 2 ρω 2 r 3 u = λr + − r E 8 avec λ et µ constantes à déterminer.

12,00

10,00 Espec 8,00

Énergie totale (kWh)

6,00

Pour un disque en rotation, les conditions aux limites sont des contraintes radiales nulles sur le rayon intérieur et le rayon extérieur :

σ r (r1) = σ r (r2 ) = 0 Tout calcul fait, on obtient l’expression générale des contraintes pour un disque en matériaux homogènes :

4,00 Etot 2,00

0,00 0,005

0,1

0,2

ρω 2 (3 + ν )  2 2 r12 r22 2  σr =  r1 + r2 − r 2 − r  8   σt =

0,3

0,4

0,5

0,6

Rayon intérieur du disque (m) Figure 4 – Énergie spécifique et énergie totale en fonction de l’épaisseur d’un disque en acier

ρω 2 (3 + ν )  2 2 r12 r22 (3ν + 1) 2   r1 + r2 + r 2 − 3 + ν r  8  

augmente. Plus le disque est étroit, plus l’énergie spécifique est élevée mais l’énergie emmagasinée diminue jusqu’à zéro.

Une application à un disque en rotation est représentée figure 3. Elle fournit la variation des contraintes circonférencielles (en continu) et radiales (en tiretés), en MPa, dans l’épaisseur d’un disque de rayon extérieur 0,6 m, intérieur de 0,3 m, et tournant à une vitesse de 500 rad/s. On constate que, contrairement à ce que l’on pourrait penser intuitivement, la contrainte circonférentielle maximale se situe sur le rayon intérieur du disque.

2.4 Résolution en matériaux anisotropes La relation contrainte-déformation s’écrit alors, compte tenu d’une contrainte nulle suivant l’axe de rotation :

La figure 4 présente l’énergie spécifique (en tiretés) et l’énergie totale (en continu) pour un disque en acier en rotation de rayon extérieur 0,6 m, rayon intérieur variant de 0 à 0,6 m, de 10 cm épaisseur, dont la contrainte maximale à la rupture est de 600 MPa.

 1   εr   E r  = − νrt  εt    Er

On note que plus le disque est plein (à 0 m le disque est plein), plus l’énergie spécifique est faible, mais l’énergie emmagasinée

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− νtr  Et  σ r    1  σt   Et 

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Gestion des interconnexions électriques en Europe Ｑ par

Hervé LAFFAYE Ingénieur de l’École centrale de Paris Directeur du CNES (Centre national d’exploitation du système électrique) de RTE

Jean-Michel TESSERON Ingénieur Supélec Chef de la mission « Audit-Sûreté » Gestionnaire du Réseau de transport de l’électricité français (RTE)

Jean-Yves DELABRE Ingénieur EHEI Conseiller de direction au CNES de RTE et

Jean-Marie COULONDRE Ingénieur ENSEEINT Chef de projet à EDF R&D

1.

Les interconnexions internationales : un secteur en pleine évolution.....................................................................................................

2.

Les avantages recherchés à travers les interconnexions internationales..........................................................................................

—

4

3. 3.1 3.2

— —

5 5

3.3

Des réseaux interconnectés : comment ça marche ? .................... Interconnexion et conduite des réseaux.................................................... Des principes techniques à la forme des transactions pour les utilisateurs ..................................................................................... Chemin contractuel et « flots parallèles » .................................................

— —

6 7

4. 4.1 4.2 4.3 4.4

En France : une transformation profonde et rapide....................... Modalités d’accès : historique .................................................................... État actuel des principaux mécanismes de gestion des interconnexions Situation actuelle sur les différentes interconnexions de RTE ................ Bilan : des interconnexions plus utilisées que jamais ! ...........................

— — — — —

7 8 9 10 11

5.

Les gestionnaires de réseaux et les règles techniques communes..................................................................................................

—

11

6.

Des défis pour les dix prochaines années, à l’intention des passionnés de technique et d’économie ...................................

—

12

7. 7.1 7.2 7.3

Annexes ...................................................................................................... Annexe 1. Calcul des capacités maximales de transfert (TTC/NTC) ........ Annexe 2. La directive européenne et les gestionnaires de réseau ........ Annexe 3. Un incident sur le réseau d’interconnexion ............................

— — — —

14 14 15 16

Références bibliographiques et sites web .................................................

—

19

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vec la création du marché unique européen de l’électricien sans frontière, les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) sont aujourd’hui conduits, à s’adapter et à être force de propositions pour faciliter les transactions commerciales des acteurs entre les marchés nationaux. La fiabilité de fonctionnement du système électrique européen est considérée comme un acquis. Le nouvel enjeu est celui des transferts d’énergie entre pays

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GESTION DES INTERCONNEXIONS ÉLECTRIQUES EN EUROPE ___________________________________________________________________________________

et des lignes transfrontalières. Les capacités sont limitées car le réseau européen interconnecté en synchrone n’a été conçu que pour des transferts d’énergie entre proches voisins. Les nouvelles contraintes environnementales et l’opinion publique ne facilitent pas non plus la construction de nouveaux ouvrages pour renforcer les équipements existants.

Ｑ

Il s’agit donc pour les gestionnaires de réseaux d’imaginer des solutions à ces transferts d’énergie par-delà les frontières, qui limitent les refus d’accès au réseau pour des importations, des exportations et des transits, dans la limite de sûreté d’exploitation des réseaux. Pour faire face au manque de capacités transfrontalières, les GRT développent en conséquence des mécanismes d’attribution de ces capacités de transfert. Ce sujet a fait l’objet d’une publication dans la Revue de l’Électricité et de l’Électronique [9]

1. Les interconnexions internationales : un secteur en pleine évolution

(0)

Principaux sigles rencontrés dans l’article

■ Il y a une dizaine d’années, le monde des exploitants de réseaux de transport européens croisait soudainement le chemin de la Commission de Bruxelles. Le 21 mai 1992, le Conseil des ministres européens de l’Énergie débattait de trois mesures proposées par la Commission visant à accroître l’efficacité économique d’ensemble du secteur électrique dans la Communauté : — l’accès des tiers au réseau ; — l’abrogation des droits exclusifs de production d’énergie et de construction des moyens de transport existant dans les législations nationales ; — la séparation des activités de production, de distribution et de transport. Il est instructif de se reporter à cette année 1992 pour mesurer quelle effervescence saisissait alors tout ce qui touchait aux réseaux électriques européens. À côté des questions soulevées par la Commission européenne, dont chacun essayait de peser les répercussions sur l’organisation et le fonctionnement des systèmes électriques, et à côté des interrogations sur le devenir de modèles inspirés du nouveau pool anglais, l’extension géographique de l’interconnexion synchrone était en plein débat. Alors que la zone européenne interconnectée en synchrone était restée relativement stable depuis 30 ans, la disparition du rideau de fer changeait complètement la donne. Les perspectives d’interconnexion de l’Est et de l’Ouest se dessinaient, et l’on pressentait aussi que le synchronisme pourrait s’étendre également rapidement vers le sud à travers le détroit de Gibraltar puis tout autour de la Méditerranée (voir figure 1).

Réseau interconnecté du centre de l’Europe (P, TC, SL, H)

CRE

Commission de régulation de l’électricité (F)

ETSO

European Transmission System Operator Association

GRT

Gestionnaire de réseau de transport

IFA

Interconnector Framework Agreement

NG

National Grid (GB)

NORDEL

Nordic Electric Power (F, SV, NO, DK)

REE

Red Electrica de España (E)

RTE

Réseau de transport d’électricité (F)

UCTE

Union pour la coordination du transport de l’électricité

UCPTE

Union pour la coordination de la production et du transport de l’électricité (plus ancien que UCTE)

Par ailleurs, comment pourrait-on faire fonctionner un système électrique qui, de proche en proche, serait susceptible d’atteindre une taille quasiment planétaire ? La question se posait tant sur le plan technique que sur le plan de l’organisation : certains pensaient qu’il serait nécessaire de recourir à des « super-dispatching », regroupant la conduite des réseaux de plusieurs pays, tout en imaginant l’avantage décisif que pourrait en retirer le pays accueillant le super-dispatching ; et tout le monde s’interrogeait pour savoir comment les différents acteurs pourraient s’organiser, face à la juxtaposition de cultures multiples et face au dilemme coopération/ concurrence. Simultanément, différents scénarios s’échafaudaient sur les types d’échanges d’électricité qui se produiraient dans ce nouveau paysage interconnecté : la répartition de la production et de la consommation continuerait-elle grosso modo à rester relativement homogène, ou bien connaîtrait-on des transferts massifs d’énergie entre des zones de production et des zones de consommation éloignées de plusieurs milliers de kilomètres ? Ceci amenait l’interrogation fondamentale : l’électricité était-elle bien le vecteur d’énergie approprié pour les échanges futurs ?

Nota : interconnection synchrone signifie que les réseaux ont même fréquence et même tension.

Une telle extension n’était pas sans poser de nombreux problèmes pratiques. En premier lieu, les perspectives d’interconnexion accrue s’ouvraient paradoxalement à un moment où il devenait extrêmement difficile de faire accepter la construction de nouvelles lignes de transport. En supposant cependant que de nouveaux ouvrages d’interconnexion puissent être construits, on cherchait aussi à en dessiner la meilleure structure : fallait-il s’appuyer sur un développement à l’identique du niveau de tension à 400 kV, ou plutôt entreprendre la construction d’un réseau européen à plus haute tension, pour lequel on trouvait à la fois des tenants de la solution à courant alternatif et de la solution à courant continu ?

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CENTREL

■ En réponse à ces interrogations, le présent article vise à donner quelques aperçus sur la façon dont la communauté des électriciens a su répondre à ce rendez-vous pris par l’histoire. Dix ans après, force est de constater quelques faits : • L’extension géographique du réseau synchrone s’est débloquée, comme le montre l’interconnexion des pays du CENTREL (Pologne, République tchèque, Slovaquie et Hongrie) et celle de l’Espagne et

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GESTION DES INTERCONNEXIONS ÉLECTRIQUES EN EUROPE

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70 GW

120 GW

350 GW

# 4 000 km

ZONES AU SYNCHRONISME UCTE : deux zones séparées suite aux événements politiques en Bosnie-Herzégovine en 1992 Les réseaux bulgare et roumain sont en phase de tests d'interconnexion Figure 1 – Système électrique paneuropéen

des pays du Maghreb (Algérie, Maroc et Tunisie), en passe de se prolonger à court terme autour de la Méditerranée jusqu’à la fermeture de la boucle entre la Turquie et la Grèce (voir encadré 1) ; pour cela, les pays concernés ont su s’accorder sur les dispositions d’adaptation nécessaires et sur les tests à mettre en œuvre.

• Le paysage de l’interconnexion européenne a radicalement changé avec l’application de la directive européenne sur l’ouverture du marché de l’énergie, avec l’émergence du rôle essentiel des gestionnaires de réseau de transport pour garantir l’efficacité et l’équité d’accès au réseau.

• Le paysage des échanges d’énergie effectués grâce au réseau électrique a considérablement évolué, avec un certain accroissement des niveaux d’échanges et une diversification des types d’échanges, et surtout avec l’irruption de très nombreux nouveaux acteurs. • Des débuts de solutions opératoires ont été trouvés pour arriver à faire fonctionner ensemble des organisations très différentes.

• Il n’a été nécessaire de recourir ni à des super-réseaux ni à des super-dispatchings. • Certes, de nombreux défis restent à relever, mais pour reprendre la célèbre formule des Anglais : « the lights still go on ! ». C’est l’ensemble de ce panorama que nous nous proposons de brosser dans la suite de cet article.

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GESTION DES INTERCONNEXIONS ÉLECTRIQUES EN EUROPE ___________________________________________________________________________________

2. Les avantages recherchés à travers les interconnexions internationales

Encadré 1 – Historique de l’interconnexion synchrone ouest-européenne

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Les historiens de l’électricité [1] datent de 1906 la première ligne électrique traversant une frontière française ; les consommateurs de la ville de Morteau (dans le Jura français) et les forces motrices de Saint-Imier (en Suisse) jugent alors économiquement préférable de traverser la frontière pour trouver un partenaire plutôt que de devoir construire des lignes plus longues sur leur réseau national.

■ Il n’est pas si facile de dessiner un paysage incontestable des avantages et des inconvénients de l’interconnexion synchrone, dans une Europe de l’Ouest où ceci constitue un cadre naturel depuis si longtemps. On conçoit mieux la difficulté d’un tel questionnement si l’on essaie de se mettre à la place de pays confrontés aujourd’hui à l’examen de l’opportunité d’un raccordement à d’autres réseaux, ou bien de vastes pays comme la Chine qui doivent déterminer le mode optimal de développement de leur réseau.

En suivant cet exemple, il se construit progressivement des lignes à travers des frontières, pour relier des régions.

Il est encore plus difficile d’estimer, après coup, de façon quantitative les avantages liés à l’interconnexion. L’UCTE (Union pour la coordination du transport de l’électricité), qui a mené des travaux sur ce sujet de 1995 à 1997, en a bien saisi la mesure. En effet, une telle évaluation suppose que l’on puisse procéder à une comparaison de la situation réelle existante avec une situation de référence sans interconnexion. Mais comment raisonner ? Ouvrir de façon fictive les lignes d’interconnexion internationales existantes, pour en déduire comment se modifieraient les avantages quantitatifs ? Ou bien se tourner vers le passé et essayer d’imaginer ce qu’aurait été le développement de systèmes électriques nationaux sans aucune interconnexion ?

Simultanément, le maillage du réseau progresse à l’intérieur de chaque pays, et les lignes « internationales » posent à cet égard des questions techniques d’un type nouveau. En effet, il reste des problèmes à résoudre pour que des grands réseaux puissent être interconnectés de façon synchrone, les techniques proposées pour le réglage de puissance n’obtenant pas un consensus. C’est pourquoi la pratique est alors d’utiliser les lignes transfrontalières en constituant des « antennes » ou des « poches » : soit l’extrémité productrice est séparée de son réseau national pour être raccordée au réseau national de l’extrémité consommatrice, soit une petite partie du réseau voisin est alimentée par la première zone. On trouve donc concrètement des blocs synchrones isolés, certains traversant des frontières. Ainsi en 1949, il existe cinq systèmes électriques principaux en Europe de l’Ouest, non synchrones entre eux.

Sur le plan historique, il est fort probable que le développement d’un réseau à très haute tension synchrone ne s’est pas fait en se posant immédiatement la question de connexions entre pays. Ce qui comptait, c’était de pouvoir raccorder des groupes de production construits en fonction de ressources énergétiques (essentiellement, des centrales hydroélectriques) à des zones de consommation. Pour franchir les distances, le transport à courant alternatif s’est vite imposé en Europe. Ensuite, les effets de rendement ayant conduit à l’augmentation de la taille unitaire des groupes de production, tandis que la consommation restait relativement diffuse, le réseau de transport s’est progressivement développé. Le maillage du réseau a ainsi permis de répondre à l’un des problèmes posés par l’électricité, à savoir que celle-ci se stocke peu (du moins, vis-àvis des niveaux de production et de consommation qui sont en jeu).

Cette technique de « poche » trouve cependant rapidement ses limites. Pour aller un peu plus loin, il commence à se produire des interconnexions en chaînes de pays (ainsi, en 1956, avec la France, l’Espagne et le Portugal). Mais ce n’est qu’une réponse partielle : par exemple, elle ne résout pas le problème de la Suisse, qui en est à devoir faire coexister trois synchronismes différents sur son territoire pour être capable de faire des échanges simultanément avec la France, l’Allemagne et l’Italie.

En suivant cette logique, on a pu voir se développer progressivement en Europe des réseaux de transport isolés, où le maillage interne s’accroissait progressivement ainsi que le niveau de tension [1] (voir encadré 1). Petit à petit sont apparues également quelques lignes d’interconnexion traversant les frontières, mais il s’agissait de pouvoir relier des régions transfrontalières afin de favoriser des échanges production-consommation entre régions locales proches, suivant un fonctionnement dit « en poche ». Cette technique, initialement commode, a posé par la suite de plus en plus de problèmes du fait de son manque de souplesse, et a alors été considérée comme un obstacle à la fluidité d’échanges entre partenaires intéressés. Le couplage en synchrone des différents réseaux préexistants, rendu possible par les progrès en matière de réglage des réseaux qui permettaient de lever les problèmes techniques inhérents au fonctionnement en synchrone d’un grand réseau [1] [2] [3], s’est alors progressivement réalisé à partir de 1958.

C’est pourquoi les trois réseaux suisse, français et allemand sont couplés, d’abord en 1956 pour former une étoile autour de la région de Bâle, puis un an plus tard en refermant d’autres couplages après s’être assuré que les nouveaux principes de réglage fréquence-puissance inventés fonctionnent bien. Petit à petit, le couplage synchrone s’étend. En 1960, dix pays sont interconnectés : Suisse, France, Allemagne, Espagne, Portugal, Belgique, Pays-Bas, Luxembourg, Autriche et Italie. Ce bloc synchrone, régi selon les recommandations de l’UCPTE (Union pour la coordination de la production et du transport de l’électricité), est rejoint une quinzaine d’années plus tard par la Yougoslavie et la Grèce, puis par l’Albanie. Il faudra ensuite attendre 1995 pour aboutir au raccordement permanent en synchrone des pays constituant le CENTREL (Pologne, République tchèque, Slovaquie, Hongrie), ainsi qu’à la jonction de l’Espagne et du Maroc en 1999.

■ En s’appuyant sur cette esquisse rapide, on peut énumérer les avantages de l’interconnexion, et plus spécialement de l’interconnexion synchrone :

La procédure de tests est en cours pour le raccordement de la Bulgarie et de la Roumanie.

D 4 085 − 4

• Le développement des échanges transfrontaliers ; cet aspect, qui sera développé très largement dans les paragraphes 3 et 4, est un moteur principal de l’expansion de la zone géographique d’interconnexion.

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Réglage de la fréquence dans un environnement libéralisé : pratique en France par

Ｑ

Étienne MONNOT Ingénieur-Chercheur EDF R&D – Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques

Yann REBOURS Ingénieur-Chercheur EDF R&D – Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques et

Stefan STERPU Ingénieur-Chercheur EDF R&D – Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

Contexte européen et définitions essentielles ................................ UCTE, ETSO & ENTSO-E ............................................................................. Services système et services auxiliaires .................................................... Organisation du réglage de la fréquence................................................... Réglage primaire.......................................................................................... Réglage secondaire...................................................................................... Impact de l’heure synchrone sur le réglage de fréquence .......................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4

Organisation en France et perspective européenne....................... Législation en vigueur ................................................................................. Contrat de participation aux services système.......................................... Contrôle des performances ......................................................................... Rémunération et pénalités ..........................................................................

— — — — —

7 7 7 8 10

3. 3.1 3.2 3.3

Impact du réglage de la fréquence sur les producteurs................ Coûts fixes .................................................................................................... Coûts variables............................................................................................. Coûts d’un réglage insuffisant ....................................................................

— — — —

11 11 11 13

4. 4.1 4.2

Évolution du contexte Évolution des besoins.................................................................................. Évolution des moyens de fourniture ..........................................................

— — —

13 13 13

5.

Conclusion..................................................................................................

—

16

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 095 - 3 — 3 — 3 — 3 — 4 — 6 — 7

Doc. D 4 095

a fréquence du système électrique est l’indicateur de l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité. Si la consommation est supérieure à la production, la fréquence diminue ; inversement, la fréquence augmente si la production est plus importante que la consommation. La fréquence du système électrique est partagée par l’ensemble des utilisateurs connectés au réseau et présente les caractéristiques d’un bien public (non-exclusion d’un utilisateur et non concurrence dans la consommation). Du fait de cette caractéristique de bien public, le réglage de la fréquence incombe à l’ensemble des gestionnaires du réseau de transport (GRT) d’une même zone synchrone, c’est-à-dire une zone partageant la même fréquence. Le réglage de la fréquence appartient ainsi aux « services système », c’est-à-dire aux services fournis par le système électrique aux utilisateurs (consommateurs ou producteurs). D’autres services, comme par exemple le réglage de tension ou la reconstitution du réseau, appartiennent également à cette catégorie, mais ne font pas l’objet de ce dossier.

ｎｯｶ･ｭ｢ｲ･＠ＲＰＱＰ

L

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ＲＱ

D 4 095 – 1

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RÉGLAGE DE LA FRÉQUENCE DANS UN ENVIRONNEMENT LIBÉRALISÉ : PRATIQUE EN FRANCE _____________________________________________________

Ｑ

En pratique, ce sont essentiellement les unités de production qui fournissent la puissance nécessaire au réglage de la fréquence. Dans un environnement verticalement intégré, les moyens de réglage appartiennent au responsable du contrôle de la fréquence. Dans un environnement libéralisé, les moyens de réglage (principalement les producteurs) et le responsable du réglage (le GRT) sont séparés. Les GRT doivent alors formaliser le service qu’ils souhaitent obtenir auprès de leurs fournisseurs. Ces services fournis aux GRT sont appelés services auxiliaires (car auxiliaires à la fourniture du produit « énergie ») et possèdent les caractéristiques de biens privés. Ils permettent ensuite aux GRT de fournir les services système adéquats pour l’ensemble des utilisateurs. Naturellement, la fourniture de ces services s’accompagne de flux financiers, dont le règlement varie en fonction de la région considérée. Par exemple, dans le mécanisme retenu en France, les fournisseurs de services auxiliaires sont rémunérés par le GRT via des contrats bilatéraux. Le GRT facture ensuite le service rendu via le tarif d’utilisation du réseau pour recouvrir les coûts engagés. Cette nouvelle répartition des responsabilités a donc changé les pratiques des opérateurs historiques. L’objectif de ce dossier est de décrire les caractéristiques essentielles de ces nouvelles pratiques en Europe, et tout particulièrement en France : – la problématique dans le contexte européen et la définition du réglage de fréquence selon les organismes de coordination européenne ; – l’organisation adoptée en France afin que les acteurs remplissent à la fois les exigences techniques et réglementaires ; – les principaux coûts qu’engendre le réglage de la fréquence pour les producteurs ; – une mise en perspective des pratiques actuelles en comparant des moyens innovants aux moyens conventionnels pour la fourniture de réglage de fréquence.

Notations et symboles Symbole

Unité

f

Hz

fréquence instantanée du système électrique

fn

Hz

fréquence nominale du système électrique (50 Hz)

fc

Hz

fréquence de correction lors du rattrapage de l’heure synchrone

f0

Hz

fréquence cible du système électrique, utilisée par le réglage secondaire de fréquence et définie en fonction de fn et fc fréquence lors d’un écart quasi stable

fqs

Hz

k (fqs)

MW/Hz

énergie réglante instantanée pour fqs

K (∆f )

MW/Hz

énergie réglante ou gain du réglage primaire d’un groupe de production

Kɶ

MW/Hz

estimation de l’énergie réglante

Lmax

MW

prévision de pic de consommation

Pconsommée

MW

consommation du système pour une fréquence donnée

Pproduit

MW

production du système pour une fréquence donnée

P

MW

déséquilibre production-consommation, défini par Pproduit – Pconsommée

D 4 095 – 2

Notations et symboles

Définition

Symbole

Unité

Définition

P0

MW

production programmée pour un groupe de production (programme de marche)

P(t)

MW

T

s

s ∆e

Hz MW

∆f

Hz

puissance instantanée pour un groupe de production constante de temps d’un groupe de production (approximation d’un système de premier ordre) variable de Laplace écart de réglage de la zone de contrôle considérée écart de fréquence quasi stable, défini par fqs – fn

∆P

MW

∆Pi

MW

ε

MW

τ

s

différence entre deux déséquilibres production-consommation (une valeur positive indique donc un excès de production). écart des échanges aux interconnexions entre le programmé et le réalisé mesuré erreur entre la puissance de réglage observée et la puissance de réglage théorique retard dans la réponse d’un groupe de production à un écart de fréquence

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_____________________________________________________ RÉGLAGE DE LA FRÉQUENCE DANS UN ENVIRONNEMENT LIBÉRALISÉ : PRATIQUE EN FRANCE

1. Contexte européen et définitions essentielles

DK PB

1.1 UCTE, ETSO & ENTSO-E

AL

BE

Jusqu’en 2009, l’ensemble des GRT de la zone synchrone continentale européenne était représenté par l’UCTE. Cette organisation avait pour rôle de coordonner l’ensemble des réseaux de transport nationaux, qui représentaient plus de 500 millions de consommateurs répartis dans 24 pays et gérés par 34 GRT (figure 1). Bien que synchronisés avec les pays membres de l’UCTE, les systèmes électriques de l’Albanie et du Maghreb bénéficiaient d’un statut particulier. L’UCTE se focalisait essentiellement sur la coopération technique entre les différents acteurs du système électrique. L’organisation des marchés était donc laissée à l’initiative d’autres entités, notamment ETSO. En particulier, l’UCTE recommandait des performances techniques à respecter par les contributeurs aux réglages de fréquence et de tension. Ces recommandations sont décrites en détail dans l’UCTE Operation Handbook [1] et sont devenues contractuelles pour les GRT depuis 2005. Les recommandations de l’UCTE sont toujours en vigueur. Elles ont pour vocation, à terme, de devenir les standards européens en termes d’exploitation du système électrique continental.

PL CZ

FR CH IT

PO

AU SL HR

HU RO

BH

SB MN KO MC AB GR

ES

MA

SK

AG

BG

TN pays partenaires

pays membres de l’UCTE

Figure 1 – UCTE : zone synchrone continentale européenne en 2009 (doc. site de l’ENTSO-E)

Dans ce dossier, le terme UCTE fait référence au système électrique européen continental.

Système électrique

Services auxiliaires

Quant à l’ETSO, c’était une organisation qui comprenait 36 GRT européens dont les réseaux n’étaient pas nécessairement synchrones avec l’Europe continentale, comme par exemple la Grande-Bretagne ou les pays nordiques. Elle avait été créée afin que les GRT travaillent et formulent des propositions sur les sujets relatifs à la libéralisation du marché européen de l’électricité. ETSO était ainsi le porte-parole des GRT auprès des autorités européennes concernant leur rôle dans le fonctionnement commercial du marché de l’électricité.

Certains utilisateurs (producteurs, par exemple)

Services système (réglage de la fréquence, par exemple)

Autres utilisateurs

Figure 2 – Services système et services auxiliaires [5]

Pour une meilleure intégration du marché européen de l’électricité, l’Union Européenne a créé en 2009, dans le cadre du troisième paquet législatif [33] pour la libéralisation des marchés de l’énergie, ENTSO-E. Ce regroupement englobe les associations de GRT, notamment l’UCTE et l’ETSO. Les GRT peuvent ainsi coopérer efficacement dans un certain nombre de domaines clés, tels que : – l’élaboration de codes de réseaux relatifs aux aspects techniques et au fonctionnement du marché ; – la coordination de l’exploitation et du développement du réseau de transport européen ; – les activités de recherche.

ou producteurs) et possèdent les caractéristiques de biens publics. Les services fournis par les utilisateurs du réseau aux GRT sont, quant à eux, appelés services auxiliaires, car auxiliaires à la fourniture du produit « énergie » standard, et possèdent les caractéristiques de biens privés (figure 2).

1.3 Organisation du réglage de la fréquence

ENTSO-E fonctionne avec un mandat précis, défini en concertation avec la Commission Européenne et les autorités de régulation. Les opérateurs de transport d’électricité peuvent ainsi se concentrer sur des objectifs communs définis de manière transparente et parler d’une voix unique sur les enjeux liés au marché intérieur de l’électricité.

Le contrôle de la fréquence est en général réalisé à l’aide de trois réglages complémentaires : – le réglage primaire de la fréquence est automatique, rapide (efficace en quelques dizaines de secondes) et pour un temps limité (au moins 15 min). Ce réglage, fourni de concert par l’ensemble du système électrique synchrone, permet de compenser rapidement les déséquilibres entre production et consommation, en particulier lors des pertes importantes et fortuites de production ; – le réglage secondaire est assuré de manière automatique, en quelques minutes et uniquement par la zone du système électrique ayant généré la perturbation de fréquence. La zone concernée, appelée zone de contrôle, doit compenser le déséquilibre qu’elle a occasionné, et ramener la fréquence et les échanges physiques aux interconnexions à leurs valeurs contractuelles en une dizaine de minutes ; – le réglage tertiaire, plus lent que les deux précédents, consiste à ajuster manuellement le programme de production durant la journée et à rétablir les réserves en puissance active nécessaires

Nota ENTSO-E pour European Network of Transmission System Operators for Electricity. UCTE pour Union for the Coordination of Transmission of Electricity. ETSO pour European Transmission System Operators.

1.2 Services système et services auxiliaires Comme présenté en introduction, il est important de distinguer les services système des services auxiliaires, et ce, afin de mieux comprendre la répartition des rôles des différents acteurs du système électrique. Les services système sont les services fournis par le système électrique aux utilisateurs du réseau (consommateurs

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ＲＳ

D 4 095 – 3

Ｑ

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Fréquence (Hz)

RÉGLAGE DE LA FRÉQUENCE DANS UN ENVIRONNEMENT LIBÉRALISÉ : PRATIQUE EN FRANCE _____________________________________________________

aux réglages primaire et secondaire. Étant fortement lié au produit énergie et bénéficiant d’une organisation spécifique au pays considéré (en France, ce réglage est réalisé via le mécanisme d’ajustement et des contrats spécifiques), le réglage tertiaire n’est pas étudié dans ce dossier.

50,0 49,8 49,6

Ｑ

Nota : le lecteur pourra se référer au dossier « Réseaux d’interconnexion et de transport : réglages et stabilité » [D 4 092].

Réponse à l'événement dimensionnant de l’UCTE

49,4 49,2

1.4 Réglage primaire 1er cran de délestage automatique

49,0

1.4.1 Recommandations de l’UCTE 0

10

20

30

40

50

60

70

L’UCTE établit entre autres les recommandations pour l’organisation des réglages primaire et secondaire de fréquence dans le système synchrone continental [1]. Les principes techniques sous-tendant ces deux réglages sont disponibles dans le dossier [D 4 092], tandis que le présent paragraphe se focalise sur les paramètres essentiels qui doivent être contractualisés entre le GRT et les fournisseurs de services auxiliaires dans un environnement libéralisé.

Temps (s) Figure 3 – Gabarit de la réponse du réglage primaire du système UCTE pour la perte de production de référence (3 000 MW) [2]

Tableau 1 – Synthèse de performances recommandées par l’UCTE en termes de réglage primaire de fréquence Critères

Le réglage primaire de fréquence est un service qui doit posséder des performances qui le différencient de la simple fourniture d’énergie. En effet, le réglage primaire permet de stabiliser la fréquence à une valeur quasi stationnaire en quelques secondes suite à tout déséquilibre entre production et consommation. Au sein de l’UCTE, le double objectif du réglage primaire est :

Recommandations UCTE

Réserve primaire UCTE

3 000 MW

– en régime transitoire, de ne pas solliciter le premier cran de délestage de la consommation. Ce cran étant réglé à 49 Hz, l’UCTE a fixé à 49,2 Hz le seuil à ne pas franchir en transitoire ; – en régime quasi stationnaire, de rétablir la fréquence à 50 ± 0,2 Hz.

Inférieure à 30 s pour l’incident de référence

Dynamique de libération Bande morte des régulateurs de vitesse

± 10 mHz

Bande morte des chaînes de mesure

± 10 mHz

Statisme de la régulation

La figure 3 représente le gabarit de la réponse du réglage primaire de l’ensemble de l’UCTE suite à la perte de production dimensionnante pour la réserve primaire (3 000 MW). Cette réponse prend en compte l’effet d’autorégulation de la charge, c’est-à-dire la réduction de la consommation lorsque la fréquence diminue [14].

Pas de recommandation (1)

Temps de maintien de la réserve

Au moins 15 min

Énergie réglante minimale UCTE

Comme toute chaîne de régulation, la réponse d’un fournisseur de réglage primaire peut être caractérisée par différents blocs fonctionnels. La description de la figure 4 est simplificatrice, car la réponse d’un groupe de production est en pratique plus complexe. Les recommandations UCTE associées à chacun des blocs de la régulation sont données dans le tableau 1, et les définitions associées dans l’encadré ci-après.

15 GW/Hz

(1) Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE demande que les nouveaux groupes de production soient constructivement capables d’avoir un statisme réglable à partir de 3 % [7].

Régulation simplifiée :

∆f

Paramètres :

Recommandations UCTE :

K

e–τ·s

∆P

1+T·s

Retard

Bande morte

Processus

Limiteur

Maintien

Dynamique de libération

Bande morte

Statisme, dynamique de libération et énergie réglante

Réserve primaire et énergie réglante

Temps de maintien

Figure 4 – Paramètres importants d’une régulation de fréquence

D 4 095 – 4

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

ＲＴ

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Réglage de tension Rôles, obligations et organisation du producteur pour les besoins du système électrique en France par

Ｑ

Daniel SOUQUE Ingénieur-expert régulation-services système Département Performances EDF DTG

Laurent CHATONNET Ingénieur-chargé d’affaires senior régulation-services système Département Performances EDF DTG et

Étienne MONNOT Ingénieur-chercheur expert Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques EDF R&D

1. 1.1 1.2 1.3

Réglage de la tension et de la puissance réactive ....................... Pourquoi régler la tension ........................................................................ Puissance réactive..................................................................................... Couple tension réactif ...............................................................................

2.

Structuration du réglage en France .................................................

—

4

3.

Réglementation ......................................................................................

—

5

4. 4.1 4.2 4.3

L’alternateur source de tension – ses limites................................ Diagramme simplifié de l’alternateur synchrone ................................... Limites de l’alternateur synchrone .......................................................... Fonctions de limitation du régulateur de tension ..................................

— — — —

5 5 6 6

5.

Un moyen de contractualiser le réglage de tension : le diagramme UQ ................................................................................... Principe d’élaboration du diagramme UQ .............................................. Diagramme UQ : outil de contractualisation du réglage de tension ..................................................................................................

— —

7 7

—

8

5.1 5.2

D 4 096 - 3 — 3 — 3 — 3

6. 6.1 6.2

Outils de surveillance du producteur ...................................... Surveillance de premier niveau du réglage de tension des centrales.. Surveillances de deuxième et troisième niveaux...................................

— — —

9 11 12

7. 7.1 7.2 7.3

Dispositifs de réglage en réseau ............................................. Compensation statique............................................................................. Compensateurs synchrones..................................................................... FACTS ........................................................................................................

— — — —

13 13 13 13

8.

Nouvelles perspectives de réglage ..........................................

—

14

9.

Conclusions .............................................................................

—

16

Pour en savoir plus ........................................................................................

Doc. D 4 096

e réglage de la tension est indispensable pour une exploitation sûre du système électrique, pour minimiser les pertes et exploiter les matériels dans leur domaine de fonctionnement normal. Sur le réseau de transport le

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RÉGLAGE DE TENSION _______________________________________________________________________________________________________________

réglage de la tension est effectué en contrôlant la puissance réactive car sur ce type de réseau, en raison des caractéristiques des lignes, ce sont essentiellement les transits de puissance réactive qui créent des chutes de tension. En France, trois niveaux de réglage permettent d’atteindre les objectifs cités :

Ｑ

– le réglage primaire qui maintient la tension au stator des alternateurs à une valeur de consigne ; – le réglage secondaire qui coordonne au niveau régional l’action des alternateurs et règle la tension en des points stratégiques du réseau appelés points pilotes ; – le réglage tertiaire qui harmonise les réglages entre les régions et permet de reconstituer les marges en puissance réactive des groupes en réglage. Aujourd’hui, ces fonctions sont réalisées par les alternateurs synchrones de grande puissance qui constituent les principales sources de tension sur le réseau. Les performances exigées pour participer aux réglages sont encadrées par des textes réglementaires et déclinées ensuite dans les documents d’exploitation du gestionnaire du réseau de transport RTE. Le producteur qui participe au réglage de la tension souhaite, d’une part, connaître la sollicitation des alternateurs pour contrôler l’exploitation de ces derniers dans le domaine de fonctionnement normal et surveiller l’usure de ces matériels et, d’autre part, pour vérifier que ses installations sont conformes aux performances requises par RTE dans le contrat de participation aux Services Système. Une méthode pour construire les diagrammes de fonctionnement tension/réactif (diagramme UQ) au point de raccordement des alternateurs au réseau de transport et suivre en temps réel les points de fonctionnements des alternateurs en réglage de tension a été élaborée dans ce cadre . Les producteurs ont également développé des outils de surveillance et de diagnostic pour contrôler les performances de leurs installations en réglage de tension. La surveillance s’étend de la salle de commande de la centrale (niveau 1) aux centres d’ingénierie (niveau 2 et 3) au travers de l’utilisation d’outils d’e-monitoring. Ces outils permettent de suivre la dérive de paramètres importants pour la sûreté d’exploitation des centrales mais également du système électrique. Le réglage de la tension est un bien commun à l’ensemble des utilisateurs du système électrique. Dans ce contexte, de nouveaux dispositifs de réglage du domaine régulé (FACTS, inductance, condensateur) mais aussi du domaine dérégulé (fermes éoliennes et photovoltaïques) peuvent compléter les actions des alternateurs synchrones de forte puissance appartenant également à ce dernier domaine. Ces nouvelles technologies qui se raccordent sur le réseau auront à l’avenir à participer à la fonction réglage de tension. Cet article fait un point sur l’ensemble de ces sujets dans le contexte français.

Notations et symboles Symbole

Unité

E I Ir
If

V A A

Force électromotrice Courant stator Courant ligne

A

Courant rotor (inducteur)

m

D 4 096 − 2

Sans dimension

Notations et symboles (suite)

Définition

Rapport de transformation

Symbole

Unité

P

W

Paux

W

Q

var

Qr

var

Qaux

var

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ＲＶ

Définition Puissance active Puissance active consommée par les auxiliaires de la centrale Puissance réactive Puissance réactive au point de livraison Puissance réactive consommée par les auxiliaires de la tranche

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＰＹＶ _______________________________________________________________________________________________________________ RÉGLAGE DE TENSION

groupes peuvent être contraints à se déconnecter, ce qui affaiblit la sûreté du système électrique ; – minimiser les pertes. Un bon réglage de la tension permet de minimiser les pertes réseau ; – utiliser au mieux la capacité des ouvrages de transport. Régler la tension sur le réseau électrique permet d’optimiser les flux de puissance qui transitent dans les lignes et de contrôler au mieux ces transits [D 4 090].

Notations et symboles (suite) Symbole

Unité

Définition

R S

Ω VA

U

V

Uex

V

Un

V

Ur

V

Us V Vp Vc Uo X Xd XHTB/HTA XHTA/BT

V V V V V Ω Ω Ω Ω

Résistance Puissance apparente Valeur efficace de la tension entre phases Tension d’excitation Valeur nominale efficace de la tension entre phases Valeur efficace de la tension entre phases au point de livraison Valeur efficace de la tension stator Valeur efficace de la tension simple Tension mesurée au point pilote Tension de consigne au point pilote Consigne de tension stator Réactance Réactance synchrone de l’alternateur Réactance du transformateur HTB/HTA Réactance du transformateur HTA/BT

ϕ

degré (o)

δ

( o)

k

degré

Niveau

Ｑ

1.2 Puissance réactive Les notions de puissance dans les réseaux triphasés ont été présentées dans [D 4 300]. Nous rappellerons simplement ici que la puissance réactive bien qu’homogène à des watts s’exprime en voltampères réactifs (var) pour la distinguer de la puissance active. La puissance réactive dans un système triphasé est donnée par l’expression :

Q = 3U I sinϕ La puissance réactive apparaît lorsqu’il existe un déphasage entre la tension et le courant qui traverse le récepteur, c’est-à-dire lorsque celui-ci comporte des inductances ou des condensateurs en régime sinusoïdal. Elle caractérise l’existence d’une composante de courant qui ne donne lieu à aucun échange de puissance moyenne mais qui occasionne des pertes et des chutes de tension.

Déphasage tension courant Angle interne Niveau de participation en réactif (Réglage secondaire de tension)

Une inductance consomme de l’énergie réactive (la puissance réactive correspondante est positive ou reçue du réseau) et un condensateur fournit de l’énergie réactive au réseau (la puissance réactive correspondante est négative).

1. Réglage de la tension et de la puissance réactive

Nota : les considérations précédentes sont celles utilisées usuellement. Dans le cas général, avec des charges non linéaires et/ou discontinues, on fait apparaître la notion de charge déformante D telle que : S = P 2 +Q 2 + D 2 . Cette notion ne sera pas abordée dans ce qui suit.

1.1 Pourquoi régler la tension La tension est un paramètre local du réseau électrique dont la valeur fluctue par nature. Elle est d’abord affectée par des variations lentes et générales liées aux cycles d’évolution saisonnière, hebdomadaire et quotidienne de la consommation. Elle subit aussi des variations rapides liées à de multiples aléas : fluctuations aléatoires des charges, changements de topologie du réseau, déclenchements d’ouvrages de transport ou de groupes de production.

1.3 Couple tension réactif La tension en un point du réseau est fonction, d’une part, des forces électromotrices des générateurs qui y sont raccordés et, d’autre part, des chutes de tension dans les divers éléments du réseau (machines, transformateurs, lignes, etc.). Il est montré dans [D 4 300] que, pour un réseau triphasé, l’écart de tension peut être approché par la relation :

Le réglage de la tension aux différents endroits du réseau s’avère donc être une nécessité pour : – exploiter au mieux le réseau en assurant sa sûreté. Le réglage de la tension permet d’éviter les phénomènes d’écroulement de tension qui peuvent entraîner des black-out [D 4 090] ; – maintenir la tension d’alimentation des clients dans les plages contractuelles. Pour les clients et les distributeurs, chaque contrat de fourniture définit la tension nominale de raccordement ainsi que la plage de variation acceptée autour de cette valeur ; – respecter les contraintes de fonctionnement des matériels. Le matériel raccordé au réseau est défini pour un point de fonctionnement nominal, et des variations trop importantes de tension à ses bornes peuvent dégrader ou générer un vieillissement prématuré du matériel. Des tensions trop hautes entraînent le vieillissement ou la destruction des matériels raccordés, des tensions trop basses provoquent des surcharges dans les lignes, perturbent le bon fonctionnement de certaines protections et des régleurs en charge des transformateurs ; – le producteur. La tension doit aussi être maintenue dans une plage qui soit acceptable pour les installations auxiliaires et afin de garantir la stabilité de l’alternateur principal, faute de quoi, les

∆U = U1 − U 2 =

RP + XQ U2

(1)

La diminution de la chute de tension entre deux sommets d’un réseau passe ainsi par une réduction de la somme RP + XQ et une augmentation de la tension U d’exploitation. Pour un réseau de transport, dans lequel la résistance des lignes HTB est négligeable par rapport à la réactance (X 艋 10 R ) la relation (1) devient : ∆U =

XQ U2

(2)

C’est donc, de façon prépondérante, la circulation de puissance réactive qui crée les chutes de tension dans une ligne HTB. La tension et la puissance réactive sont donc des grandeurs très liées. Ainsi, la puissance réactive « se transporte » mal et au-delà d’une certaine distance, la puissance réactive fournie par les alternateurs ou les condensateurs ne peut pas parvenir jusqu’à l’endroit où elle est nécessaire.

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D 4 096 – 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＰＹＶ RÉGLAGE DE TENSION _______________________________________________________________________________________________________________

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production de puissance réactive, aux variations de la tension consécutives à de faibles variations de puissance réactive appelées par les consommateurs ou dues à des défauts éloignés ou des manœuvres sur le réseau. Cette action est disponible tant que l’alternateur n’a pas atteint ses limites de fonctionnement.

Pour régler la tension sur un réseau, il faut donc maîtriser le transit de la puissance réactive dans les ouvrages du réseau de transport. Pour réaliser cet objectif, il faut donc compenser la puissance réactive : – au plus près des charges essentiellement consommatrices de puissance réactive ; – des réseaux de transport et de distribution qui peuvent produire ou consommer de la puissance réactive selon l’état de charge du réseau. Comme les moyens de compensation statiques en réseau ou chez les clients sont souvent insuffisants et de moindre performances (réglages lents et discontinus), le réglage continu et dynamique des groupes de production est donc indispensable pour la tenue de la tension sur le réseau de transport. Pour augmenter la capacité de transit des lignes existantes et améliorer la sûreté du réseau et la qualité de l’électricité acheminée, il est donc conseillé de : – produire ou consommer la puissance réactive là où elle est consommée ou produite (alternateurs, compensateurs synchrones, condensateurs, inductances, FACTS pour Flexible Alernative Current Transmission System) ; – maintenir un niveau de tension constant en un maximum de points du réseau (alternateurs, FACTS, régleurs en charge) ; – compenser les impédances des lignes de transport (FACTS, inductances, condensateurs).

■ Le réglage secondaire de tension L’objectif du réglage secondaire est de coordonner automatiquement les actions des régulateurs primaires de tension des groupes de façon à assurer au mieux l’équilibre global production-consommation d’énergie réactive. Il permet ainsi de reconstituer des réserves de réactif lorsque, sous l’action du réglage primaire, un groupe est arrivé en butée de réactif, ou de suivre les fluctuations de grande amplitude mais généralement lente de la tension (dues par exemple aux variations de la charge dans la journée), tout en conservant à tout instant une bonne répartition de la production réactive (figure 1). Le contrôle du plan de tension ne peut être assuré que si l’on respecte des équilibres locaux production-consommation d’énergie réactive ; aussi la mise en pratique du réglage secondaire repose-t-elle sur une division du réseau en zones. Dans chaque zone est choisi un « point pilote ». Les zones et les points pilotes sont déterminés de telle sorte que, si la tension est tenue au point pilote, la tension en tout point de la zone associée reste dans les limites acceptables en exploitation normale avec des zones indépendantes. À chaque zone sont associés un certain nombre de groupes dont la production de réactif agit de façon significative sur la tension de la zone. Le principe du réglage consiste à élaborer automatiquement une correction de la valeur de consigne des régulateurs primaires de ces groupes à partir d’une mesure de la variation de tension au point pilote. En outre, l’action sur les groupes est réalisée de façon à répartir équitablement les sollicitations entre les différents groupes de la zone. La dynamique du réglage secondaire est assez lente (de l’ordre de quelques minutes) de façon à éviter les interactions entre le réglage primaire et le réglage secondaire et à diminuer les contraintes sur les groupes. Deux réglages sont adoptés aujourd’hui sur le réseau français, le réglage secondaire de tension (RST) ou le réglage secondaire coordonné de tension (RSCT) pour la zone ouest. Le RSCT est plus performant que le RST. Son algorithme utilise un ensemble de points pilotes ainsi que des points sensibles et intègre les limites de fonctionnement desalternateurs de la zone. La coordination des alternateurs est optimisée, ce qui permet un temps de réponse plus rapide et une meilleure précision tout en intégrant les performances des différents alternateurs.

2. Structuration du réglage en France Le réglage de tension en France est organisé selon une structure hiérarchique à trois niveaux.

■ Le réglage primaire de tension Les seules sources de tension du réseau de transport sont constituées par les alternateurs, qui sont équipés d’un régulateur de tension. Le régulateur primaire de tension (en anglais Automatic Voltage Regulator, ou AVR) maintient automatiquement la tension aux bornes du stator de l’alternateur constante et égale à une valeur de consigne, par action sur la tension d’excitation qui commande le courant rotor de la machine. Pour plus de renseignements sur les différents systèmes d’excitation existants on peut se reporter à [D 3 545]. La constante de temps de ce réglage est de l’ordre de plusieursdixièmes de seconde. L’alternateur réagit ainsi, en modifiant sa

Il est à souligner que le réglage secondaire de tension n’est pas en exploitation dans tous les pays. Ce réglage est parfois réalisé « manuellement » par les opérateurs du réseau en complément du réglage tertiaire.

Jeu de barres pilote

Transmission de la tension du point pilote Vp

Participation

Consigne Régulateur de zone Vc Dispatching Niveau régional k

Boucle en réactif

réactif produit par le groupe

Uex Régulateur primaire de tension

Consigne V0

tension stator U

Groupe i + 1 Groupe de production i Groupe i + 2 Figure 1 – Synoptique du réglage primaire et secondaire (d’après [1])

D 4 096 – 4

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Réseau

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Réseaux d’interconnexion et de transport : fonctionnement par

Pierre BORNARD Directeur de la Division Système Électrique à RTE (Réseau de Transport d’Électricité)

Michel PAVARD

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Agent d’Électricité de France en inactivité et

Georges TESTUD Chef Adjoint du Département Exploitation du Système Électrique à RTE

1.

Problématique du fonctionnement des réseaux .............................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4

Répartition des transits ......................................................................... Problème général ........................................................................................ Puissance transmissible dans une ligne.................................................... Chute de tension dans une ligne................................................................ Calculs de répartition de puissances .........................................................

— — — — —

3 3 3 4 4

3. 3.1

Pourquoi régler la tension et la fréquence ? .................................... Tension ......................................................................................................... 3.1.1 Tension en un point du réseau .......................................................... 3.1.2 Besoins de tenue de tension.............................................................. Fréquence..................................................................................................... 3.2.1 Causes des variations de fréquence ................................................. 3.2.2 Besoins de tenue de la fréquence ..................................................... Organisation des réglages ..........................................................................

— — — — — — — —

5 6 6 6 7 7 7 8

— — — —

8 8 9 9

4.3 4.4

Fonctionnement en régime perturbé.................................................. Maîtriser les incidents banals : le plan de protection ............................... Mécanismes des grands incidents ............................................................. 4.2.1 Généralités .......................................................................................... 4.2.2 Types de fonctionnement d’un système électrique en régime très perturbé ............................................................................................... Protection du système électrique............................................................... Reprise de service........................................................................................

— — —

9 11 11

5.

Conclusion .................................................................................................

—

12

Références bibliographiques .........................................................................

—

12

3.2

3.3 4. 4.1 4.2

D 4 091 — 2

our des raisons économiques (effet de taille...) ou techniques (localisation des réserves hydrauliques et des sources froides...), les unités de production sont souvent géographiquement très concentrées. Par contre, la consommation est beaucoup plus dispersée.

P

Les réseaux de transport et d’interconnexion assurent la liaison entre les grands centres de production et les grandes zones de consommation ainsi qu’avec les réseaux des gestionnaires de réseaux voisins.

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Le gestionnaire du réseau doit maintenir, en permanence, l’équilibre entre l’offre disponible et la demande potentielle et assurer le transit de l’énergie depuis les groupes de production jusqu’aux consommations tout en respectant

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur

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D 4 091 − 1

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RÉSEAUX D’INTERCONNEXION ET DE TRANSPORT : FONCTIONNEMENT

__________________________________________________________________________

les plages contractuelles de tension et de fréquence et les limites constructives des constituants du réseau. Les incidents pouvant affecter le fonctionnement du système électrique doivent être maîtrisés pour limiter la gêne occasionnée aux utilisateurs du réseau et surtout éviter les phénomènes d’écroulement complet du système.

Ｒ

1. Problématique du fonctionnement des réseaux

Les réseaux THT jouent un rôle très important pour respecter ces contraintes car : — les références de tension, qui vont conditionner l’ensemble du plan de tension dans le réseau, sont fixées, pour l’essentiel, par les groupes de production raccordés aux réseaux THT ; — la fréquence est, de même, fixée par ces groupes de production qui doivent rester synchrones en régime permanent ; — la sécurité d’alimentation des grands centres de consommation dépend très fortement de la structure des réseaux de transport.

Les réseaux de transport et d’interconnexion à très haute tension (THT) assurent la liaison entre les centres de production et les grandes zones de consommation. Ils permettent d’acheminer, là où elle est consommée, l’énergie produite à un instant donné. Ils permettent aussi, d’échanger de la puissance, à travers les lignes d’interconnexion, entre pays ou grandes zones relevant de gestionnaires de réseaux différents.

■ Mais il faut savoir que, compte tenu de l’inertie mécanique relativement faible de certains composants des systèmes électriques (groupes de production et moteurs) et de la grande vitesse de propagation des phénomènes, les réseaux THT créent un couplage dynamique très fort entre les moyens de production, d’une part, et les charges (consommation), d’autre part. Du fait des interconnexions internationales, une perturbation importante en Europe du Nord peut être ressentie quelques secondes plus tard en Europe du Sud.

Nous conserverons ici la dénomination très haute tension couramment utilisée, correspondant au domaine haute tension HTB (norme UTE C 18-510) pour les valeurs de 150 à 800 kV : en France, 225 et 400 kV.

Au-delà de l’examen du problème de la répartition économique et en sécurité de la puissance, l’étude du fonctionnement de ces vastes systèmes interconnectés et fortement couplés est donc absolument nécessaire. Elle portera sur leur réglage et leur stabilité.

Trois objectifs majeurs gouvernent l’exploitation du système production-transport-consommation, que nous appellerons aussi système électrique, plutôt que réseau, terme que nous réserverons à l’ensemble des moyens de transport et de transformation de l’électricité :

■ Enfin, il va de soi qu’il est nécessaire de protéger les systèmes électriques qui peuvent être affectés par de nombreux types d’incidents. Il convient de distinguer la protection des ouvrages du réseau proprement dit (lignes...) et celle du système production-transport. La protection du système production-transport est essentielle, car certains incidents (pertes de ligne en cascade, pertes brutales de moyens de production importants...) peuvent induire des conséquences catastrophiques (effondrement du système électrique).

— garantir la sûreté de fonctionnement (assurer le fonctionnement normal du système, limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents, limiter les conséquences des grands incidents) [1] ; — favoriser la performance économique et l’ouverture du marché électrique ; — satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés.

En définitive, l’étude du fonctionnement du système production-transport-consommation est dominée par quatre préoccupations : • maintenir en permanence les conditions nécessaires d’un équilibre entre la production et la consommation (problème de conduite) ; • maintenir les caractéristiques de la tension et de la fréquence dans les plages contractuelles (problème de réglage) ; • tenir compte du fort couplage dynamique entre production et consommation via le réseau (problème de stabilité) ; • assurer l’intégrité des ouvrages (problèmes de protection) et du système électrique (problèmes de stabilité et de protection).

■ Le stockage massif de l’énergie électrique sous une forme immédiatement disponible n’est, actuellement, pas possible dans des conditions économiques satisfaisantes (article [D 4 030] Stockage d’électricité dans les systèmes électriques). Le problème majeur de l’exploitant est donc de maintenir, en permanence, l’équilibre entre l’offre disponible et la demande potentielle, l’équilibre instantané entre production et consommation étant une condition nécessaire de fonctionnement du système électrique. Par ailleurs, le maillage du réseau permet de faire face aux aléas qui peuvent affecter l’exploitation (indisponibilité d’ouvrage, aléas de consommation, incidents...). ■ La qualité du service impose en outre à l’exploitant de chercher à : — maintenir les caractéristiques du produit (tension, fréquence) dans les limites précises du cahier des charges et des contrats conclus avec les utilisateurs du réseau ; — limiter, autant que faire se peut, les interruptions de service.

D 4 091 − 2

Le présent article et l’article [D 4 092] Réseaux d’interconnexion et de transport. Réglages et stabilité ont pour objet de présenter une vue synthétique des méthodes et des moyens mis en œuvre pour assurer le réglage et la stabilité des réseaux interconnectés [2] [3].

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur

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__________________________________________________________________________ RÉSEAUX D’INTERCONNEXION ET DE TRANSPORT : FONCTIONNEMENT

2.2 Puissance transmissible dans une ligne

Le présent article expose la problématique générale du fonctionnement et des réglages des réseaux de transport, l’article associé [D 4 092] détaillant la mise en œuvre des réglages de tension et de fréquence et le problème de la stabilité. Les problèmes de protection ne seront abordés que très brièvement, car ils sont développés dans les articles Protection des réseaux.

Contrairement à une idée très répandue, ce n’est pas l’échauffement maximal des conducteurs qui, en général, limite la puissance transmissible à travers une ligne. En effet, considérons la figure 1 qui représente, de manière très simplifiée, par un dipôle d’impédance Z = R + jX, une ligne destinée à alimenter la charge dessinée en tireté. Sans nuire à la généralité du propos, nous supposerons d’abord que la résistance R de la ligne est nulle (elle est généralement très faible vis-à-vis de la réactance X) et que la puissance réactive Q2 de la charge est nulle (ce qui est vrai en cas de bonne compensation de puissance réactive).

2. Répartition des transits 2.1 Problème général Pour résoudre le problème de l’acheminement de la puissance disponible sur les lieux de consommation, dans le cas d’un réseau maillé, il convient de vérifier la compatibilité des niveaux de production de chaque groupe déterminés par les producteurs pour satisfaire, d’une manière économiquement optimale pour eux, leurs engagements et les transits de puissance dans le réseau.

Nous montrerons d’abord qu’il est important de réguler la tension aux bornes de la charge. Si nous désignons par θ l’angle entre V1 et V2, nous avons, en considérant la figure 2 simplifiée (avec R = 0), I en phase avec V2, d’où : XI = V1 sinθ

En général, il existe une multitude de plans de production qui permettent de faire face à la demande. Toutefois, certains de ces plans ne sont pas adaptés pour acheminer la puissance sur les lieux de consommation en respectant les contraintes technico-économiques d’exploitation (minimiser les coûts de production et le coût des pertes, respecter les limites thermiques des ouvrages, maintenir la tension dans certaines plages en chaque nœud du réseau, être capable de faire face le plus rapidement possible à certains types de défaillance...).

et la puissance active est : V1 V2 P 1 = P 2 = ------------- sin θ X

Le problème général de la production et de la répartition optimale et en sécurité de la puissance dans un système production-transport-consommation alternatif maillé est donc fort complexe. Le fonctionnement d’un système électrique est gouverné, à chaque instant, par l’équilibre nécessaire entre les puissances actives et réactives produites et consommées.

S1 1

(1)

S2

Z

2

I V1

Dans tout ce qui suit, nous assimilerons les pertes par effet Joule dans les ouvrages de transport à une consommation.

V2

Z = R + jX Puissances apparentes :

Lorsque cette condition nécessaire de fonctionnement est respectée, l’état du système est caractérisé, en régime stationnaire, par la fréquence f (grandeur globale) et les tensions V (grandeurs locales). La fréquence f est fixée par la vitesse de rotation de toutes les machines qui doivent rester synchrones en régime permanent.

S1 = P1 + j Q1 S2 = P2 + j Q2

Figure 1 – Modélisation série d’une ligne de transport : schéma monophasé équivalent

Contrairement à ce qu’un abus de langage pourrait laisser croire, l’objectif du réglage des réseaux n’est pas tant de maintenir l’équilibre entre la production et la consommation (les lois de Kirchhoff s’en chargent dans la mesure où f et V restent dans certaines plages correspondant aux conditions nécessaires de fonctionnement) que de maintenir la fréquence et la tension dans des limites contractuelles, plus contraignantes en fait que les limites imposées par les conditions nécessaires de fonctionnement. Nous examinerons ces points dans les paragraphes qui suivent.

V1 jX I

θ ϕ

V2

Nous allons d’abord traiter de la répartition des puissances produites par les centrales à travers les réseaux de transport et de répartition, jusqu’au consommateur final. Sans entrer dans des détails quelque peu théoriques, disons simplement que l’on sait résoudre certaines variantes de ce problème [3], correspondant à des hypothèses de plus en plus simplificatrices.

RI ∆V

Figure 2 – Diagramme des tensions correspondant à la figure 1

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D 4 091 − 3

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Réseaux d’interconnexion et de transport : réglages et stabilité par

Pierre BORNARD Directeur de la Division Système Électrique à RTE

Michel PAVARD

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Agent d’Électricité de France en inactivité et

Georges TESTUD Chef Adjoint du Département Exploitation du Système Électrique à RTE

D 4 092 — 2

1.

Rappels de la problématique générale...............................................

2. 2.1 2.2

Réglage de la fréquence et de la puissance active ........................ Adaptation de la production à la consommation ..................................... Adaptation de la consommation à la production .....................................

— — —

2 2 5

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Réglage de la tension et de la puissance réactive ......................... Dualité réglage de la tension-compensation réactive .............................. Compensation de la puissance réactive .................................................... Chaîne de réglage de la tension ................................................................. Réglage de la tension des réseaux THT ..................................................... Écroulement du plan de tension ................................................................

— — — — — —

7 7 7 7 8 9

4. 4.1 4.2 4.3 4.4

Stabilité des alternateurs ...................................................................... Stabilité statique (en petits mouvements)................................................. Stabilité transitoire ...................................................................................... Méthodes de simulation numérique.......................................................... Amélioration de la stabilité.........................................................................

— — — — —

9 10 11 13 13

5.

Conclusion .................................................................................................

—

14

Références bibliographiques .........................................................................

—

14

onserver la maîtrise de la sûreté du système et respecter les engagements contractuels pris vis-à-vis des utilisateurs des réseaux de transport impliquent la mise en œuvre de systèmes de réglages de la fréquence et de la tension performants (Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement [D 4 091]). Le présent article présente une vue synthétique des méthodes et des moyens mis en œuvre pour assurer le réglage de la tension et de la fréquence ainsi que la stabilité des réseaux de transport THT.

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D 4 092 − 1

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RÉSEAUX D’INTERCONNEXION ET DE TRANSPORT : RÉGLAGES ET STABILITÉ

______________________________________________________________________

1. Rappels de la problématique générale

2. Réglage de la fréquence et de la puissance active Tout écart entre la puissance électrique appelée par un réseau et la puissance mécanique fournie par les machines d’entraînement des alternateurs provoque des variations de vitesse de ces derniers, donc de la fréquence du réseau.

Les réseaux de transport et d’interconnexion à THT (très haute tension) assurent la liaison entre les grands centres de production et les grandes zones de consommation. Ils permettent aussi d’échanger de la puissance à travers les lignes d’interconnexion, entre pays ou grandes zones relevant de gestionnaires de réseaux différents.

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Le problème de l’adaptation, à tout instant, de la production à la demande est donc intimement lié à celui du réglage de la fréquence (Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement [D 4 091]). Cette adaptation ne peut être réalisée que de deux façons : — en faisant varier constamment la production pour satisfaire la consommation ; c’est le mode d’exploitation normal ; — en ajustant la consommation à la production ; c’est ce que l’on est contraint de faire en période de pénurie (structurelle ou accidentelle).

Trois objectifs majeurs gouvernent l’exploitation du système production-transport-consommation, que nous appellerons système électrique, plutôt que réseau, en réservant ce terme à l’ensemble des moyens de transport et de transformation de l’électricité : — garantir la sûreté de fonctionnement (assurer le fonctionnement normal du système, limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents, limiter les conséquences des grands incidents) [1] ;

2.1 Adaptation de la production à la consommation

— favoriser la performance économique et l’ouverture du marché de l’électricité ; — satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés.

2.1.1 Généralités

L’article Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement [D 4 091] décrit la problématique générale du fonctionnement du système électrique. Il montre en particulier que le gestionnaire du réseau doit suivre les variations normales des conditions de fonctionnement (par exemple l’évolution de la consommation au cours de la journée) et faire face aux aléas (déclenchements de groupes de production ou d’ouvrages du réseau) tout en maîtrisant en permanence la sûreté de fonctionnement du système et en respectant ses engagements contractuels (en particulier en termes de respects de plages de tension et de fréquence) vis-à-vis des utilisateurs du réseau.

Au fur et à mesure de l’évolution de la technologie et de la structure des réseaux, des solutions de plus en plus élaborées ont été appliquées pour adapter automatiquement la production à la consommation. ■ Les actions qui permettent de maintenir les conditions d’un équilibre production-demande se placent à différentes échéances dans le temps : — les décisions d’investissement sont prises très en amont du stade opérationnel ; elles permettent de définir le volume et la nature des moyens de production à mettre en service à une date donnée, à partir des prévisions de consommation à long terme, et de planifier les moyens de transport indispensables pour acheminer la puissance vers les zones de consommation ; — sur une période qui s’étale de quelques années à un jour avant l’instant considéré, la gestion prévisionnelle du parc de production et du réseau va aboutir à la définition des programmes de marche des centrales en s’efforçant de coordonner au mieux les objectifs de minimisation des coûts de production (objectifs des producteurs) et les objectifs de minimisation des coûts de transport et le maintien de la sûreté du système (objectifs du gestionnaire du réseau) ; — en temps réel, les centrales réalisent leur programme de marche ; celui-ci est ajusté si besoin, sur demande de l’opérateur du gestionnaire de réseau pour faire face aux écarts constatés face à la consommation effective ou tout autre aléa.

Il montre également que pour atteindre ces objectifs, des systèmes de réglages performants doivent être mis en œuvre, s’appuyant en particulier sur les groupes de production raccordés sur le réseau THT, selon les principes généraux d’organisation suivants : — les réglages de la puissance active P et de la fréquence f sont étroitement liés (couplage P, f) ; — les réglages de la puissance réactive Q et de la tension V sont également étroitement liés (couplage Q, V) ; — le réglage de la fréquence est global (en régime permanent, la fréquence est identique dans tout le réseau) ; — le réglage de la tension est local (la valeur de la tension de consigne peut être légèrement différente selon les points d’un réseau exploité à un même niveau de tension nominale).

■ Le délai d’action d’un opérateur n’est cependant pas suffisant pour répondre à certains aléas. Il faut donc compléter son action par des réglages rapides et automatiques.

Si le réseau n’est pas trop chargé, on peut admettre que les réglages (P, f) et (Q, V) sont largement découplés et il apparaît naturel d’organiser le réglage des systèmes électriques en respectant les deux principes suivants :

Le réglage primaire agit localement sur chaque groupe de production et assure, de façon automatique, la correction de l’écart entre production et demande. Il aboutit à un nouvel équilibre dans l’ensemble du réseau interconnecté, mais à une fréquence de fonctionnement différente de la fréquence de référence.

— découplage des réglages (Q, V) et (P, f) ; — hiérarchisation de chaque réglage dans le temps et dans l’espace.

Le réglage secondaire, également automatique, agit après le réglage primaire. Il rétablit la fréquence de référence et les échanges contractuels entre réseaux interconnectés. Il est du type centralisé (en général par pays ou zone d’action de gestionnaire de réseau).

Examinons maintenant, de façon forcément synthétique, les méthodes et les moyens mis en œuvre pour assurer le réglage de la tension et de la fréquence ainsi que la stabilité des réseaux THT [2] [3].

D 4 092 − 2

■ Lorsque l’on s’écarte trop des conditions prévues de fonctionnement et que les réglages automatiques s’avèrent inopérants, il faut

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______________________________________________________________________ RÉSEAUX D’INTERCONNEXION ET DE TRANSPORT : RÉGLAGES ET STABILITÉ

procéder à un réajustement des programmes de production des centrales en tenant compte des coûts d’ajustement correspondants (coûts à la hausse ou à la baisse) pour minimiser le coût du réajustement tout en assurant le fonctionnement le plus sûr du système de production-transport (réglage tertiaire). Ce type de décision est centralisé.

■ Considérons maintenant le cas d’un réseau constitué de n machines ; soit P0 la puissance programmée pour une fréquence f0 : n

∑

P0 =

i=1

(2)

P 0i

2.1.2 Réglage primaire Examinons l’effet d’une variation ∆P de la puissance appelée. Il est utile de définir une grandeur reliant les variations de fréquence à celle de la puissance appelée. Pour la puissance du réseau, on ne peut pas parler de valeur nominale et l’on est obligé de se référer à la puissance programmée P0 à l’instant considéré. On écrira donc l’équation de fonctionnement en régime permanent :

2.1.2.1 Rôle du réglage primaire Si on laissait agir les générateurs et les récepteurs suivant leurs propres lois d’autorégulation (Réseaux de transport et d’interconnexion. Fonctionnement [D 4 091]), notamment en laissant les organes d’admission du fluide moteur sur les groupes générateurs à ouverture constante, les variations de fréquence, sous l’effet des variations inévitables de la charge, risqueraient de prendre rapidement des amplitudes prohibitives [4].

∆P 1 ∆f ------- = – --- -----P0 s f0

En outre, les variations de la charge appelée par le réseau se répartiraient entre les groupes en fonction des caractéristiques naturelles des machines et du réseau (coefficients a d’autorégulation). Il en résulterait :

avec

— sur les ouvrages de transport, des modifications de transits difficiles à maîtriser ; — une désadaptation erratique du programme de production (préjudiciable à l’économie et à la sécurité d’exploitation).

s

statisme équivalent de ce réseau.

n′

n′

∑ i=1

∆f ∆P i = – -----f0

n′

■ Pour fixer le point de fonctionnement des groupes, il faut établir une relation biunivoque entre la fréquence et la puissance débitée par chaque groupe.

1 1 --- = -----s P0

Le principe du réglage primaire consiste à répartir les fluctuations de la charge (dont la fréquence est l’image) au prorata des capacités nominales des groupes en pondérant par un gain. On adopte donc, pour chaque groupe i, une loi de réglage de la forme :

∑ i=1

∑ i=1

f0

fréquence de consigne du réseau,

Pi

puissance débitée par le groupe i,

P 0i

puissance programmée du groupe i pour la fréquence f0,

P ni

puissance nominale du groupe i,

si

statisme permanent du régulateur du groupe i.

P ni ------si

(4)

n′

P0 >

fréquence du réseau correspondant fonctionnement à la puissance Pi,

i=1

P ni ------si

Le plus souvent, tous les groupes ne sont pas soumis au réglage primaire de vitesse : certains sont en butée de réglage, d’autres fonctionnent en réglage de puissance. Le statisme équivalent du réseau est donc supérieur à la moyenne pondérée des statismes permanents des groupes puisque :

(1)

f

∑

d’où :

Le lecteur pourra, pour plus de détails, se reporter à la référence bibliographique [5].

avec

puissance programmée totale du réseau à l’instant considéré,

∆P =

2.1.2.2 Principe du réglage primaire

ou :

P0

En fait, s est relié au statisme si des groupes en réglage primaire. En effet, la variation ∆P de puissance appelée P est la somme des variations ∆Pi des n′ groupes qui participent au réglage primaire, soit [cf. formule (1)] :

Les groupes générateurs sont donc munis de régulateurs de vitesse, qui agissent sur les organes d’admission de la turbine, quand la vitesse du groupe s’écarte de la vitesse de référence, et qui sont asservis à la vitesse pour maîtriser la répartition de la puissance produite entre les groupes.

P i – P 0i 1 f–f ------------------ = – ---- -----------0-  P ni si f0   ∆P 1 ∆f  ---------i = – ---- ----- P ni si f0 

(3)

P ni

au En France, le statisme constaté du réseau est de l’ordre de 12 %.

■ En général, on préfère caractériser un réseau par son « énergie réglante primaire » (le terme usuel énergie étant d’ailleurs utilisé ici par abus de langage) : P0 K = ------sf 0

En France, la valeur du statisme d’un groupe est fixée entre 3 et 6 %.

avec K exprimé en MW/Hz.

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D 4 092 − 3

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Protection des réseaux de transport et de répartition : présentation par

Benoît CALMET Ingénieur de l’École d’électricité, de production et des méthodes industrielles Ingénieur au Département exploitation du Centre national d’expertise réseaux de RTE

Ｒ 1.

Rappel sur les réseaux ............................................................................

2.

Défauts de fonctionnement ..................................................................

—

5

3.

Élimination des défauts ..........................................................................

—

6

4.

Automates de reprise du service .........................................................

—

8

5.

Technologie et mise en œuvre .............................................................

—

10

6.

Annexe : réseaux triphasés en régime de défaut ............................

—

12

D 4 800v2 - 3

Pour en savoir plus ............................................................................................ Doc. D 4 800v2

es réseaux électriques représentent des investissements considérables consentis par les Gestionnaires de Réseaux de Transport et de Distribution (GRT ou GRD) pour alimenter leurs clients dans les meilleures conditions de coût et de qualité de service. En France, le GRT est RTE (Réseau de Transport d’Électricité). Il gère principalement les réseaux HTB. Les réseaux publics de distribution (RPD) HTA et BT, qui, historiquement sont placés sous le régime de la concession, sont gérés par des GRD (Gestionnaire de réseaux de distribution au sens de la loi 2000-108). En France métropolitaine, ERDF (Électricité Réseau Distribution France) est le principal GRD, puisqu’il gère environ 95 % des réseaux publics de distribution. On notera toutefois que 170 ELD (Entreprises Locales de Distribution) assurent également cette fonction sur des territoires plus ou moins étendus, dont les réseaux pour des raisons historiques n’ont pas fait l’objet d’une nationalisation en 1946. Pour des raisons techniques et économiques évidentes, il n’est pas possible de construire des réseaux exempts de défauts de fonctionnement ; ils sont, en particulier, exposés aux agressions naturelles comme la foudre. Les réseaux sont donc affectés de perturbations qui peuvent mettre en cause la pérennité du matériel et la qualité du service rendu et dont il faut chercher à minimiser les conséquences. Tout défaut doit donc être identifié immédiatement afin d’isoler le plus rapidement possible du réseau sain l’ouvrage siège du défaut. C’est l’objet de la protection des réseaux. La Commission électrotechnique internationale (CEI) définit la protection comme l’ensemble des dispositions destinées à détecter les défauts ou les autres situations anormales dans un réseau d’énergie, à permettre l’élimination des défauts, à mettre fin aux situations anormales et à lancer des ordres ou des signalisations. La protection des différents réseaux (transport et interconnexion, distribution publique, distribution industrielle privée) fait l’objet de dossiers spécialisés. En préambule à ces dossiers, on rappelle ici les caractéristiques essentielles de

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PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION : PRÉSENTATION ______________________________________________________________

ces réseaux en donnant des indications sur les défauts qui les affectent. On présente également les critères communs à tous les réseaux qui sont à prendre en considération lors de la conception de leur protection. Tout ce qui suit ne concerne que la protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement. La protection contre les incidents affectant le fonctionnement d’ensemble du système Production-Transport-Consommation, tels que les surcharges, les pertes de synchronisme, les écroulements de tension, les baisses de fréquence, se trouve, dans le dossier Réseaux de transport et d’interconnexion : réglage et fonctionnement [D 4 090]. Les autres dossiers sur la protection des réseaux sont les suivants :

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– [D 4 801] « Protection des réseaux de transport et de répartition contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » ; – [D 4 802] « Protection des lignes et des câbles de transport et de répartition » ; – [D 4 803] « Protection des barres et transformateurs : apport des techniques numériques » ; – [D 4 804] « Réseaux de transport et de répartition : aspects Système et plans de protection » ; – [D 4 805] « Protection des réseaux de transport et de répartition » ; – [D 4 810] « Protection des réseaux à moyenne tension de distribution publique » ; – [D 4 815] « Protection des réseaux à basse tension de distribution publique » ; – [D 4 820] « Protection des installations industrielles et tertiaires ». Ils concernent les réseaux à courants alternatifs triphasés. Ces réseaux et les installations qui les constituent sont repérés par leur niveau de tension normalisé (en France, la publication applicable est l’UTE C18-510) : – – – – –

HTB : Un > 50 kV ; HTA : 1 kV < Un ⭐ 50 kV ; BTB : 500 V < Un ⭐ 1 000 V ; BTA : 50 V < Un ⭐ 500 V ; TBT : Un ⭐ 50 V.

De plus, en France, la HTB se décompose de la manière suivante (décret no 2003-588 du 27 juin 2003) : – HTB1 : 50 kV < Un ⭐ 130 kV ; – HTB2 : 130 kV < Un ⭐ 350 kV ; – HTB3 : 350 kV < Un ⭐ 500 kV. Toutefois, par abus de langage, nous rencontrons fréquemment les anciennes appellations : – – – –

très haute tension (THT) : supérieure à 200 kV ; haute tension (HT) : entre 35 et 200 kV ; moyenne tension (MT) : entre 1 et 35 kV ; basse tension (BT) : inférieure à 1 kV.

Les valeurs des tensions assignées (ou nominales) correspondant à chaque niveau, adoptées dans les différents pays, sont très diversifiées et trop nombreuses pour être toutes citées ; celles couramment utilisées en France, sont les suivantes : 400 kV ; 225 kV ; 90 kV ; 63 kV ; 20 kV et 15 kV ; 400 V ; 230 V. On note qu’il existe encore des ouvrages 150 kV et 42 kV sur le territoire français, mais qui sont voués à disparaître au fur et à mesure du renouvellement du réseau.

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______________________________________________________________ PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION : PRÉSENTATION

1. Rappel sur les réseaux

Certains industriels produisent de l’électricité, de par leur process. On estime à 2,6 % de la consommation française la production autoconsommée par ces industriels sur leurs sites.

Les réseaux constituent le lien obligatoire entre la production de l’énergie électrique et les utilisateurs.

Enfin, il faut savoir que tous les réseaux électriques génèrent des pertes en ligne ; en France 6,7 % de la consommation est à imputer à ces pertes.

1.1 Production 1.3 Divers types de réseaux

Nota : le lecteur pourra se reporter au dossier Conduite d’un système de production-transport [D 4 080] et en [Doc. D 4 800v2] aux articles référencés [2] [3].

1.3.1 Réseau de transport et d’interconnexion

L’énergie est produite par des moyens centralisés ou décentralisés, raccordés au réseau de transport ou aux réseaux de distribution : – des centrales thermiques classiques (charbon, fuel, gaz) et nucléaires ; – des usines hydrauliques ; – des parcs éoliens ; – des cogénérations ; – de la production photovoltaïque.

La mission des réseaux de transport et d’interconnexion est principalement : – de collecter la puissance produite par les centrales importantes et de l’acheminer vers les zones de consommation : fonction transport ; – de permettre une exploitation économique et sûre des moyens de production en assurant une compensation des aléas et en utilisant, en priorité, les groupes de production les plus économiques du fait de leur puissance, de la nature du combustible, de leur âge, enfin, d’assurer des échanges commerciaux entre les différents pays : fonction interconnexion.

En France, en 2007, la production se répartissait de la manière suivante : – thermique nucléaire : 76,9 % ; – thermique à flamme : 10,1 % ; – hydraulique : 11,6 % ; – éolien : 0,7 % ; – sources d’énergies renouvelables hors hydraulique et éolien : 0,7 %.

En France, ce double rôle est essentiellement celui du réseau 400 kV. Les réseaux de ce type sont très maillés et sont constitués d’ouvrages capables de très forts transits.

Aujourd’hui, dans la plupart des pays industrialisés, l’énergie est produite par des centrales de grande puissance, souvent de plusieurs milliers de mégawatts.

Exemple : les circuits aériens du réseau 400 kV du Réseau de transport d’électricité RTE peuvent transiter plus de 3 500 A. Ces capacités de transit ne sont jamais utilisées en permanence ; elles sont calculées pour se prémunir de la perte d’un ouvrage adjacent et ainsi supporter le report de charge.

Exemple : en France, la puissance unitaire des tranches nucléaires est de 900 et 1 300 MW et un site de production peut compter de deux à six tranches.

Il faut noter qu’une forte interconnexion favorise la stabilité de fonctionnement des générateurs géographiquement éloignés.

Les centrales sont éloignées des centres de consommation par suite : – de sujétions d’alimentation en eau de refroidissement ; – de sujétions d’approvisionnement en combustible (localisation des centrales près des bassins miniers, des ports ou des gazoducs) ; – de situations géographiques dans le cas de l’hydraulique.

1.3.2 Réseaux de répartition régionale En France, ce sont les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV. Leur fonction est d’amener l’énergie prélevée sur les réseaux de tension supérieure jusqu’aux points d’injection sur les réseaux de distribution et chez les gros utilisateurs industriels.

Les unités de forte puissance doivent évacuer l’énergie produite en 225 kV et 400 kV du fait : – de contraintes techniques ; il faut utiliser des tensions d’autant plus élevées que la puissance à transporter est importante et que la distance de transport est grande ; – de contraintes économiques ; pour une puissance à transporter donnée, en élevant la tension, on diminue le courant à transiter, donc la section des conducteurs et les pertes par effet Joule.

Ces réseaux ont très souvent une structure dite bouclée. Exemple simplifié : un réseau de ce type est présenté sur la figure 1. Les lignes représentées en bleu forment une boucle. L’intérêt de cette topologie réside surtout dans la notion de secours d’alimentation ; en effet, la perte d’une liaison d’alimentation est compensée par les autres ouvrages, qui transitent alors la puissance demandée.

1.2 Consommation

Une part notable de production, essentiellement d’origine hydraulique, est encore raccordée au réseau 63 kV, ce qui en complique l’exploitation et la protection.

La consommation électrique en France s’élevait en 2007 à 480,3 térawattheure (1 TWh est égal à 1 milliard de kWh).

L’exploitation des réseaux de répartition se fait :

Les utilisateurs sont extrêmement nombreux et répartis sur tout le territoire.

– soit en boucle fermée (on dit que le réseau est bouclé) ; – soit en boucle ouverte (on dit que le réseau est débouclé).

Les consommateurs raccordés sur les réseaux de distribution sont les plus nombreux (professionnels et particuliers). En 2007, ils représentaient 72,9 % de la consommation intérieure.

Certaines alimentations se font en antenne, comme celle réalisée au moyen de la ligne L1 ou encore en piquage comme le raccordement de L2 sur la ligne L3 (figure 1).

Les utilisateurs industriels raccordés directement sur le réseau de transport sont moins nombreux, mais gros consommateurs ; ils représentent 17,8 % de la consommation.

À chacun de ces cas peuvent correspondre des protections et des automates spécifiques (§ 4).

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PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION : PRÉSENTATION ______________________________________________________________

HTB

HTA

HTA

HTB

HTB

HTB

HTB HTB HTB BT

HTA

L2 L3

Ｒ

BT

point de débouclage HTB

HTA

L1

BT

Figure 2 – Réseau HTA souterrain en coupure d’artère

HTB BT

HTA

BT BT

HTA BT

Figure 1 – Exemple de réseau de répartition bouclé HTB

HTA

1.3.3 Réseaux HTA de distribution publique Ces réseaux (cf. dossier Réseaux de distribution. Structure et planification [D 4 210]) alimentent un grand nombre d’utilisateurs : – soit directement pour des puissances allant jusqu’à quelques mégawatts ; – soit, après transformation, en BT.

HTB

Point d’ouverture

HTA BT

BT BT

BT

Leur structure et leur mode d’exploitation varient selon les pays. Les réseaux à structure radiale sont exploités débouclés ; on rencontre deux types principaux de structures : – en coupure d’artère (figure 2), typique des réseaux urbains souterrains ; ces réseaux sont conçus pour un éventuel fonctionnement bouclé ; – à structure arborescente, typique des réseaux ruraux aériens (figure 3) ; ces réseaux comportent des points de bouclage pour assurer un secours par la HTA.

Souterrain Interrupteur fermé

Interrupteur aérien télécommandé Interrupteur ouvert

Remontée aérosouterraine

Poste HTA/BT

Interrupteur manuel

Figure 3 – Réseau HTA arborescent mixte (aéro-souterrain)

– d’être courts ; – de transiter des puissances souvent très élevées ; – de comporter des dispositions spécifiques pour assurer la protection des personnes.

Remarque : le point d’ouverture (ou coupure) est présent dans le but de ne pas boucler le réseau HTB par le réseau HTA (les transits d’énergie seraient trop important pour les installations HTA). En régime normal, le point de coupure est donc ouvert.

Il existe également des industries autoproductrices d’électricité appelées cogénérations. Exemple : les industries fortement productrices de vapeur.

1.3.4 Réseaux BT de distribution publique

Les unités de production sont en général de faible puissance et fonctionnent en parallèle avec le réseau du distributeur.

Ces réseaux alimentent des consommateurs de faible puissance unitaire, jusqu’à environ 250 kVA ; ils peuvent être : – à structure radiale avec ou sans point de bouclage ; – maillés ; si il peut subsister localement quelques poches de réseaux « expérimentaux » maillés, en tous cas, à Paris, ils ont été largement utilisés dans les années 1960, et ont totalement disparu depuis les années 1990. En effet, cela impliquait trop de contraintes de construction (Icc importante) et d’exploitation (risque de perte totale de la maille). On peut toutefois rencontrer des réseaux BT maillés à l’étranger (États-Unis et Japon).

Les réseaux d’usine ont leurs propres systèmes de protection.

1.4 Constitution des réseaux Dans ce dossier et les dossiers qui suivent, les éléments des réseaux électriques sont indifféremment désignés par ouvrages ou installations. Parmi ces ouvrages, on distingue principalement des ouvrages de transformation et des ouvrages de transit. Les ouvrages de transit étant utilisés comme lien entre les différents points géographiques des réseaux, et les ouvrages de transformation pour transformer les tensions d’un réseau à l’autre (par exemple, pour abaisser l’énergie issue du réseau de transport vers le réseau de distribution).

1.3.5 Réseaux d’usine L’alimentation électrique de certaines industries nécessite de construire des réseaux spécialisés, HTA et BT, en aval du réseau du distributeur [1] ; ces réseaux ont comme caractéristiques : – d’être essentiellement constitués de câbles souterrains ;

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Protection des réseaux de transport et de répartition contre les courtscircuits et les défauts d’isolement par

Jean-Luc CHANELIÈRE

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Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Ingénieur senior du Centre national d’expertise réseaux Réseau de transport d’électricité (EDF Transport) Actualisation du dossier [D 4 805] (1995) rédigé par Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

1.

Performances et contraintes imposées aux protections

1.1 1.2 1.3

Performances fonctionnelles ...................................................................... Environnement climatique et électromagnétique ..................................... Technologie ..................................................................................................

2.

Classification des protections

2.1 2.2 2.3

Protections à sélectivité absolue et à sélectivité relative.......................... Utilisation de liaisons de transmission ...................................................... Protections à signaux de commande .........................................................

3.

Influence des régimes transitoires ......................................................

3.1 3.2

Régimes transitoires créés par l’apparition de courts-circuits sur le réseau ................................................................................................. Régimes transitoires au niveau des transformateurs de mesure ............

4.

Fonctions élémentaires de mesure des relais

4.1 4.2 4.3 4.4

Relais de mesure de courant....................................................................... Relais de mesure de tension ....................................................................... Relais de mesure d’impédance ................................................................... Relais de mesure de puissance...................................................................

Pour en savoir plus ...........................................................................................

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2 4 4

— — — —

5 5 5 6

—

6

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6 7

— — — — —

8 8 10 11 15

Doc. D 4 801

e dossier traite de la protection des réseaux à très haute tension (THT) et à haute tension (HT) contre les courts-circuits et les défauts d’isolement ; la protection contre les fonctionnements anormaux du système Production Transport-Distribution (pertes de synchronisme, baisse de fréquence, chutes de tension) a fait l’objet d’un dossier « Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage » [D 4 090] et ne sera pas reprise ici. Les défauts sur les réseaux provoquent des perturbations affectant leur fonctionnement et la qualité d’alimentation de la clientèle (cf. [D 4 800v2] « Protection des réseaux. Présentation générale »). Par exemple, un défaut mal éliminé sur le réseau THT de transport et d’interconnexion peut conduire à un incident de grande ampleur privant d’alimentation une partie importante du territoire alors que les défauts sur les réseaux de répartition HT entraînent des creux de tension ou des coupures brèves, voire des coupures longues, chez les clients.

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PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION CONTRE LES COURTS- CIRCUITS ET LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT ________________________

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Si le nombre de défauts dépend des caractéristiques des ouvrages, notamment de leur niveau d’isolement et de leur environnement, en particulier de leur exposition aux perturbations atmosphériques, la qualité de leur élimination est directement fonction des performances des systèmes et des équipements de protection. Les performances et contraintes imposées aux protections par les différents types de réseaux sont précisées. Après une présentation de la classification des protections couramment admise au plan international, et un rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement des protections, les fonctions élémentaires de mesure des relais sont détaillées. Dans ce dossier, en conformité avec le langage courant, nous conserverons les notations THT (225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle (UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV. Ce dossier fait partie d’une série sur la protection des réseaux de transport et de répartition : – « Présentation » [D 4 800v2] ; – « Protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » [D 4 801] ; – « Protection des lignes et des câbles » [D 4 802] ; – « Protection des barres et des transformateurs. Apport des techniques numériques » [D 4 803] ; – « Aspects systèmes et plans de protection » [D 4 804].

1. Performances et contraintes imposées aux protections

Les contraintes à considérer pour concevoir le plan de protection des réseaux THT de transport et d’interconnexion découlent des spécificités de ces réseaux et des conditions de fonctionnement qui en résultent. Ces contraintes imposent aux protections les performances suivantes (§ 1.1.1.1, § 1.1.1.2, § 1.1.1.3 et § 1.1.1.4). 1.1.1.1 Rapidité d’élimination des défauts

1.1 Performances fonctionnelles

Dans la plupart des réseaux THT, c’est le maintien de la stabilité transitoire de fonctionnement des groupes générateurs qui impose le temps maximal d’élimination des défauts, essentiellement des défauts polyphasés qui sont les plus contraignants.

1.1.1 Performances imposées par les réseaux THT de transport et d’interconnexion

Ce temps maximal se situe le plus souvent dans la fourchette de 100 à 200 ms ; des valeurs plus basses – de l’ordre de 60 à 80 ms – peuvent être nécessaires dans des situations de réseau contraignantes. Sur les réseaux à 225 kV électriquement proches, ce temps est de l’ordre de 150 à 250 ms.

La taille des groupes générateurs modernes nécessite de les raccorder aux réseaux de tensions les plus élevées : – 400 kV dans le cas de la France et de la plupart des pays européens ; – 500 ou 750/765 kV aux États-Unis et au Canada. Ces réseaux ont essentiellement une fonction de transport d’énergie et d’interconnexion.

Par ailleurs, la tenue aux courants de court-circuit les plus élevés des matériels sous enveloppe métallique [cf. dossier [D 4 590] Postes à haute et très haute tensions. Postes sous enveloppe métallique (PSEM)] impose d’éliminer très rapidement les défauts entre phase et masse pour éviter le percement des enveloppes.

Certains réseaux de tensions inférieures peuvent jouer un rôle analogue lorsqu’une part importante de production leur est raccordée ; c’est le cas, en France, de certains réseaux à 225 kV et HT régionaux (Alpes, Sud-Est, Sud-Ouest) sur lesquels débitent de nombreux groupes hydrauliques. Néanmoins, les contraintes de fonctionnement de ces réseaux sont le plus souvent moins sévères que celles relatives aux réseaux THT.

Un temps maximal d’élimination de 100 ms est couramment cité pour les PSEM 40 kA et 63 kA.

En France, on a également l’habitude de particulariser les zones du réseau à 225 kV dites électriquement proches des centrales puissantes raccordées au réseau à 400 kV. Schématiquement, ce sont des zones situées dans un rayon de 20 à 30 km autour des grands postes 400/225 kV. Des défauts polyphasés survenant dans ces zones peuvent mettre en cause la stabilité des groupes s’ils ne sont pas éliminés rapidement.

D 4 801 − 2

Le temps de fonctionnement des disjoncteurs modernes (ouverture des pôles et coupure du courant) étant de l’ordre de 30 à 50 ms, ces exigences sur les temps d’élimination des défauts imposent aux protections les plus rapides de fonctionner en un temps de 20 à 30 ms.

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________________________ PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION CONTRE LES COURTS- CIRCUITS ET LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT

Exemple : les installations du réseau français à 400 kV sont conçues pour tenir un courant de court-circuit de 40 kA et même de 63 kA sur quelques sites en nombre limité. Dans certains pays, des valeurs de 50 kA sont courantes.

1.1.1.2 Sélectivité d’élimination des défauts Les réseaux THT de transport et d’interconnexion sont également caractérisés par de forts transits d’énergie ; des courants de charge de plusieurs milliers d’ampères sont fréquents. En cas de déclenchement d’un ouvrage, il se produit instantanément un report de charge sur les ouvrages restant en service.

Les protections sont donc susceptibles d’être sollicitées par de tels courants.

Il est indispensable de ne déclencher que les ouvrages strictement nécessaires à l’élimination d’un défaut sous peine d’être confronté à des conditions de transit insupportables sur d’autres ouvrages, entraînant des déclenchements en cascade. Cette faculté est appelée sélectivité.

■ Les courants très élevés se rencontrent la plupart du temps en cas de défaut triphasé. Ils ne sont alors limités que par les impédances naturelles du réseau. Certaines compagnies d’électricité adoptent des dispositions constructives (installation de réactances de limitation par exemple) pour en réduire le niveau ; la limitation peut également être obtenue en jouant sur le schéma d’exploitation : débouclage partiel des réseaux aux points où les courants de court-circuit risquent de dépasser les valeurs admissibles.

La sélectivité d’élimination des défauts est donc indispensable pour garantir la pérennité du fonctionnement d’un réseau. En THT, on rencontre de plus en plus des configurations de réseau pour lesquelles la prise en compte de la contrainte de sélectivité conduit à accroître la complexité des protections : – c’est le cas des lignes à deux circuits sur la même file de pylônes et sur lesquelles peuvent survenir des défauts atteignant simultanément les deux circuits : en France, on compte en moyenne 0,2 défaut de ce type par an et par 100 km de file de pylônes. Lorsque ces défauts doubles sont monophasés et atteignent deux phases différentes, la sélection de la phase en défaut est délicate. Seules certaines protections permettent d’éviter un déclenchement triphasé des deux circuits, inutile et contraignant ; – c’est également le cas des lignes à plusieurs extrémités, dont celles avec raccordement de transformateurs en piquage. L’élimination sélective des défauts est encore difficile à réaliser et impose l’emploi de protection particulières adaptées.

■ En cas de défaut à la terre, le niveau des courants de court-circuit dépend très fortement du mode de mise à la terre des points neutres des réseaux. L’interposition d’une impédance dans cette mise à la terre (cf. [D 4 800v2]) permet de réduire les courants de court-circuit. Exemple : en France, les points neutres du réseau à 400 kV sont mis à la terre par l’intermédiaire de réactances de 25 Ω dans le cas des transformateurs des groupes générateurs et de 40 Ω dans le cas des autotransformateurs 400/225 kV. Cela est fait en sorte que le rapport entre l’impédance homopolaire Z0 et l’impédance directe Zd résultantes en tous points du réseau soit toujours : Z0 ⭓1 Zd

1.1.1.3 Fiabilité des protections statiques électroniques La notion de fiabilité recouvre à la fois l’absence de fonctionnement intempestif (sûreté) et l’absence de défaut de fonctionnement (sécurité) [D 4 800v2].

De cette façon, la valeur maximale du courant de défaut monophasé à la terre ne dépasse jamais celle des courants de défauts triphasés. On note que l’on fait également en sorte que ce rapport en THT reste toujours tel que :

Le non-fonctionnement d’une protection est contraignant s’il conduit à une élimination tardive et non sélective des défauts. En fonction du type de protection et de son rôle dans le réseau, des objectifs de sécurité, de sûreté et de disponibilité (probabilité de pannes) sont fixés par les exploitants.

Z0 ⭐3 Zd

Pour atteindre ces objectifs, le concepteur doit les prendre en compte dès le début de l’étude du matériel. Il est ainsi conduit à utiliser des composants parfaitement stabilisés dont la fiabilité est connue et qui répondent aux besoins du cahier des charges de l’équipement de protection.

pour satisfaire aux exigences de coordination des isolements contraignantes en THT. Dans de nombreux pays, aucune mesure particulière n’est prise pour limiter les courants de défaut à la terre ; les points neutres sont alors en général raccordés directement à la terre et le courant maximal peut être supérieur à celui rencontré en cas de défaut triphasé.

Chaque chaîne de mesure et de décision est analysée sur le plan de la sécurité et de la sûreté. Cette analyse peut éventuellement amener le concepteur à changer de composants ou à modifier les schémas pour atteindre les objectifs fixés. L’étude de la disponibilité prévisionnelle est un autre point important de l’étude de fiabilité, dès que l’équipement comprend un grand nombre de sous-ensembles complexes. Dans ce dernier cas, le risque de non-fonctionnement est augmenté, le concepteur peut être amené à doubler certains sous-ensembles ou certaines chaînes de décision dont l’incidence sur la probabilité de non-fonctionnement globale de l’équipement est importante.

Il est relativement difficile de préciser la valeur minimale des courants de court-circuit. Celle-ci est fortement influencée par le schéma d’exploitation du réseau. En particulier, en période de faible charge, le nombre de groupes générateurs connectés est notablement réduit et des lignes de transport sont mises hors tension, ce qui contribue à réduire fortement les courants de court-circuit polyphasé. De même, les courants de court-circuit à la terre peuvent être considérablement réduits par le choix du schéma d’exploitation, mais aussi par la nature du court-circuit lui-même : certains défauts à la terre peuvent être très résistants (amorçage avec de la végétation, conducteur tombé au sol par exemple) et la résistance du défaut contribue alors à la réduction du courant de défaut.

1.1.1.4 Niveau des courants de défaut. Sensibilité et dynamique de fonctionnement des protections Sur les réseaux considérés ici, les courants de court-circuit les plus élevés atteignent plusieurs dizaines de kiloampères.

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D 4 801 – 3

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PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION CONTRE LES COURTS- CIRCUITS ET LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT ________________________

domaine sont très différentes d’un pays à l’autre ; certains ne font pas de la maîtrise de ces courants une priorité et les courants de défaut à la terre ont alors une évolution semblable à celle des courants triphasés ; d’autres au contraire, comme la France, cherchent à les maintenir à un niveau relativement bas, de l’ordre de quelques kiloampères, pour des raisons dont le développement sort du cadre de ce dossier. Les réactances utilisées en France pour mettre à la terre les points neutres des transformateurs THT/HT (réactances monophasées dans le cas des enroulements HT à couplage étoile et transformateurs triphasés de point neutre dans le cas des enroulements HT à couplage triangle) limitent la participation de chaque transformateur au courant de défaut à : – 720 A sur les réseaux à 63 kV ; – 1 500 A sur les réseaux à 90 kV.

Il apparaît donc que le niveau des courants de défaut peut descendre à des valeurs très faibles, parfois inférieures aux courants de charge normaux. De telles conditions sont particulièrement contraignantes pour les protections qui doivent être très sensibles et avoir une dynamique de fonctionnement importante. Ces aspects ne doivent jamais être perdus de vue lorsque l’on a à concevoir un système de protection.

1.1.2 Performances imposées par les réseaux THT et HT de répartition régionale Ces réseaux sont présentés dans le dossier [D 4 800v2].

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En exploitation bouclée, ils ont un comportement similaire à celui des réseaux THT précédents (§ 1.1.1) ; les mêmes principes doivent être mis en œuvre pour détecter et localiser les défauts.

1.2 Environnement climatique et électromagnétique

En exploitation débouclée et dans le cas d’alimentation de charges en antenne, il est souvent possible d’utiliser des protections très simples, telles que les relais de courant à seuil fixe par exemple.

Les systèmes de protection sont placés en général dans des bâtiments de relayage, non climatisés, situés à proximité des appareils HT.

Des spécificités des réseaux HT résultent des contraintes qui imposent certaines performances à leurs systèmes de protection (§ 1.1.2.1, § 1.1.2.2 et § 1.1.2.3).

Les principales contraintes d’environnement, qui sont sanctionnées par des essais que doit subir un équipement de protection, sont les suivantes : – les variations de température, les valeurs couramment admises en Europe se situant entre – 10 oC et + 55 oC ; – le taux maximal d’humidité relative, soit 80 à 100 %, la valeur de 95 % étant retenue en France ; – le champ électrique permanent rayonné à 50 Hz qui, en fonction de l’emplacement des équipements par rapport au matériel HT, peut être compris entre 10 V/m et 1 000 V/m ; – le champ d’induction électromagnétique à 50 Hz qui, au moment du défaut, peut être très important, la valeur de 1 000 A/m étant couramment observée ; – le champ électrique transitoire haute fréquence, lié essentiellement aux manœuvres de sectionneurs, dont la valeur est comprise entre 3 et 100 V/m dans un spectre de fréquences de 100 kHz à 100 MHz ; – les parasites conduits, amenés par la filerie, dus aux commutations de relais, qui sont des phénomènes transitoires rapides dont la valeur de crête peut atteindre quelques centaines de volts.

1.1.2.1 Rapidité d’élimination des défauts En général, ce n’est pas une exigence critique ; le temps minimal d’élimination des défauts, plus long que pour les réseaux de transport et d’interconnexion, est essentiellement imposé par : – la nécessité de réduire la durée des perturbations induites par les défauts ; notamment la durée : • des creux de tension et des coupures brèves, voire des interruptions de fourniture, particulièrement sensibles en cas de défaut polyphasé, • des phénomènes d’induction sur les circuits de télécommunication proches et parallèles aux lignes HT ; sous cet aspect, ce sont les défauts à la terre qui sont les plus contraignants. Il faut donc chercher à éliminer le plus grand nombre de défauts en des temps ne dépassant pas 200 à 300 ms ; – la tenue des matériels aux courants de court-circuit ; les temps maximaux d’élimination résultant de cette contrainte sont rarement inférieurs à 0,5 s et augmentent très rapidement lorsque l’intensité du courant de court-circuit diminue.

Les valeurs de tenue à ces contraintes spécifiées sont définies par les normes CEI de la série 60255.

Néanmoins, les exigences de plus en plus sévères des clients sensibles vis-à-vis des creux de tension conduisent à se rapprocher des performances obtenues sur les réseaux de transport.

1.3 Technologie

1.1.2.2 Sélectivité d’élimination des défauts et fiabilité des protections

La structure d’un équipement de protection dépend largement de la technologie de réalisation.

Vis-à-vis de ces contraintes, ce sont encore des considérations de qualité de service qui sont prépondérantes : une mauvaise élimination d’un défaut se traduit le plus souvent par une interruption de fourniture.

Ainsi, la technologie électromécanique, qui tend à disparaître à l’heure actuelle en raison de son coût élevé de fabrication et de ses performances insuffisantes, n’autorise l’emploi que de fonctions élémentaires simples, en nombre limité et sans redondance. La multiplication de relais électromécaniques élémentaires de mesure dans une même protection entraînerait une charge élevée pour les réducteurs de mesure et une augmentation excessive du coût des équipements. Cependant, cette technologie rustique a, en général, l’avantage d’une excellente fiabilité. Un grand nombre de réseaux, essentiellement HT, sont encore protégés par ce type d’équipement.

1.1.2.3 Niveau des courants de défaut et sensibilité des protections Sur les réseaux HT, la sensibilité des protections aux faibles courants de défaut est une contrainte qui doit être soigneusement appréciée dans chaque cas d’application. Les courants de court-circuit triphasé maximaux sont de l’ordre de 10 à 20 kA ; ils diminuent très rapidement lorsque le défaut s’éloigne des postes THT/HT. Les courants minimaux sont ici encore difficiles à estimer ; ils sont aussi très dépendants des schémas d’exploitation et leur discrimination par rapport aux courants de charge peut être délicate.

La technologie statique électronique, apparue vers 1970, qui utilise des circuits intégrés analogiques et logiques à niveau moyen d’intégration représentait au début des années 1990 l’essentiel du marché des protections, jusqu’à l’apparition de la technologie semi-numérique qui utilisait des circuits intégrés analogiques traditionnels associés à un ou plusieurs microprocesseurs pour assurer toutes les fonctions logiques de la protection. Ce procédé intermédiaire n’a duré que quelques années.

Les courants de défaut à la terre dépendent bien entendu du mode de mise à la terre des points neutres. Les politiques en ce

D 4 801 – 4

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Protection des lignes et des câbles de transport et de répartition par

Jean-Luc CHANELIERE Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Ingénieur senior du Centre national d’expertise réseaux Réseau de transport d’électricité (EDF Transport) Actualisation du dossier [D 4 805] (1995) rédigé par Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

1. 1.1

1.2

1.3

1.4

1.5 2. 2.1

2.2

Protection des lignes .............................................................................. Protection de distance ................................................................................. 1.1.1 Protection à commutation .................................................................. 1.1.2 Protection à chaînes multiples de mesure ........................................ Protections associées aux protections de distance................................... 1.2.1 Protection complémentaire ................................................................ 1.2.2 Protection des antennes passives ..................................................... Protection à comparaison de phases ......................................................... 1.3.1 Contexte............................................................................................... 1.3.2 Protection à support de transmission HF (P10 de GEC Alsthom) ... Protection différentielle de courant des lignes .......................................... 1.4.1 Protection longitudinale à ligne pilote .............................................. 1.4.2 Protection utilisant comme support des faisceaux hertziens ou des fibres optiques Autres principes de protection.................................................................... Protection des câbles souterrains ....................................................... Protections différentielles de courant ........................................................ 2.1.1 Protection utilisant une liaison pilote 50 Hz...................................... 2.1.2 Protection à ligne pilote et fréquence porteuse ............................... 2.1.3 Protection sans ligne pilote ................................................................ 2.1.4 Protection utilisant une fibre optique ................................................ Protection masse-câble ...............................................................................

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 802 — — — — — — — — — — —

-2 2 2 6 6 6 8 9 9 10 10 11

— —

11 12

— — — — — — —

12 13 13 13 13 13 13

Doc. D 4 801

e dossier traite de la protection des réseaux à très haute tension (THT) et à haute tension (HT) contre les courts-circuits et les défauts d’isolement ; la protection contre les fonctionnements anormaux du système Production Transport-Distribution (pertes de synchronisme, baisse de fréquence, chutes de tension) a fait l’objet, dans ce traité, d’un dossier « Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage » [D 4 090] et ne sera pas reprise ici. Dans le dossier précédent [D 4 801] « Protection des réseaux de Transport et de Répartition contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » les points suivants ont été abordés : – performances et contraintes imposées aux protections par les différents types de réseaux ; – présentation de la classification des protections couramment admise au plan international ;

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PROTECTION DES LIGNES ET DES CÂBLES DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION _________________________________________________________________

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– rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement des protections ; – fonctions élémentaires de mesure des relais. Le présent dossier [D 4 802] décrit les principes de protections et les relais plus particulièrement adaptés aux ouvrages lignes aériennes et câbles souterrains. En conformité avec le langage courant, nous conservons les notations THT (225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle (UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV. Ce dossier fait partie d’une série sur la protection des réseaux de transport et de répartition : – « Présentation » [D 4 800v2] ; – « Protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » [D 4 801] ; – « Protection des lignes et des câbles » [D 4 802] ; – « Protection des barres et des transformateurs. Apport des techniques numériques » [D 4 803] ; – « Aspects systèmes et plans de protection » [D 4 804].

1. Protection des lignes

La protection de distance à commutation est composée de plusieurs fonctions qui sont examinées dans les paragraphes ci-après.

Pour illustrer les fonctions de protection des lignes aériennes et des câbles, seules les protections statiques électroniques sont examinées dans les paragraphes ci-après. D’une part, en 2008, ce type de protections est encore majoritaire sur les réseaux français. D’autre part, le découpage en blocs fonctionnels des protections statiques clarifie la présentation des fonctions élémentaires de mesures. Toutes les fonctions élémentaires de mesures sont réalisables par les protections numériques. L’intérêt des protections numériques est présenté dans le dossier [D 4 803].

■ Fonction sélection de phase Le dispositif sélecteur de phase, piloté la plupart du temps par le module de mise en route, assure l’aiguillage des grandeurs U et I représentatives du défaut sur les relais de distance. Ces relais sont alimentés : – soit entre phase et neutre s’il y a présence de courant homopolaire I0 (présomption de défaut monophasé ou biphasé à la terre) ; – soit entre phases s’il y a absence de I0 (défaut biphasé isolé ou triphasé équilibré).

Les lignes sont protégées dans la majorité des cas par des protections de distance quelquefois associées à des protections à sélectivité absolue [D 4 801, § 2.1] telles que les protections différentielles ou les protections à comparaison de phases.

■ Fonction de mise en route Cette fonction est souvent réalisée par un module composé en général de trois relais à minimum d’impédance [D 4 801, § 4.3] dits relais de mise en route (un relais par phase). L’extrémité M du vecteur impédance, mesurée en permanence par ces relais de mise en route, évolue dans une zone dite de transit et de surcharge (figure 1). La forme de leur caractéristique est adaptée pour que le relais, tout en étant sensible, fonctionne en dehors de cette zone de transit et de surcharge (figure 2). En effet, la mise en route réalise la plupart du temps une fonction de secours ultime en assurant un déclenchement largement temporisé en cas de non-fonctionnement des relais de mesure de distance du départ ou des autres protections de l’ouvrage concerné et éventuellement ceux des ouvrages adjacents. Elle ne doit pas donner d’ordre de déclenchement ni en régime de surcharge, ni sur report de charges dû au déclenchement d’une autre ligne adjacente.

1.1 Protection de distance Cette protection est l’équipement le plus utilisé dans le monde sur tous les réseaux THT et HT de transport et de répartition. Il en existe de nombreux types. Ils peuvent être classés en deux catégories : les protections à commutation et les protections multichaînes de mesure (non commutées).

1.1.1 Protection à commutation Les protections électromécaniques de distance et de nombreuses protections statiques sont de ce type qui est de fait le plus répandu actuellement sur tous les réseaux.

Les trois relais à minimum d’impédance sont souvent associés à trois relais à maximum de courant (un sur chaque phase). En effet, en cas de courant élevé, ces relais ont un temps de mesure plus rapide que les premiers ; de plus, ils permettent une sélection de phase plus sûre. Ils pilotent la fonction sélection de phase pour des courants supérieurs à 3 à 4In.

Cette disposition a été retenue pour réduire le coût de l’équipement. Ce type de protection ne comprend qu’un seul relais de mesure de distance commuté : – d’une part, suivant la ou les phases en défaut par un dispositif sélecteur de phase ; – d’autre part, suivant la distance à mesurer (zone 1, zone 2, zone 3, etc.).

D 4 802 − 2

■ Fonction de mesure et de distance Cette fonction est réalisée par un relais de mesure de distance (ou relais de distance).

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_________________________________________________________________ PROTECTION DES LIGNES ET DES CÂBLES DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION

Temps

jX

Zone 3 Zone 2

Zone de transit et de surcharge + 30o

Zone 1

Zone 2 Zone 1

TC

TC

D

ZTm R

– 30o

Jeu de barres

Portée Défaut

Protection

Protection

D disjoncteur TC transformateur de courant

caractéristique de surcharge maximale admissible courant de surcharge maximale

VTm

tension de transit minimale (par convention VTm = 0,85 Vn)

Dans une protection de distance à commutation, l’alimentation du relais de distance est commutée sur la ou les phases en défaut par le sélecteur de phase qui a identifié la ou les phases concernées de manière à réaliser dans tous les cas une mesure aussi exacte que possible de la boucle en défaut.

ZTm = VTm/ISM ϕ

TM

angle de déphasage maximal entre VTm et ISM (par convention – 30o ⭐ ϕ ⭐ 30o) TM

Par ailleurs, l’impédance de référence utilisée pour la mesure par ce relais de distance est commutée, pour modifier sa valeur, à l’échéance d’une ou de plusieurs temporisations, par exemple t1, t2, t3, de manière à disposer successivement de plusieurs impédances de référence de mesure Z1, Z2, Z3 délimitant des zones de fonctionnement (figures 3, 2a et 4). Considérons que les zones Z1, Z2 et Z3 de la protection sont orientées en aval, ce qui revient à dire qu’elles sont situées au-dessus de la caractéristique directionnelle sur le diagramme (2a et 4b).

Figure 1 – Caractéristique de surchage maximale admissible

Les zones Z1, Z2 et Z3 sont des zones aval jX Caractéristique directionnelle

jX

Axe de la ligne

Axe de la ligne

La 1re zone Z1 correspond à l’impédance de référence initiale, laquelle est associée éventuellement à une temporisation t1 (habituellement t1 = 0). Si l’impédance mesurée au moment du défaut Zdef (cf. [D 4 801, § 4.3.1]) est telle que 0 ⭐ Z def < Z 1, la protection émet un ordre de déclenchement à l’échéance de la temporisation t1, sinon le relais est commuté en Z2.

Z3 Z2 Z1

Zone amont

De même : Zone de transit R et de surcharge

α

– si Z 1 ⭐ Z def < Z 2 , le relais déclenche à l’échéance de t2 ;

Zone de transit R et de surcharge

– si Z 2 ⭐ Z def < Z 3 , le relais déclenche à l’échéance de t3 ; – s’il existe une caractéristique de mise en route au-delà de Z3 (figure 2a) et si Z 3 ⭐ Z def et qu’en même temps Zdef est à l’intérieur de la partie aval de la caractéristique de la mise en route, le relais peut déclencher à l’échéance d’un temps supérieur à t3 (souvent appelé t4).

Caractéristiques de mise en route ligne de construction

a

Ｒ

Figure 3 – Protection de distance

ISM

protection L316 du constructeur ABB

b

Dans les protections récentes, les zones Z1, Z2 et Z3 peuvent être orientées à la demande vers l’aval (côté ligne) ou vers l’amont (côté barres).

protection LZ96 du constructeur ABB

La fonction de mise en route peut être orientée ou non orientée (non orientée sur les figures 2a et 4). Figure 2 – Caractéristique de mise en route adaptée pour éviter la zone de transit

■ Fonction directionnelle Cette fonction peut être indépendante ou liée au relais de mesure de distance.

Un relais de mesure de distance est un relais à minimum d’impédance [D 4 801, § 4.3] dont le rôle est de faire une mesure assez précise de l’impédance de la boucle de circuit en défaut avec une erreur de l’ordre de 5 %, alors que les relais de mesure de mise en route ont en général une erreur de mesure de 10 à 15 %. Cette précision est obtenue en réduisant l’influence des principales causes d’erreur telles que la résistance de défaut, le courant de transit, les distorsions des signaux dues au régime transitoire, afin d’évaluer au mieux la distance entre le point de mesure et l’endroit du défaut.

Un relais directionnel est un relais de mesure dont la caractéristique passe par l’origine. Lorsque le relais est indépendant de la mesure de distance, sa caractéristique est souvent une droite dite directionnelle passant par l’origine. Les zones situées au-dessus de cette droite sont les zones aval, celles situées au-dessous sont les zones amont. Le relais directionnel fournira une information amont si le défaut est côté barres et une information aval si le défaut est côté ligne.

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D 4 802 – 3

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PROTECTION DES LIGNES ET DES CÂBLES DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION _________________________________________________________________

Axe de la ligne

jX

Z3 (t3)

Axe de la ligne

jX

Z2 (t2)

Z3 (t3) Z1 (t1) Z2 (t2) Z1 (t1)

Ｒ

R

Z4 (t4)

R Caractéristique directionnelle

2 caractéristiques de mise en route commutables

les zones Z1, Z2 et Z3 sont des zones aval, la zone Z4 est une zone amont b protection PD3A 6000

a protection RAZOA

Figure 4 – Caractéristiques des protections de distance RAZOA du constructeur ABB et PD3A 6000 du constructeur GEC Alsthom

jX

jX Caractéristique de mise en route directionnelle mho

M

Zone aval

DR IA O

Zone non aval

O

R

R

M′ IA′

Il s’agit bien dans ce cas d’une zone non aval et non d’une zone amont.

Figure 6 – Caractéristique directionnelle

Figure 5 – Caractéristique d’un relais de mesure mho

Cependant, en cas de défaut proche du point de mesure, avec alimentation à partir des deux extrémités


 de la ligne, le vecteur impédance de défaut peut être situé en OM′. Les constructeurs utilisent de préférence comme caractéristique directionnelle une droite DR passant par l’origine et inclinée d’une angle θ. On réalise un déphasage en arrière d’un angle θ du courant ′ . Le relais effectue une comparaison de mesuré IA qui devient IA ′ . Si ce déphasage est compris entre 0 et π, phases entre VAN et IA le point M représentatif du défaut est en aval. Si ce déphasage est compris entre 0 et – π, le point M est en amont.

Les protections qui sont équipées de relais d’admittance de caractéristique circulaire passant par l’origine, dite caractéristique mho, n’ont pas besoin de cette fonction ; en effet, ce relais a un caractère directionnel (figure 5). La fonction directionnelle existe sur les protections équipées de relais d’impédance ; elle est souvent réalisée par des relais de mesure qui utilisent un comparateur de phases [D 4 801, § 4.3.3] entre deux grandeurs homopolaires pour les défauts monophasés et entre deux grandeurs de phase pour les autres types de défaut.

Pour les défauts très proches du point de mesure, la tension mesurée par la protection peut être très faible et de ce fait très bruitée et on risque de réaliser une mauvaise mesure de direction.

Pour étudier le principe du relais directionnel, examinons le cas d’un relais alimenté en phase A et neutre N, par exemple. Le vecteur impédance de défaut est habituellement représenté par le vec


 teur OM dans le diagramme R, jX (figure 6).

D 4 802 – 4

θ

Pour éviter ce risque de dysfonctionnement de la mesure lorsque la tension mesurée est trop faible (1 ou 2 % de la tension

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Protection des barres et des transformateurs Apport des techniques numériques par

Jean-Luc CHANELIÈRE

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Ingénieur de l’École supérieure d’électricité RTE EDF Transport Centre national d’expertise réseaux Actualisation du dossier [D 4 805] (1995) de Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

1. 1.1 1.2 1.3

Protection des jeux de barres ............................................................... Protection différentielle de courant des barres ......................................... Autres principes de protection.................................................................... Protection de débouclage de barres...........................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4

Protection des transformateurs ........................................................... Relais Buchholz ............................................................................................ Protection différentielle de courant du transformateur ............................ Protection masse-cuve ................................................................................ Protection de secours des transformateurs ...............................................

— — — — —

7 7 8 8 8

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Protections numériques ......................................................................... Présentation.................................................................................................. Comparaison des techniques analogiques et numériques ...................... Protections numériques et communications ............................................. Exemples de protections numériques........................................................ Problèmes posés par les protections numériques ....................................

— — — — — —

9 9 9 10 10 15

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 803 - 2 — 2 — 5 — 6

Doc. D 4 803

e dossier fait partie d’une série sur la « Protection des réseaux de transport et de répartition » : – « Présentation » [D 4 800v2] ; – « Protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » [D 4 801] ; – « Protection des lignes et des câbles » [D 4 802] ; – « Protection des barres et des transformateurs » [D 4 803] ; – « Systèmes et plans de protection » [D 4 804]. Dans le dossier [D 4 801] « Protection des réseaux de transport et de répartition, contre les courts-circuits et les défauts d’isolement », les points suivants ont été abordés : – les performances et contraintes imposées aux protections par les différents types de réseaux ; – la présentation de la classification des protections couramment admise au plan international ; – un rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement des protections. Dans le dossier [D 4 802] « Protection des lignes et des câbles de transport et de répartition », les points suivants ont été abordés : – la description des principes de mesures des relais dédiés aux lignes aériennes ; – la description des principes de mesures des relais dédiés aux câbles souterrains.

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D 4803 – 1

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＰＳ PROTECTION DES BARRES ET DES TRANSFORMATEURS ____________________________________________________________________________________

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Le présent dossier décrit les principes de protections et les relais plus particulièrement adaptés aux jeux de barres et aux transformateurs. L’apport et l’intérêt des techniques numériques sur les systèmes de protections est également abordé. En conformité avec le langage courant, nous conservons les notations THT (225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle (UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV. Le lecteur pourra se reporter aux autres dossiers de la rubrique « Protection et automatisation » : – [D 4 810] « Protection des réseaux à moyenne tension de distribution publique » ; – [D 4 815] « Protection des réseaux à basse tension de distribution publique » ; – [D 4 820] « Protection des installations industrielles et tertiaires ».

1. Protection des jeux de barres

Il en existe une grande variété qui peuvent être classées en trois catégories fonctions de l’impédance du relais de courant (haute, moyenne ou basse impédance). La mesure s’effectue en général phase par phase. Un jeu de trois relais de courant (1 par phase) est nécessaire par nœud (sommet) électrique ou zone de barres.

Un défaut sur un jeu de barres est, la plupart du temps, très contraignant pour le réseau (courant de court-circuit élevé et grand nombre d’ouvrages à mettre hors service pour éliminer le défaut). Il doit donc être éliminé rapidement. Sans protection spécifique, un tel défaut est éliminé par les protections de distance des postes adjacents en un temps de 2e zone (250 à 600 ms) dans le cas le plus favorable (cf. [D 4 804]).

Une zone est une section ou un tronçon de barres qui peut être isolé en exploitation normale soit par des disjoncteurs, soit par des sectionneurs.

Le rôle des protections de barres est d’améliorer la situation en éliminant le plus rapidement et le plus sélectivement possible tout type de défaut survenant dans la zone des barres.

Le principe de mesure consiste à réaliser pour chacune des phases la somme vectorielle des courants entrant et sortant d’une même zone (figure 1). : En régime normal, ΣI = 0 pour chacune des trois phases :

1.1 Protection différentielle de courant des barres

En cas de défaut barres : : : : ΣI = Idiff = Idef

1.1.1 Généralités

D

D

courant différentiel.

avec Idiff

Le relais différentiel émet un ordre de déclenchement à tous les départs de la zone concernée par le défaut, c’est-à-dire aiguillés sur le sommet électrique en défaut. Pour cela, la protection de

C’est la protection la plus utilisée pour protéger les jeux de barres car elle est très rapide et sélective. Elle est la plus efficace pour garantir l’élimination sûre de tout défaut barres.

D

D

D

D Idef

DC D

D

DC

D

D

D

a défaut à l’extérieur des barres

D

b défaut sur les barres D disjoncteur (DC disjoncteur de couplage)

Figure 1 – Principe de fonctionnement d’une protection différentielle de barres

D 4 803 – 2

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ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＰＳ ____________________________________________________________________________________ PROTECTION DES BARRES ET DES TRANSFORMATEURS

L4

TC4

L3

L2

L’impédance magnétisante secondaire de ce TC, qui est très grande avant saturation, se réduit à la valeur très faible de la résistance du circuit secondaire après saturation (en effet, la tension secondaire d’un TC complètement saturé est pratiquement nulle).

L1

TC3

TC2

TC1

I4

I3

I2

Avant l’apparition du phénomène de saturation, puisque le défaut est extérieur à la zone des barres surveillées par la protection différentielle, on a : : : : ΣI = Idiff = 0

I1

Après saturation du TC du départ concerné par le défaut, on a : Relais de courant à seuil fixe

: : ΣI = 0

Idiff

Le relais de courant différentiel a la possibilité de fonctionner intempestivement, mais le relais différentiel de courant haute impédance est alors court-circuité par la résistance très faible du circuit secondaire du TC saturé. La stabilité de la protection est ainsi assurée.

Rdiff

L1 à L4 lignes de départ

La protection différentielle à haute impédance, quoique très simple, tend à être de moins en moins utilisée car la nécessité d’employer des TC identiques est contraignante pour les exploitants.

Figure 2 – Principe de fonctionnement d’une protection différentielle à haute impédance

barres doit connaître la position des sectionneurs d’aiguillage, d’une part, pour aiguiller les courants de chaque départ sur le bon relais de mesure, d’autre part, pour envoyer l’ordre de déclenchement sur chaque départ concerné.

1.1.3 Protection différentielle de barres à moyenne impédance C’est la protection de barres (figure 3) la plus utilisée actuellement. Elle fonctionne suivant les mêmes principes que la protection à haute impédance, mais utilise un relais différentiel à maximum de courant à pourcentage beaucoup moins sensible aux erreurs transitoires de mesure aux forts courants, ainsi que des TC auxiliaires intermédiaires qui, d’une part, rattrapent les différences éventuelles de rapport de réduction des TC principaux et, d’autre part, fixent la tension de coude (identique pour tous les TC auxiliaires). Cette protection n’impose pratiquement aucune exigence aux TC qui l’alimentent. Ils peuvent être de caractéristiques magnétiques et de rapports de réduction différents. C’est une protection très rapide, qui émet son ordre de déclenchement en un temps compris entre 5 et 15 ms. La mesure elle-même est effectuée en un temps très court, inférieur à 2 ms. Dans ce type de protection, l’unique relais différentiel à maximum de courant à seuil fixe de la protection à haute impédance est remplacé par trois relais différentiels à maximum de courant : : M: – un relais différentiel à pourcentage K ″ = ΣI / Σ I (K′′ est réglable), qui génère l’ordre de déclenchement ; – un relais différentiel à seuil fixe de contrôle, dit relais de mise en route, qui autorise le déclenchement ; – un relais différentiel à seuil fixe très sensible mais temporisé, qui signale les anomalies de courant différentiel (petit courant différentiel permanent en dehors de tout défaut) ; ce courant d’erreur peut être dû, par exemple, à une mauvaise recopie de la position d’un sectionneur d’aiguillage d’un départ parcouru par un courant de charge supérieur au seuil de ce relais ; le fonctionnement de ce relais peut servir à mettre hors service la protection différentielle de barres à l’échéance d’une temporisation.

1.1.2 Protections différentielles de barres à haute impédance C’est le premier type de protection différentielle qui a été utilisé pour protéger les jeux de barres. Il comporte (figure 2) un relais par phase à maximum de courant à seuil fixe, d’impédance élevée (> 1 000 Ω). Tous les secondaires des transformateurs de courant TC sont raccordés en parallèle sur ce relais. Tous les TC doivent être identiques, de même que la charge représentée par la filerie de raccordement dans le secondaire de chaque TC. Le fonctionnement de la protection à haute impédance (figure 2) est le suivant.

■ En cas de défaut sur les barres, chaque TC de départ mesure son apport de courant au courant de défaut. Et, tant qu’aucun TC ne sature, on a : : : : ΣI = Idiff = Idef Dès qu’un TC se sature, cette égalité n’est plus exacte et le fonctionnement correct du relais différentiel n’est plus garanti. Pour réaliser une mesure correcte de Idiff , il est donc nécessaire que le relais différentiel fonctionne avant la saturation du premier TC. Cela revient à dire que la tension de coude de ce TC (tension disponible au secondaire du TC juste avant l’apparition du phénomène de saturation) doit être supérieure à la valeur de tension nécessaire pour faire fonctionner le relais différentiel à haute impédance : : Vcoude > Rdiff Isdiff

Exemple : protection DIFB de GEC Alsthom.

avec Rdiff résistance du circuit de mesure différentielle,

Ses principales fonctions sont les suivantes. Une chaîne de mesure (figure 4) par phase prélève, sur les shunts R sh , placés en série dans le circuit sommateur de courant à diodes, les grandeurs images du courant différentiel Idiff et du courant stabilisateur IT : M: IT = Σ I

Isdiff seuil de fonctionnement du relais différentiel de courant.

■ En cas de défaut extérieur à la zone des barres, le TC du départ en défaut, qui mesure la totalité du courant de défaut en provenance du poste, se sature le premier.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

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D 4 803 – 3

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ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＰＳ PROTECTION DES BARRES ET DES TRANSFORMATEURS ____________________________________________________________________________________

L3

L4

TC4

L2

TC3

TCA4

TC2

I3

I4

L1

TCA3

TC1

I2 TCA2

I1 Relais de courant à seuil fixe

TCA1

Idiff

Ｒ

Rdiff I

Rs

I – Idiff

Rs

TC transformateur de courant principal TCA transformateur de courant auxiliaire Rs résistance de stabilisation

Figure 3 – Principe de fonctionnement d’une protection différentielle à moyenne impédance

TCi

Rdiff

Idiff

TC TCA Rsh Rdiff

transformateur de courant principal transformateur de courant auxiliaire résistance shunt résistance différentielle

Ajustement du pourcentage

K ’’IT

Rsh

15 ms

Chaîne de mesure différentielle de courant pour la mise en route

Rsh

Rsh

tm

tm

15 ms

&

Chaîne de mesure différentielle de courant à pourcentage tm

15 ms

Temporisation 5 à 30 s

Chaîne de mesure différentielle de surveillance du courant

Isolation entre circuit de mesure et circuit de déclenchement

Figure 4 – Schéma du système de mesure de la protection différentielle de barres DIFB statique à moyenne impédance d’Areva-TD

D 4 803 – 4

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Déclenchement

TCA2

Circuit ET

TCA1

TC1

Coupleur opto-électronique

TC2

Durée de la mesure tm < 2 ms Mémorisation pendant 15 ms

TC1

Li

Détection de franchissement de seuil

L2

Redressement du signal

L1

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Réseaux de transport et de répartition Systèmes et plans de protection par

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Jean-Luc CHANELIÈRE Ingénieur de l’École supérieure d’électricité RTE EDF Transport Centre national d’expertise réseaux Actualisation du dossier [D 4 805] (1995) de Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

1. 1.1 1.2

Systèmes et plans de protection ......................................................... Nécessité de disposer de secours .............................................................. Plan de protection ........................................................................................

2. 2.1 2.2

Protections et télécommunications.................................................... Critères applicables aux systèmes de téléprotection................................ Supports physiques .....................................................................................

— — —

6 7 8

3. 3.1 3.2

Réenclenchement automatique............................................................ Modes de réenclenchement ........................................................................ Applications pratiques .................................................................................

— — —

9 9 10

4.

Conclusion..................................................................................................

—

10

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 804 - 2 — 2 — 3

Doc. D 4 803

e dossier fait partie d’une série sur la « Protection des réseaux de transport et de répartition ». Après le dossier [D 4 800v2] « Présentation », les points suivants ont été abordés dans le dossier [D 4 801] « Protection des réseaux de transport et de répartition contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » : – performances et contraintes imposées aux protections par les différents types de réseaux ; – présentation de la classification des protections couramment admise au plan international ; – rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement des protections. Dans le dossier [D 4 802] « Protection des lignes et des câbles de transport et de répartition », les points suivants ont été abordés : – description des principes de mesures des relais dédiés aux lignes aériennes ; – description des principes de mesures des relais dédiés aux câbles souterrains. Dans le dossier [D 4 803] « Protection des barres et transformateurs, apport des techniques numériques », les points suivants ont été abordés : – description des principes de protections et les relais plus particulièrement adaptés aux ouvrages jeux de barres ; – description des principes de mesures des relais dédiés aux transformateurs ; – apport et intérêt des techniques numériques pour les relais de protection et le contrôle commande des postes.

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ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＸＰＴ RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION ___________________________________________________________________________________________

Le présent dossier décrit les différents modes d’association de ces équipements en systèmes et en plans, afin d’obtenir les performances désirées. Il donne des indications sur les systèmes de télécommunications associés aux protections et décrit le réenclenchement automatique, complément indispensable des protections. En conformité avec le langage courant, nous conservons les notations THT (225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle (UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV. Le lecteur pourra se reporter aux autres articles de la rubrique « Protection et automatisation des réseaux » :

Temps

1. Systèmes et plans de protection

Zone 3 Zone 2 Zone 1

TC

L’élimination correcte d’un défaut nécessite que la protection de l’ouvrage concerné soit : – capable, par son principe, d’identifier correctement le défaut ; – en état de fonctionner.

TC

D

D Défaut Protection

Portée

Protection D disjoncteur TC transformateur de courant

■ Le premier critère met en jeu la capacité intrinsèque d’une protection à détecter et à localiser correctement un défaut. Il faut rappeler que le comportement d’une protection en présence d’un défaut résulte des compromis qui ont nécessairement été faits lors de sa conception : principes de mesure, organisation des logiques de traitement et de décision, etc. On ne peut donc garantir qu’une protection donnée aura un fonctionnement correct quel que soit le défaut qui la sollicite : défaut polyphasé, défaut à la terre plus ou moins résistant, défaut évolutif, etc. Afin d’augmenter la probabilité d’élimination correcte des défauts, on est donc amené à équiper un ouvrage de plusieurs protections basées sur des principes différents et complémentaires.

Figure 1 – Protection de distance

Protection

Zone 2 Zone 1 Protection

Zone 2

Un exemple typique est celui des lignes que l’on équipe d’une protection de distance, ou d’un autre principe, et d’une protection chargée d’éliminer les défauts à la terre résistants [D 4 802].

Zone 1 Protection

■ Le second critère fait intervenir la fiabilité des protections. Un taux de défaillance de 10–5 par heure, qui correspond à un défaut de fonctionnement tous les dix à quinze ans, est courant. Une maintenance préventive adaptée permet de maintenir la probabilité de défaillance à un niveau acceptable mais qui ne peut être négligée dans l’étude des plans de protection.

Zone 2 Zone 1

Jeu de barres La zone 2 des trois protections couvre tout le jeu de barres

Dans ces conditions, pour diminuer la probabilité de mauvaises éliminations de défauts, dont les conséquences sont dommageables, et améliorer les performances, on associe couramment plusieurs protections offrant un secours les unes par rapport aux autres. Il existe deux types d’association. • Association avec des protections fonctionnant en secours éloigné (remote back-up protection ) : en cas de défaillance de la protection d’un ouvrage, il existe une protection sur un autre ouvrage capable de détecter le défaut et de commander un disjoncteur pour l’éliminer.

Figure 2 – Protections d’un jeu de barres en secours éloigné

Cette méthode a l’avantage de la simplicité mais présente deux inconvénients importants : – le temps d’élimination des défauts est élevé puisque le fonctionnement en zone 2 ou en zone 3 est nécessairement temporisé ; – la détection des défauts est incertaine lorsque les protections qui doivent fonctionner en secours ne sont pas traversées par la totalité du courant de défaut.

Une pratique courante consiste à faire en sorte que la zone 2 ou la zone 3 d’une protection de distance de ligne soit réglée de façon à détecter les défauts sur le tronçon de ligne suivant (figure 1) ou sur le jeu de barres adjacent (figure 2).

D 4 804 – 2

Zone 2

Zone 1

1.1 Nécessité de disposer de secours Jeu de barres

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– [D 4 810] « Protection des réseaux à moyenne tension de distribution publique » ; – [D 4 815] « Protection des réseaux à basse tension de distribution publique » ; – [D 4 820] « Protection des installations industrielles et tertiaires ».

La protection 1 (figure 3), qui doit fonctionner en secours mesure : : : : :: : : : : : : : : :: U1 = Z 1I1 + Z I = Z 1 I1 + Z (I1 + I2 ) = (Z 1 + Z ) I1 + Z I2

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Plan de défense des réseaux contre les incidents majeurs par

Jean-Pierre CLERFEUILLE Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Électricité de France (EDF) Exploitation du Système Électrique

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Sylvain VITET Ingénieur civil des Mines EDF pôle Industrie division Recherche et Développement et

Cyril LEBREVELEC Ingénieur de l’École supérieure d’électricité EDF pôle Industrie division Recherche et Développement

1. 1.1 1.2

Modes de fonctionnement du réseau................................................. Limites de la fonction transport ................................................................. Nécessité du synchronisme........................................................................

D 4 807 – 2 — 2 — 4

2. 2.1 2.2 2.3

Réseau de transport vis-à-vis des aléas............................................. Mesures préventives : règles de planification et d’exploitation .............. Incidents majeurs ........................................................................................ Conclusion....................................................................................................

— — — —

4 4 4 9

3. 3.1 3.2 3.3 3.4

Grands principes et composantes d’un plan de défense.............. Généralités ................................................................................................... Première ligne de défense .......................................................................... Seconde ligne de défense........................................................................... Reprise de service........................................................................................

— — — — —

9 9 9 9 10

4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6

Méthodologie de mise au point fonctionnelle d’un plan de défense............................................................................... Généralités ................................................................................................... Modèle de réseau utilisé ............................................................................. Incidents simulés ......................................................................................... Utilisation d’une approche statistique ....................................................... Spécification fonctionnelle ......................................................................... Vers la mise en œuvre matérielle...............................................................

— — — — — — —

10 10 10 10 11 11 11

5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5

Pratiques internationales ...................................................................... Surcharges, cascades de surcharges......................................................... Écroulements de tension ............................................................................ Chutes de fréquence.................................................................................... Ruptures de synchronisme ......................................................................... Îlotage des groupes nucléaires sur leurs auxiliaires ................................

— — — — — —

11 11 11 12 12 12

6.

Nécessité d’adapter le plan de défense aux évolutions du réseau.......................................................................

—

13

Conclusion .................................................................................................

—

13

Références bibliographiques .........................................................................

––

14

7.

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es réseaux électriques font fonctionner en parallèle tous les moyens de production et alimentent simultanément tous les consommateurs. Ce sont des ensembles hautement performants, permettant des économies considérables et

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

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PLAN DE DÉFENSE DES RÉSEAUX CONTRE LES INCIDENTS MAJEURS

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____________________________________________________________________________

des niveaux de qualité importants. Cependant, comme tout système complexe, si l'on ne prend pas différentes précautions, ils peuvent présenter une certaine fragilité. Pour garantir une qualité de service à leurs clients, les compagnies électriques ont mis au point des règles de planification et d'exploitation de sorte que le réseau électrique soit capable de faire face à chaque instant aux aléas courants, tels que la perte d'un ou plusieurs ouvrages de transport ou de production d'énergie électrique. Ces règles sont calées sur un compromis « coût / risque de puissance coupée » acceptable. Comme la couverture de tous les aléas, pour autant que cela soit possible, entraînerait des coûts prohibitifs, ces seules règles ne garantissent pas que le réseau électrique soit complètement protégé contre les incidents majeurs. Ces incidents, qui touchent un grand nombre de consommateurs et ce à une échelle régionale ou nationale, sont dus à la conjugaison de phénomènes courants et de facteurs aggravants, comme la défaillance de protections ou d'organes de commande. Ces situations, heureusement rares, vont très au-delà de celles prises en compte pour mettre au point les règles de planification ou d'exploitation. On a cependant pu les déplorer par exemple en France en 1978 et 1987, au Japon en 1987, ou sur la côte ouest des États-Unis en juillet et août 1996. Les conséquences de tels incidents sont importantes, tant du point de vue de l'économie (l'électricité est une des pierres angulaires du fonctionnement de l'économie), de la sociologie (les sociétés modernes sont très sensibles aux coupures d'énergie), que de la sécurité (process sensibles, clients particuliers comme les hôpitaux...). Ces conséquences sont bien sûr fortement liées à la taille de la zone non alimentée ainsi qu'au temps mis pour alimenter à nouveau cette zone. En pratique, pour faire face aux incidents majeurs et limiter leurs conséquences, les compagnies électriques adoptent des mesures curatives et installent des automates spécifiques, qui constituent le plan de défense du système électrique. En limitant la propagation de ces incidents et en facilitant la reconnexion rapide des consommateurs des zones hors tension, les plans de défense sont un complément économique indispensable des règles courantes de planification et d'exploitation.

1. Modes de fonctionnement du réseau

1.1.1 Capacité de transport Une surcharge apparaît sur le réseau quand transite sur un ouvrage de transport plus de courant qu'il ne peut en supporter. Cette limitation est due, pour les lignes aériennes, à l'allongement des conducteurs aériens, suite à leur échauffement par effet Joule, évitant ainsi un rapprochement excessif du sol (cf. article Lignes aériennes. Présentation [1]). Pour les câbles, la limite est fixée par l'échauffement maximal admissible des isolants.

Un réseau électrique assure l'interconnexion entre tous les moyens de production d'électricité et les clients. Il s'agit d'un ensemble hautement performant qui, s'il est suffisamment développé, permet aux opérateurs de réaliser des économies considérables. Il présente cependant quelques fragilités que nous nous appliquerons à faire ressortir par la suite, pour bien appréhender les enjeux du plan de défense. En effet : — dans sa fonction de transport, ses capacités sont limitées par des problèmes de surcharge et de tenue de tension ; — dans sa fonction d’interconnexion, il oblige tous les groupes produisant de l’électricité à fonctionner en un rigoureux synchronisme.

■ Les ouvrages de transport sont généralement protégés contre les surcharges : une ligne sera déclenchée si elle reste en surcharge pendant un temps déterminé. Le ou les temps admissibles de surcharge ainsi que le ou les seuils de surcharge dépendent de la technologie utilisée pour la ligne. Exemple : sur le réseau de transport français à 400 kV, chaque ouvrage de transport est équipé d'une protection de surcharge qui surveille le transit sur cet ouvrage. La ligne en surcharge sera déclenchée au bout d'environ : — 20 minutes, si le transit est supérieur à 130 % de sa capacité maximale en régime permanent ; — 10 minutes, si le transit est supérieur à 150 % de sa capacité maximale en régime permanent ; — quelques dizaines de secondes, si le transit est supérieur à 170 % de sa capacité maximale en régime permanent.

1.1 Limites de la fonction transport Les systèmes électriques restent limités dans leur fonction transport : — par le dimensionnement des ouvrages de transport ; — par les lois physiques régissant le fonctionnement du réseau (encadré 1) : la tenue de tension dans certaines parties du réseau ne sera pas satisfaisante si ces zones sont trop éloignées, au sens électrique, du reste du réseau.

D 4 807 − 2

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____________________________________________________________________________ PLAN DE DÉFENSE DES RÉSEAUX CONTRE LES INCIDENTS MAJEURS

Nota : on pourra se reporter aux articles Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage [2] et Protection des réseaux de transport et de répartition [3].

Encadré 1 — Rappel théorique

La capacité maximale admissible en régime permanent d'une ligne dépend de la saison : on peut faire transiter sur une ligne plus de puissance en hiver qu'en été, car la température atteinte par l'ouvrage à charge donnée est moindre vu les températures extérieures.

Cet encadré théorique permet de comprendre quelques notions utiles pour appréhender des problèmes physiques décrits dans l'article. Partons d'une hypothèse simplificatrice : une charge, que l'on supposera résistive, connectée à un groupe de production par l'intermédiaire d'une ligne, d'impédance X (figure 2).

■ Une surcharge peut apparaître par suite : — du déclenchement d'un ou plusieurs ouvrages de transport : la puissance transitant sur les ouvrages déclenchés se répartit sur les lignes voisines (le report de charge) ; ce déclenchement peut être causé par l'élimination d'un court-circuit par exemple ; — d’une évolution de la consommation qui impose de faire transiter plus de puissance sur les ouvrages de transport ; — du déclenchement de moyens de production, qui impose de faire venir la puissance d'éventuellement plus loin, donc de surcharger les ouvrages de transport intermédiaires ; — d’une tension basse : à appel de puissance constante, plus la tension est basse, plus le courant est important sur la ligne.

■ La puissance transitant sur la ligne est (figure 3) ;

U2 2 2 P = ------- U 1 – U 2 X ■ La puissance maximale qui transite sur la ligne est donc : 2

U1 P max = ------2X

1.1.2 Tenue de tension Les réseaux sont réalisés selon une architecture hiérarchisée. Pour les réseaux très fortement développés, l'énergie est transmise sur les réseaux de transport, puis transite par l'intermédiaire des réseaux de répartition et de distribution vers la charge. Le principe reste vrai pour les réseaux beaucoup moins développés, où la fonction de transport existe toujours, mais à des niveaux de tension largement inférieurs.

■ Pour une certaine puissance appelée par la charge, on obtient deux points de fonctionnement possibles : A et B (figure 3). Le point A est un point de fonctionnement stable du réseau, car à tension haute, et le point B un point de fonctionnement instable.

La production étant aujourd'hui très majoritairement raccordée au réseau de transport, la tenue de la tension sur l'ensemble du réseau est pilotée principalement par celle du réseau de transport. Les alternateurs des groupes de production et tous les autres systèmes à base d'électronique de puissance qui y sont raccordés assurent le maintien de la tension dans une plage correcte de fonctionnement, tenant compte des contraintes matérielles et des critères de sécurité.

■ L’écart entre l’appel de puissance de la charge et la puissance maximale transmissible sur la ligne s’appelle la marge en puissance. Elle représente l’augmentation acceptable de la consommation avant que tout appel de puissance supplémentaire ne puisse être suivi.

La tension des réseaux de répartition et de distribution est maintenue à l'aide de régleurs en charge ; ce sont des dispositifs automatiques associés aux transformateurs à rapport de transformation variable qui assurent la connexion entre les réseaux de transport, de répartition et de distribution (figure 1). Le changement de rapport de transformation se fait automatiquement, par palier (appelé aussi prise), avec une temporisation d'une dizaine de secondes (cf. article Réseaux de distribution. Structure et planification [4]).

U1

400 et 225 kV

Réseau de répartition

90 et 63 kV

Réseau de distribution

20 kV

X

U2

Charge

∼

Lors du déclenchement d'un ouvrage de transport, d'une augmentation de la consommation ou du déclenchement d'un groupe de production, la tension sur les réseaux de transport, de répartition et de distribution chute. Les régleurs en charge vont donc changer la prise de transformation pour essayer de ramener la tension des réseaux de répartition et de distribution à la tension de consigne.

Réseau de transport

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quelle que soit la charge. Cette puissance n’est en aucune manière liée au seuil de surcharge de la ligne. Le point où le maximum est atteint s'appelle le point critique. La puissance maximale transitant sur la ligne est dépendante de la tension U1 et de l'impédance X de la ligne. Ainsi, plus le réseau est exploité à tension haute, ou plus le réseau est maillé, c'est-à-dire plus l'impédance équivalente des interconnexions est faible, plus on pourra faire transiter de l'énergie sur les lignes.

Figure 2 – Réseau électrique simplifié

Puissance transitant sur une ligne d'impédance X

U2 A Puissance transitant sur une ligne d'impédance X' > X

Marges en puissance

B

Régleurs en charge Puissance appelée par la charge

Pmax

P

Figure 3 – Diagramme puissance-tension d’une charge

Figure 1 – Régleurs en charge

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D 4 807 − 3

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Outils de simulation dynamique des réseaux électriques par

Bruno MEYER Chef du département Conception et économie des réseaux, Direction des études et recherches d’Électricité de France

Michel JEROSOLIMSKI Chef du groupe Outils de simulation des réseaux, Direction des études et recherches d’Électricité de France et

Marc STUBBE Chef du service Développement et assistance à l’exploitation, Tractebel Energy Engineering

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1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5

Classification des phénomènes ............................................................ Pourquoi classe-t-on les phénomènes ?..................................................... Phénomènes quasi stationnaires ................................................................ Phénomènes dynamiques lents .................................................................. Phénomènes transitoires électromécaniques............................................ Phénomènes électromagnétiques ..............................................................

2. 2.1 2.2

Les simulateurs, pour quoi faire ? ....................................................... Quand et pourquoi le besoin est-il apparu ?.............................................. Principaux types d’application des modèles..............................................

— — —

6 6 6

3. 3.1 3.2 3.3

Les modèles................................................................................................ Le modèle électromécanique étendu ......................................................... Modèles électromagnétiques des lignes aériennes .................................. Modèles équivalents (dans le cas du modèle électromécaniqueétendu)

— — — —

9 9 11 13

4. 4.1 4.2

Différents types de simulateurs ........................................................... Temps réel et temps différé ......................................................................... Classement selon les types de simulateurs ...............................................

— — —

13 13 14

5. 5.1 5.2

Simulateurs analogiques et hybrides.................................................. Modèles analogiques ................................................................................... Modèles hybrides .........................................................................................

— — —

14 14 15

6. 6.1 6.2

Simulateurs numériques......................................................................... Simulateurs numériques hors temps réel ou simulateurs d’études........ Simulateurs temps réel................................................................................

— — —

15 15 19

7.

Perspectives d’avenir ..............................................................................

—

21

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 120 - 3 — 3 — 4 — 4 — 4 — 5

Doc. D 4 120

ans cet article, on désignera par réseau électrique s’il n’y a pas d’ambiguïté, ou alors par système électrique, l’ensemble des réseaux proprement dit (incluant lignes, câbles, postes électriques, transformateurs), des moyens de production active et réactive et des consommations. Le lecteur peu familiarisé avec l’étude des réseaux électriques trouvera intérêt à consulter, en guise d’introduction, l’article D 4 090 « Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage » des Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique, exposant les bases du fonctionnement et du réglage des réseaux.

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OUTILS DE SIMULATION DYNAMIQUE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES ______________________________________________________________________________

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Si les lois physiques régissant le fonctionnement statique des réseaux électriques sont bien connues et permettent donc de construire un modèle mathématique précis, le fonctionnement du système en dehors de l’équilibre ne peut être décrit qu’en tenant compte du comportement dynamique des moyens de production et de la charge, souvent mal connu. En outre, l’étude des grandes perturbations conduit à analyser des fonctionnements très éloignés des conditions normales d’exploitation et exige donc des modèles dont le domaine de validité est très étendu. Malgré la difficulté intrinsèque de modélisation, le recours à la simulation dynamique est de plus en plus fréquent et nécessaire pour pouvoir satisfaire, au moindre coût, à des exigences toujours plus sévères. Cette tendance résulte de l’évolution du contexte de l’industrie électrique illustrée à titre d’exemple par les points suivants : — des exigences plus fortes des clients relatives au « produit » électricité (qualité de la tension, de la fréquence, absence d’interruptions de service...) ; — le formidable développement de l’interconnexion des réseaux, symbole de convergence politique où en Europe par exemple, émerge en cette fin de siècle un réseau synchrone du Maghreb aux frontières de la Russie avec l’ambition de l’étendre à la quasi-totalité des pays de l’ex-URSS ; — la pression environnementale qui oblige les compagnies à retarder voire à annuler des investissements pourtant justifiés pour faire face à la demande et donc à exiger plus des installations existantes ; — la déréglementation du secteur économique de l’électricité et l’émergence d’une production indépendante et de l’accès de tierces parties au réseau ; — le développement de nouveaux matériels et de nouvelles techniques (composants basés sur l’électronique de puissance ou les supraconducteurs, moyens de calculs, techniques de mesure et de transmission de l’information). Ces nouveaux moyens permettent un pilotage plus fin du système et le développement de régulateurs et d’automates dont le fonctionnement de plus en plus sophistiqué doit être maîtrisé en toutes circonstances. Toutes ces évolutions ont un effet commun : les réseaux sont exploités plus près de leur limite physique qu’il faut donc connaître de plus en plus précisément pour assurer leur bonne marche. L’étude du comportement dynamique des réseaux devient une étape obligée de la planification à long terme, du développement de nouveaux composants et de leurs régulations, de l’exploitation des réseaux et de la formation des opérateurs. Un réseau électrique en fonctionnement peut subir une grande variété de perturbations ou d’incidents, tels que : — la variation de la charge au cours de la journée ; — la manœuvre d’un ouvrage de couplage ; — le déclenchement d’une unité de production ou d’une charge ; — la foudre atteignant une ligne ; — un court-circuit en réseau. Ces perturbations provoquent des phénomènes physiques très variés au sein du réseau, tels que : — la propagation d’ondes de surtension ; — la ferrorésonance ; — la circulation de courants de court-circuit ; — les oscillations rotoriques des alternateurs et la perte du synchronisme ; — les phénomènes d’écroulement de la fréquence ou de la tension. Ces divers phénomènes mettent en jeu des constantes de temps très différentes allant de la microseconde à l’heure, comme indiqué à la figure A. Pour l’exploitant, ces phénomènes sont pris en considération prioritairement dans des domaines différents de son activité, même si la séparation de ces domaines est souvent bien perméable. On distingue (voir figure A) : — la protection, qui vise à prévenir les risques physiques des personnes, les dégâts au matériel tout en minimisant l’impact de la perturbation sur la marche du système ;

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— le réglage automatique ou manuel qui vise à maintenir le système, en dépit des perturbations, autour d’un point de fonctionnement ou d’une trajectoire définie en fonction de critères économiques, de qualité de service ou de sécurité ; — la conduite, qui garantit la disponibilité des ouvrages, aligne les moyens de réglages, afin de permettre à tout moment l’équilibre production-consommation et de maintenir au niveau requis les marges de sécurité tout en minimisant les coûts d’exploitation. L’analyse en ligne de la sécurité dynamique est dans ce domaine une application nouvelle qui permet au personnel de conduite d’agir sur le risque d’instabilité du réseau. Enfin, on retrouve la problématique du fonctionnement dynamique dans la planification des investissements sur des horizons de plusieurs années, et dans la gestion prévisionnelle.

. Phénomènes physiques

Foudre Surtensions de manœuvre

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Courts-circuits Ferrorésonance Oscillations rotoriques Tenue de la tension Tenue de la fréquence 1 MHz

100 kHz

10 kHz

1 kHz

100 Hz

10 Hz

1 Hz

10--1 Hz

10--2 Hz

10--3 Hz

10--4 Hz

10--5 Hz

10--6

10--5

10--4

10--3

10--2

10--1

1

10

102

103

104

105 Secondes

Protection

Conduite

Réglage

Domaines d’activité

Figure A – Représentation des différents phénomènes physiques par échelle de temps et correspondance avec les grands domaines d’activité : protection, réglage et conduite des réseaux

1. Classification des phénomènes

montré que des simulations précises de tous les phénomènes sont nécessaires. Que le simulateur utilisé soit analogique ou numérique, la première étape de l’élaboration d’une simulation consiste à établir le modèle mathématique du système. Un modèle, complet, apte à reproduire tous les phénomènes aurait les caractéristiques suivantes : — le nombre de variables serait proportionnel : • à la taille du système (nombre de postes et lignes, nombre de centrales, de charges). Les réseaux synchrones géants actuels, couvrant jusqu’à tout un continent, contiennent des dizaines de milliers d’ouvrages et bien plus encore si l’on considère les réseaux de distribution ;

1.1 Pourquoi classe-t-on les phénomènes ? On a vu dans l’introduction que les phénomènes physiques pouvant se produire dans un réseau sont nombreux et caractérisés par des fréquences ou des constantes de temps très variables. Il a été

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OUTILS DE SIMULATION DYNAMIQUE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES ______________________________________________________________________________

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Pour représenter une prise de charge ou une perte de production, le calcul de répartition est modifié pour tenir compte : — du régime final de l’action du réglage primaire de vitesse des groupes ou du réglage secondaire fréquence-puissance lorsqu’il existe ; — des régleurs en charge des transformateurs ; — du régime final du réglage secondaire de tension s’il existe. On notera qu’en poursuivant la simulation vers des conditions instables (l’écroulement de la tension), le modèle mathématique simplifié présentera des singularités provoquant l’arrêt du processus de calcul. Dans la pratique, il faut toutefois se méfier de conclusions hâtives en assimilant instabilité physique, instabilité d’un modèle simplifié et non-convergence d’un algorithme ! De plus, ce modèle ne tenant pas compte des phénomènes transitoires, on pourrait trouver un régime qui, compte tenu des constantes de temps, des seuils, des délais de réponse des divers éléments du système, ne représenterait pas celui du réseau réel. Dans celui-ci des excursions transitoires pourraient en effet entraîner des réactions d’équipements propres à modifier l’évolution du système tels que : déclenchements d’éléments par surcharge, délestages ou îlotages par baisse de fréquence, déclenchements de groupes de production par les protections d’auxiliaires à baisse de tension ou de fréquence, etc.

• à la plage de fréquence des phénomènes représentés qui détermine la complexité du modèle des constituants ; — le volume des calculs nécessaires à la simulation serait proportionnel : • au nombre de variables ; • à la fréquence d’échantillonnage (l’inverse du pas de calcul) de l’algorithme d’intégration, elle-même directement liée aux fréquences propres les plus élevées du système. Si l’on arrête l’analyse à ce niveau, la simulation numérique de la dynamique d’un réseau serait pratiquement impossible, même avec les ordinateurs les plus puissants. Heureusement, à un deuxième niveau de l’analyse, les choses s’améliorent. On observe par exemple que la propagation de la perturbation est d’autant plus limitée dans l’espace que la réponse du système est à fréquence élevée, ou encore que certaines perturbations excitent préférentiellement certaines fréquences propres de manière telle qu’un découplage plus ou moins marqué peut être observé entre différents phénomènes. Ce sont sur ces caractéristiques physiques que s’appuie l’ingénieur pour développer des modèles spécifiques à l’étude de certains phénomènes. Il mettra en œuvre sa compréhension du comportement des réseaux pour définir le modèle nécessaire et suffisant pour résoudre son problème, qu’il aura a priori parfaitement identifié. Ainsi, l’approche classique de la simulation des réseaux repose sur une classification des phénomènes en fonction de leur fréquence caractéristique et développe pour chaque classe de phénomènes un modèle mathématique particulier auquel sera associé un outil de simulation. On notera que l’amplitude des phénomènes joue également un rôle dans la spécification d’un modèle particulier si des non-linéarités (butée, saturation,...) risquent d’entrer en jeu. Si le recours à la classification des phénomènes permet à l’ingénieur éclairé de réduire considérablement les ressources nécessaires à l’élaboration d’un simulateur, il faut bien avoir à l’esprit que le prix à payer se situe au niveau de la multiplication des outils, et donc des données, et de la nécessité d’une connaissance a priori du comportement dynamique du système. Dans ce schéma, la simulation de scénarios complexes, faisant intervenir des perturbations en cascade et mettant en œuvre des phénomènes variés, est très difficile à conduire. Nous verrons plus tard qu’il existe certaines alternatives à la spécialisation des outils basés sur des techniques algorithmiques nouvelles. Mais la classification des phénomènes n’est pas qu’un mal nécessaire. Elle est aussi très utile à la compréhension du comportement des réseaux et structure de façon très efficace tout exposé sur la dynamique des systèmes électriques.

1.3 Phénomènes dynamiques lents On qualifie de dynamiques lents les phénomènes présentant des constantes de temps de plusieurs dizaines de secondes, voire de minutes ou de dizaines de minutes, tels les échanges thermiques dans les chaudières, l’échauffement du rotor des alternateurs ainsi que l’action des régulateurs des prises des transformateurs, des réglages secondaires de tension et de fréquence-puissance, etc. Lorsqu’on étudie ces phénomènes, la fréquence est considérée comme égale en tout point du réseau. Compte tenu de leur rapidité (fréquence de l’ordre du hertz), on néglige les oscillations entre les rotors des différentes machines qui ont de ce fait même vitesse et même accélération (hypothèse dite des rotors liés). Aux équations du calcul de répartition de charge décrivant le réseau, on ajoute les équations différentielles représentant le fonctionnement dynamique des chaudières et turbines, l’équation mécanique simplifiée des masses tournantes et les régulations locales ou centralisées qui interagissent avec les phénomènes simulés. La régulation primaire de tension, rapide, est traitée algébriquement. Le modèle de simulation des phénomènes dynamiques lents apporte, par rapport à l’approche quasi stationnaire, une amélioration importante concernant le calcul de l’évolution de la fréquence traduisant l’équilibre dynamique production-consommation. Ce modèle peut aussi être utilisé pour la simulation des écroulements de tension. Les phénomènes dynamiques lents étant directement observables par les opérateurs des réseaux, au travers du système d’acquisition, le modèle de simulation correspondant est généralement utilisé pour le développement du moteur de simulation des simulateurs d’entraînement. Encore une fois, négliger les phénomènes dynamiques plus rapides n’est acceptable que dans la mesure où ceux-ci sont stables et qu’aucun seuil (de protection) n’est dépassé durant les transitoires négligés, provoquant une bifurcation de la trajectoire à long terme du système.

1.2 Phénomènes quasi stationnaires Nous entendons par là les phénomènes qui peuvent être décrits par une succession d’états du réseau supposés stationnaires. Cela sousentend que l’on a l’assurance que les transitoires se sont éteints entre deux états successifs, et qu’aucune bifurcation du système ne se soit produite au long de la trajectoire reliant ces deux états. De plus, on fait l’hypothèse implicite qu’aucune valeur propre du système complet n’atteigne progressivement le demi-plan réel positif, ce qui provoquerait l’apparition d’oscillations divergentes spontanées. Pour étudier les phénomènes quasi stationnaires, on utilise un modèle algébrique du système, où certaines variables de commande dépendent explicitement du temps. Cette approche s’est, par exemple, révélée utile dans l’étude des écroulements de la tension. Dans ce cas, elle consiste à effectuer un calcul de répartition de la puissance active et réactive après chaque modification de la topologie du réseau, d’un réglage discret, de la production ou de la consommation. Il faut s’assurer que les productions réactives des groupes restent dans les plages admissibles. Dans le cas où une limite est atteinte par un groupe, il faut imposer le courant rotorique à une valeur correspondant à cette limite et non plus la tension statorique qui ne peut plus être réglée.

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1.4 Phénomènes transitoires électromécaniques Cette classe de phénomènes est liée au comportement des générateurs quant à leur marche synchrone. Elle concerne au premier chef le comportement mécanique oscillatoire des générateurs autour de leur position d’équilibre correspondant au régime synchrone.

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Il n’est plus question ici, comme pour les phénomènes dynamiques lents, de simplifier le mouvement des rotors : la vitesse de rotation d’une machine est une variable qui lui est propre. Les grandeurs électriques resteront supposées suivre un régime sinusoïdal établi (représentation sous forme de phaseurs, variables complexes définies par un module et une phase) et une fréquence moyenne sera définie pour décrire les tensions et courants dans le réseau qui restent des variables algébriques.

. Tensions représentées

Vc Vb Va

De façon générale, on distingue deux grandes classes de transitoires électromécaniques.

Disjoncteur 1

1.4.1 Phénomènes de faible amplitude

Va (kV)

Ces phénomènes concernent le comportement oscillatoire résultant de fluctuations normales, de faible amplitude, des grandeurs électriques ou mécaniques.

500 250

Il est bien connu que les oscillations rotoriques sont souvent peu amorties. D’autres comportements oscillatoires peuvent trouver leur origine dans les régulations (de tension en particulier). Un amortissement insuffisant ou inexistant peut apparaître pour certaines conditions d’exploitation rendant celles-ci non viables. L’étude de l’amortissement des oscillations de réseau est une activité usuelle des ingénieurs au niveau de la planification et de la conception et du réglage des régulations.

,

Disjoncteur 2

0 --250 --500 0

100

200

300

400

500

600 Temps (ms)

0

100

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300

400

500

600 Temps (ms)

0

100

200

300

400

500

600 Temps (ms)

Vb (kV)

On définit la stabilité en petit mouvement d’un système électrique, ou sa stabilité statique, comme sa capacité de retrouver, après avoir subi n’importe quelle « petite perturbation », un état d’équilibre identique ou très proche de son état initial.

500 250

La stabilité en petit mouvement s’étudie principalement par les techniques d’analyse linéaire appliquées au modèle mathématique préalablement linéarisé autour du point de fonctionnement du réseau. La simulation numérique constitue également un moyen efficace d’étude pour autant que l’algorithme d’intégration ait la précision requise en ce qui concerne la restitution de l’amortissement.

0 --250 --500

Vc (kV)

1.4.2 Phénomènes de grande amplitude

500

Ces phénomènes se produisent lors de perturbations majeures du régime de fonctionnement tels un court-circuit dans le réseau, un déclenchement d’ouvrage, provoquant un déséquilibre important entre le couple moteur et le couple résistant des alternateurs.

250 0 --250

On définit la stabilité transitoire d’un système électrique face à une perturbation ou un cycle de perturbations comme étant sa capacité à retrouver un point d’équilibre où toutes les machines sont au synchronisme. Suivant cette définition, le glissement d’un rotor d’alternateur d’un ou plusieurs pôles n’est pas considéré comme une instabilité.

--500

Les phénomènes transitoires sont fortement influencés par le comportement du système autour du hertz, fréquence propre typique de l’oscillation rotorique. La fonction de transfert des régulateurs primaires de vitesse et de tension joue un rôle fondamental en petit mouvement. Les chaînes rapides des mêmes régulateurs (désexcitation rapide, fonctions accélérométriques et fermetures rapides des soupapes de turbine...) ont par contre un effet dominant sur la stabilité transitoire.

On simule le comportement de protections sur les trois phases d'une ligne triphasée, lors de l'apparition d'un défaut sur l'une d'entre elles, avec ouverture et réenclenchement automatique des disjoncteurs. A t = 50 ms, un court-circuit apparaît sur la phase "a" et la tension Va s'annule. Les protections, situées à chaque extrémité de la ligne, détectent le défaut et commandent l'ouverture des disjoncteurs 1 et 2 afin d'isoler la phase "a" et d'éviter la propagation du phénomène sur le réseau. Les disjoncteurs s'ouvrent à t = 100 ms et le court-circuit, qui était fugitif, s'élimine de lui-même à t = 110 ms. Après une période transitoire, on observe sur la phase "a" une tension de faible amplitude à 50 Hz qui résulte d'un couplage électromagnétique avec les phases "b" et "c". At = 470 ms, avec la disparition du court-circuit, les disjoncteurs sont refermés automatiquement. Il en résulte une nouvelle période transitoire jusqu'à t = 550 ms, la tension redevenant ensuite normale sur les trois phases. On notera que les phases "b" et "c" sont légèrement perturbées pendant l'incident du fait du couplage électromagnétique avec la phase "a".

1.5 Phénomènes électromagnétiques L’onde de tension, que nous avons jusqu’ici considérée pour les autres types de phénomènes comme parfaitement sinusoïdale, subit en réalité de nombreuses altérations qu’il faut parfois être capable de modéliser finement et qui correspondent à des phénomènes, appelés transitoires électromagnétiques, dont les fréquences atteignent plusieurs kilohertz. Courts-circuits, manœuvres

Figure 1 – Un exemple de transitoires électromagnétiques

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Conduite d’un système de production-transport par

Pierre BORNARD Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité Directeur du Centre National d’Exploitation du Système électrique Électricité de France

1.

Gestion et conduite du système « production-transport ». Présentation ..............................................................................................

2.

Évolution de l’organisation générale des systèmes électriques ..

—

3

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Les grands systèmes interconnectés ................................................. Rôle du réseau de grand transport ............................................................ Rôle des réseaux de répartition.................................................................. Grands enjeux de la conduite des systèmes électriques ......................... Acteurs du marché de l’électricité.............................................................. Rôle des gestionnaires du réseau de transport en Europe ......................

— — — — — —

4 4 6 6 7 8

4. 4.1 4.2

Problématique de la gestion d’un système production-transport Caractéristiques d’un système électrique.................................................. Contraintes à respecter ...............................................................................

— — —

8 8 11

5. 5.1 5.2

Préparation de la conduite.................................................................... Nécessité d’une forte anticipation.............................................................. Préparation journalière : une étape clé......................................................

— — —

13 13 14

6. 6.1 6.2 6.3 6.4

Conduite en temps réel .......................................................................... Répartition spatiale des responsabilités.................................................... Différents états de conduite........................................................................ Conduite en régime normal........................................................................ Conduite en régime perturbé .....................................................................

— — — — —

16 16 16 17 18

7. 7.1 7.2

Gestion a posteriori................................................................................. Suivi de l’exploitation et retour d’expérience ........................................... Règlement des écarts ..................................................................................

— — —

18 18 18

8. 8.1 8.2 8.3

Quelques données sur les systèmes informatiques de conduite . Les outils de supervision et de télécommande......................................... Les outils d’aide à la décision..................................................................... Les simulateurs d’entraînement.................................................................

— — — —

18 18 19 20

9.

Un domaine en évolution rapide .........................................................

—

20

Références bibliographiques .........................................................................

—

20

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es « systèmes électriques », c’est-à-dire les ensembles interconnectés production-transport-consommation, sont d’immenses machines distribuées, couvrant parfois des zones à l’échelle de continents. Ils sont régis par des lois physiques qui rendent leur conduite complexe et délicate, car leur bon fonctionnement repose sur des équilibres de chaque instant, qui ne sont jamais acquis, et sur le respect d’innombrables contraintes techniques évoluant au cours du temps.

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CONDUITE D’UN SYSTÈME DE PRODUCTION-TRANSPORT ______________________________________________________________________________________

Conduire un système électrique, c’est d’abord définir le partage des rôles et responsabilités entre les nombreux acteurs concernés. Ensuite, pour les « gestionnaires du réseau de transport » qui, dans chaque pays ou chaque grande zone d’exploitation, ont le rôle de chef d’orchestre et la maîtrise directe des moyens de conduite, il s’agit de préparer les situations à venir, puis, depuis leurs centres de conduite ou « dispatchings », de surveiller le système et de le maîtriser, d’anticiper les possibles difficultés. Enfin, il s’agit de rendre à chacun des acteurs l’image de son rôle dans l’exploitation passée et de procéder aux règlements financiers correspondants.

1. Gestion et conduite du système « productiontransport ». Présentation

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l’Europe ; dans le cas européen, il a même commencé à s’étendre vers l’Afrique du Nord via le détroit de Gibraltar. ● Le troisième étage est celui des réseaux de distribution. En effet, un réseau de transport et d’interconnexion peut desservir directement certains très gros utilisateurs d’électricité. Mais des réseaux intermédiaires sont nécessaires pour desservir les millions et dizaines de millions de consommateurs, industriels ou domestiques, qui ont besoin de puissances se chiffrant en kilowatts et mégawatts, et non en dizaines ou centaines de mégawatts. De nombreux réseaux de distribution, alimentés chacun séparément par le réseau de transport, assurent le convoyage de la puissance électrique et son émiettement vers la multitude de ses utilisateurs.

On appelle communément « système électrique » l’ensemble des installations électriquement interconnectées qui assure la livraison, à tous les utilisateurs d’électricité, des kilowattheures produits à partir de sources d’énergie primaire telles que l’hydraulique, les combustibles fossiles, la fission nucléaire, l’énergie éolienne, voire, mais encore marginalement, l’énergie solaire directe.

■ Cependant, les termes de production, transport et interconnexion, distribution qui qualifient assez exactement les trois étages d’un système électrique complet ne doivent pas occulter la nature réelle du kilowattheure.

■ Il est traditionnel de distinguer, au sein d’un système électrique, trois étages aux fonctions différentes s’articulant entre elles (figure 1). ● Le premier étage est celui de la production de l’électricité qui sera livrée aux consommateurs. Il est constitué par les usines, souvent appelées « centrales », qui convertissent en kilowattheures les énergies primaires, véritables sources de l’énergie consommée par les utilisateurs d’électricité. ● Le deuxième étage est celui du réseau de transport et d’interconnexion auquel sont raccordées les usines de production. Cet étage assure la mise en commun et la répartition sur un très vaste territoire de toute l’électricité qui y est produite. Le réseau de transport et d’interconnexion est le véritable nœud du système électrique. Il peut être à l’échelle d’un continent tel que

Énergies primaires

Une ligne électrique est assimilable à une courroie qui transmet l’énergie d’un moteur – par exemple le pédalier d’une bicyclette – à un utilisateur de celle-ci (dans cet exemple, la roue arrière de l’engin, utilisatrice de l’énergie motrice). La transmission électrique remplace la transmission par courroie, mais est d’une souplesse et d’une efficacité sans commune mesure avec la transmission mécanique. C’est ce qui permet la constitution de ces immenses ensembles de transmission d’énergie que sont les réseaux électriques. Le kilowattheure n’y est pas un objet que, d’une part, on produirait, et, d’autre part, on transporterait jusqu’à des magasins de grossiste, avant de le distribuer au détail. Tout kilowattheure consommé est produit, transporté et distribué à l’instant même, non pas dans l’heure ou la minute, mais dans la seconde ou fraction de seconde, tout comme l’énergie transmise par une courroie.

Hydraulique

Production Système production transport

P

Fossile

P

P

Nucléaire

P

P

Autres

P

P

P

Réseau de grand transport, d'interconnexion et de répartition

Transport

Système électrique Production décentralisée

Distribution

Consommateurs

C

Réseau de distribution

Réseau de distribution

Réseau de distribution

C

C

C

C

C

Figure 1 – Schéma de principe d’un système électrique

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_____________________________________________________________________________________ CONDUITE D’UN SYSTÈME DE PRODUCTION-TRANSPORT

2. Évolution de l’organisation générale des systèmes électriques

Un système électrique – production, transport et distribution – est donc une immense usine qui utilise des énergies primaires et les transforme de façon telle qu’elle les met instantanément, et sous une forme particulièrement commode, à la disposition d’utilisateurs qui seraient bien en mal d’en bénéficier autrement. Une telle usine a besoin d’être bien gérée – en gros, il s’agit ici du choix à chaque instant des énergies primaires et modes de conversion les plus économiques – et bien conduite, c’est-à-dire contrôlée de façon à assurer la sécurité du processus de conversion et de transmission, gage de la qualité du service à ses clients. Les dimensions de « l’usine », la diversité de ses exploitants en font un difficile problème d’organisation et de technique. ● Les liens des réseaux de distribution avec le réseau de transport qui alimente chacun d’entre eux peuvent être caractérisés par quelques paramètres simples. La gestion de ces réseaux peut donc être individualisée et assez facilement découplée de celle du réseau de transport et d’interconnexion. Il en est traité dans d’autres articles spécifiques. ● Par contre, les étages production et transport forment un tout économiquement et techniquement très intégré. Par exemple, il est indispensable de respecter à tout moment les trois principaux types de contraintes techniques, sur lesquelles nous reviendrons ultérieurement (§ 4.2) : — équilibre production-consommation ; — sécurité individuelle des ouvrages ; — sécurité globale du système pour faire face aux aléas.

■ Les grands systèmes électriques du monde vivent depuis le milieu des années 1990 une mutation profonde et irréversible. L’organisation du secteur électrique, comme le rôle des différents acteurs économiques, évolue en profondeur depuis la restructuration de l’industrie électrique en Angleterre et au Pays de Galles en 1992. En conséquence, la nature et la distribution des tâches techniques à accomplir pour assurer l’acheminement de l’électricité de la centrale de production au consommateur final sont-elles aussi en train de se modifier en profondeur. ■ La construction puis l’interconnexion des réseaux électriques ont été menées dans le cadre d’un certain nombre d’axiomes (pas toujours clairement explicités d’ailleurs), par exemple l’autosuffisance énergétique par pays conduisant à une politique de production d’électricité (nucléaire en France, hydroélectricité parfois très coûteuse en Suisse, lignite en Allemagne…) apte à satisfaire la consommation nationale. Les réseaux de grand transport ont alors été conçus pour jouer le rôle de transport de compensation [11] à l’intérieur des pays, puis entre pays ou grandes compagnies électriques [12]. En Europe, les systèmes production-transport étaient exploités par des compagnies verticalement intégrées assurant à la fois la production d’électricité et son transport, souvent aussi sa distribution. Il y avait, en général, une seule compagnie de ce type par pays (EDF en France, CEGB en Angleterre, ENEL en Italie, etc.), parfois plusieurs (comme en Allemagne, en Suisse ou en Suède) chargées de produire et de transporter la quasi-totalité de l’électricité. Dans ce cadre, l’exploitation et la conduite des systèmes électriques avaient deux finalités différentes (et parfois conjoncturellement antagonistes) : — une finalité d’optimisation générale, ce qui, compte tenu du rapport entre le coût de production et le coût du transport, revenait en gros à minimiser à tout moment le coût de production ; — une finalité de maintien de la sûreté du système électrique, afin de veiller, à tout instant, à la bonne alimentation des consommateurs finals et au respect des règles évitant les risques d’effondrement général [13].

■ Le dysfonctionnement d’un élément quelconque de cet ensemble est susceptible, si on n’y prend garde, d’affecter tout le réseau et tous ses clients. Il faut donc coordonner, à l’échelle d’un continent, la gestion et la conduite du système production-transport d’électricité qui le couvre. Tel est le cœur du rôle technique des gestionnaires du système production-transport ; les méthodes et les moyens qu’ils emploient font l’objet du présent article. Pour la clarté pédagogique, on se référera parfois à une organisation qui a été le modèle dominant jusqu’aux années 1990. Gestion et conduite y étaient fortement centralisées à l’échelle d’un pays, sous des formes éventuellement différentes d’un pays à l’autre, mais cela est secondaire. Chaque gestionnaire y décidait des plans de production, en se référant aux moindres coûts, puis procédait à un ajustement commercial et technique avec ses voisins. Il lui restait – et ce n’était pas le plus facile – à assurer le bon fonctionnement du système à chaque instant. Comme on le verra au paragraphe 2, cette organisation est actuellement remise en cause par une volonté politique, un peu générale dans le monde, mais particulièrement sur le continent américain et en Europe, de mettre en concurrence la conversion énergie primaire-électricité. L’optimisation des plans de production est donc confiée à un marché de l’électricité, via la concurrence sur les prix. Le plan de production échappe ainsi, du moins dans la première étape de sa construction, au gestionnaire du réseau. Corrélativement, le réseau de transport et d’interconnexion devient une « facilité essentielle », c’est-à-dire un service commun aux producteurs d’électricité et à leurs clients, ayant l’obligation, très surveillée du fait de sa position de monopole, d’assurer le « transport » entre les producteurs fournisseurs et leurs clients consommateurs.

■ La disponibilité d’une énergie abondante et bon marché (le gaz notamment), ainsi que les évolutions technologiques mais surtout économiques, politiques et sociales ont amené le processus dit de « dérégulation », largement mis en œuvre en Europe, en Amérique du Nord puis du Sud, et en Asie. Dans ce nouveau cadre, la concurrence entre producteurs devient un levier essentiel de création d’un véritable marché de l’électricité. L’exploitant chargé de la conduite du système production-transport, qui est lui en situation de monopole « naturel », est tenu (en général par la loi, par exemple aux États-Unis ou dans l’Union européenne) d’être séparé de toute activité de production. Son rôle d’optimisation directe du coût de la production disparaît donc, au profit d’un rôle nouveau qui est de créer les conditions de l’optimisation par le marché de l’électricité lui-même, en assurant sa fluidité : il doit s’efforcer, malgré les nombreuses contraintes techniques, d’assurer à tout moment une circulation aussi aisée et transparente que possible entre les producteurs d’électricité et leurs clients.

Cette nouvelle conception institutionnelle ne va pas sans lancer des défis difficiles dans sa mise en œuvre et dans la gestion du système production-transport. Ces défis et les solutions qui sont mises en œuvre seront bien sûr évoqués, étant entendu que seuls le temps, l’expérience et une évolution continue dégageront les voies à suivre pour satisfaire, d’une part, à une organisation économique nouvelle propre à satisfaire les différents acteurs et aux obligations légales qui en découlent, d’autre part, à la mission fondamentale qui reste celle des gestionnaires du réseau de transport : assurer, dans les meilleures conditions de coût et de continuité, la desserte des énergies primaires dont toute communauté sociale et industrielle développée a besoin et qu’elle utilise massivement grâce au système électrique.

Compte tenu du poids prépondérant des grandes lois physiques régissant les systèmes électriques (principe de conservation de l’énergie, propagation des phénomènes électromagnétiques, lois de Kirchhoff etc.), les processus de conduite « en temps réel » restent dans une certaine continuité avec le passé. Par contre, les mécanismes de préparation de l’exploitation, fondamentaux pour maîtriser la complexité des situations et des aléas, se trouvent eux fortement transformés. Dans cet article, nous nous efforcerons de bien mettre en évidence le rôle des différents acteurs, leur problé-

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CONDUITE D’UN SYSTÈME DE PRODUCTION-TRANSPORT ______________________________________________________________________________________

matique technique mais aussi économique, et de décrire les grands défis à résoudre grâce aux technologies actuelles, pour la conduite au jour le jour ou à moyen terme.

que de sécurité d’alimentation, de diminuer largement les investissements dans des centrales de production [12]. ■ Le réseau permet aussi de bénéficier des différences de coûts de production (ou de prix offerts sur un marché ouvert) entre des équipements distants, conduisant à une réduction globale des coûts d’exploitation. Ces différences de prix, selon leur caractère conjoncturel ou structurel, donnent lieu à des transports d’électricité dits respectivement « systématiques » et « de compensation ». ● Le transport systématique est pratiqué lorsque des ressources énergétiques massives et économiques sont situées loin de leur clientèle. Ce peut être par exemple le cas de l’hydroélectricité (Baie James au Canada), du nucléaire (unités de forte puissance dont la localisation est dictée par des contraintes de source froide) ou du gaz (production électrique dans le nord de l’Angleterre, près des gisements, avec une forte consommation au sud du pays). ● Le transport de compensation relève de la compensation statistique des variations tant de la consommation que de la capacité de production. Il peut être prévisible et aisément anticipé : c’est le cas de l’effet des décalages entre heures de pointes entre régions ou pays (voir par exemple le décalage horaire entre grands centres de consommation de l’interconnexion de l’Est des États-Unis). C’est aussi le cas lors de la gestion coordonnée de centrales thermiques et hydrauliques appartenant à un même producteur, tirant parti de la complémentarité de ses moyens de production. Le transport de compensation peut aussi devoir être mis en œuvre, avec un préavis très limité, dans le cas de la panne d’une grosse unité de production. Ce type d’événement fait toutefois partie des anticipations habituelles, nécessaire à la bonne conduite d’un système électrique.

3. Les grands systèmes interconnectés 3.1 Rôle du réseau de grand transport La fonction de base du réseau de grand transport est d’abord de relier les centrales de production aux centres de consommation d’électricité. Mais, au-delà de cette évidence, pour comprendre la structure et les contraintes d’exploitation de ce réseau, il importe de bien appréhender les principales lignes directrices de son développement et de son organisation, que nous allons rappeler très brièvement.

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■ Le réseau de grand transport est né de la localisation de ressources énergétiques (souvent l’hydroélectricité) loin des zones consommatrices. Pour franchir la distance correspondante, la technique du transport par courant alternatif à très haute tension s’est rapidement imposée. En Europe (hormis l’ex-URSS), les réseaux à 400 kV à 50 Hz ont été adoptés après la Seconde Guerre mondiale comme le meilleur compromis entre le coût d’investissement, le coût d’exploitation (notamment la réduction des pertes Joule) et le service rendu. Leur rôle s’est vite accru avec l’effet de taille dans la production, qui a rendu plus économique la construction de centrales de puissance toujours croissante, alors que, bien sûr, la consommation restait diffuse. Mais l’interconnexion s’est surtout développée rapidement pour contrebalancer un inconvénient bien connu de l’électricité.

■ Les avantages d’un puissant réseau de grand transport et d’interconnexion ont conduit en Europe (comme dans la plupart des régions du monde) à deux tendances majeures, nécessaires à l’expansion des échanges transfrontaliers d’électricité et du commerce international : — l’extension de la zone de synchronisme que constituent aujourd’hui les pays d’Europe de l’Ouest ; — l’interconnexion entre zones synchrones grâce à des liaisons à courant continu. ● L’extension de la zone de synchronisme s’est réalisée dès que les conditions politiques et techniques ont été réunies. En 1995, l’ancienne Allemagne de l’Est et les pays d’Europe centrale (République Tchèque, Slovaquie, Hongrie, Pologne), dont les réseaux étaient conçus selon des choix techniques proches de ceux de l’Europe de l’Ouest, se sont raccordés à son réseau à 400 kV. En 1997, les progrès des câbles sous-marins à courant alternatif ont permis l’interconnexion entre l’Afrique du Nord (Maroc, régions côtières de l’Algérie et de la Tunisie) et le réseau européen via le détroit de Gibraltar. Malgré la déconnexion de la Grèce et d’une partie de l’ancienne Yougoslavie, le bloc synchrone ainsi constitué est, en taille, le premier du monde (devant l’interconnexion de l’Est et du centre des États-Unis), avec une consommation de pointe de plus de 300 000 MW. La figure 2 représente les grands blocs synchrones européens. ● Lorsque les conditions techniques (du fait des puissances respectives en jeu, de l’hétérogénéité des normes de conception ou, plus souvent, de la séparation par des bras de mers trop larges pour un franchissement en courant alternatif) rendent impossible la connexion directe, l’interconnexion entre zones synchrones s’est faite grâce à des liaisons à courant continu. Ce fut notamment le cas entre la France et l’Angleterre (liaison de 2 000 MW mise en service en 1988) et entre la Scandinavie et l’Europe du Nord continentale, avec plusieurs liaisons mises en service lors des deux dernières décennies et de nombreux projets en cours. Les liaisons à courant continu, dont le flux d’énergie traversant peut être déterminé à volonté grâce à un contrôle- commande adéquat, n’apportent pas le même service de secours mutuel que les réseaux maillés en alternatif. Mais, moyennant un investissement initial élevé (pour assurer la conversion alternatif/continu aux extrémités), elles permettent de créer des possibilités d’échanges entre régions.

À chaque instant, l’énergie électrique produite dans un système interconnecté est égale à l’énergie consommée. En effet, malgré les progrès envisageables des technologies de stockage (par exemple dans des matériaux supraconducteurs), les conditions économiques de mise en œuvre d’un stockage massif directement sous forme électromagnétique ne sont pas satisfaisantes, et ce sans doute encore pour plusieurs décennies. La seule forme significative de « stockage » de l’électricité est indirecte : c’est l’accumulation d’eau par pompage dans des réserves hydroélectriques. Cette opération, d’un rendement technique médiocre, peut être d’un grand intérêt économique. Mais les constantes de temps en jeu sont loin de celles de l’onde électrique, et le stockage hydraulique ne peut donc jouer le rôle d’équilibrage instantané des puissances produites et consommées. ■ Le développement du réseau de transport a permis de contourner la difficulté de produire localement exactement la puissance consommée à chaque instant dans chaque région en rendant possible la mutualisation instantanée de tous les moyens de production interconnectés : à défaut de pouvoir facilement produire localement au moment où l’on consomme, le réseau de grand transport permet de produire ailleurs que là où l’on consomme, avec la souplesse cumulée de toutes les centrales électriques. Il permet ainsi de faire face plus facilement aux variations d’une consommation qui fluctue en permanence, en bénéficiant à plein de la compensation statistique des variations élémentaires de la puissance appelée par chaque consommateur. Sous l’angle technique, cet effet de mutualisation joue à toutes les échelles de temps, depuis les liens électromagnétiques entre les alternateurs qui rendent le système plus robuste, jusqu’aux substitutions saisonnières entre énergies primaires différentes, en passant, à l’échelle de la seconde, par l’effet d’inertie puis de secours mutuel en cas de déséquilibre brusque entre production et consommation. Sous l’angle économique, le réseau de grand transport permet, à niveau identi-

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Systèmes de téléconduite des postes électriques par

Marc VIRLOGEUX Directeur technique « contrôle-commande » EDF Production-Transport

1. 1.1 1.2

Téléconduite des installations d’un réseau électrique ................. Réseau électrique : rôle et complexité....................................................... Nécessité de surveiller et commander à distance les installations.........

2.

Fonctions d’un système de téléconduite ..........................................

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3. 3.1 3.2

Organisation d’un système de téléconduite .................................... Architecture du réseau de téléconduite d’EDF.......................................... Caractéristiques générales des techniques utilisées ................................

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3 3 6

4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6

Sûreté de fonctionnement .................................................................... Définitions .................................................................................................... Protection du système au niveau du matériel d’entrées-sorties ............. Protection du système au niveau des liaisons informatiques ................. Sûreté de fonctionnement du logiciel........................................................ Essais ............................................................................................................ Disponibilité des équipements ...................................................................

— — — — — — —

6 6 7 7 7 8 8

5. 5.1 5.2 5.3 5.4

Transmission des données .................................................................... Généralités ................................................................................................... Réseau de sécurité EDF............................................................................... Supports de transmission utilisés par le réseau de sécurité ................... Procédures de transmission .......................................................................

— — — — —

9 9 9 9 10

6. 6.1

Systèmes futurs de téléconduite ........................................................ Intégration du contrôle-commande et de la téléconduite du poste électrique...................................................................................................... Communications : facteur d’ouverture ...................................................... Téléconduite, outil d’assistance à la conduite ..........................................

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10 11 11

6.2 6.3

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et article est une réactualisation du texte rédigé par Jean-Marie PARANT et Guy LEPAGNOL et paru dans ce traité en 1989. Une partie du texte a été conservée. Le transport de l’énergie électrique depuis les centres de production jusqu’aux centres de consommation est assuré par un réseau complexe. Celui-ci interconnecte l’ensemble des centres de production et permet les échanges avec l’étranger. Grâce à ce réseau, on peut ajuster en permanence la production à la consommation, optimiser techniquement et économiquement l’utilisation du parc de production et garantir un acheminement satisfaisant de l’énergie. Cette opération, essentielle pour le fournisseur d’énergie électrique, est appelée conduite d’un système de production-transport. Les principes de conduite d’un tel système font l’objet d’un article spécifique « Conduite d’un système de production-transport ». L’auteur y présente l’ensemble de la fonction et les outils mis en œuvre. Il fait apparaître la nécessité de disposer à tout instant, dans les centres de conduite, d’informations sur l’état du

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SYSTÈMES DE TÉLÉCONDUITE DES POSTES ÉLECTRIQUES

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réseau et de moyens d’action sur celui-ci. Ce besoin est satisfait grâce à l’utilisation de systèmes de téléconduite des installations. Ceux-ci agissent principalement sur les postes électriques, installations complexes qui assurent l’interconnexion des lignes et la transformation des niveaux de tension. Nous nous attacherons dans cet article à présenter, à grands traits, le rôle et l’organisation d’un système de téléconduite des postes électriques en insistant, d’une part, sur les moyens mis en œuvre pour garantir sa sûreté de fonctionnement et, d’autre part, sur la place essentielle que jouent les transmissions de données ; nous illustrerons notre propos par des informations sur le système de téléconduite d’Électricité de France (EDF). Nous terminerons par quelques considérations sur les techniques qui seront mises en œuvre à l’avenir. Nota : le lecteur se reportera, dans le traité Informatique, à l’article Vocabulaire de l’informatique pour les termes informatiques utilisés dans cet article.

Tableau des principales abréviations utilisées Abréviation

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Développé

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Calculateur de Poste

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Courant Porteur sur Ligne

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Ensemble De Traitement

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France Télécom Organe de Coupure en Réseau Poste Asservi Poste Asservi Simplifié Poste de Commande Poste de Commande Déporté

PCG

Pupitre des Commandes Groupées

PCM

Poste de Commande Mobile

PCP

Poste de Commande des calculateurs de Postes

PCS

Poste de Commande Simplifié

SIT

Système Informatisé de Télécommande

SRC

Système Régional de Conduite

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TéléConDuite

1. Téléconduite des installations d’un réseau électrique

■ Un puissant réseau d’interconnexion sert : — d’une part, à transporter des quantités importantes d’énergie sur de longues distances, depuis les zones productrices vers les zones consommatrices ; — d’autre part, à compenser un déficit accidentel de production dans une zone, grâce à l’interconnexion. En 1996, ce réseau comportait 20 780 km de lignes 400 kV et 110 postes d’interconnexion.

1.1 Réseau électrique : rôle et complexité Le réseau a pour rôle d’acheminer de l’énergie électrique non stockable, là où elle est demandée, au moment où elle est demandée.

■ Les réseaux de répartition assurent le transport de l’énergie au niveau régional à des tensions comprises entre 225 kV et 63 kV. Ils permettent d’acheminer l’énergie depuis le réseau d’interconnexion jusqu’aux postes de transformation qui alimentent les réseaux de distribution ; ces postes sont appelés postes sources ; un département français en comporte de 10 à 30.

Un grand nombre d’ouvrages sont sollicités pour maintenir en permanence, et au moindre coût global, une bonne qualité de service. On distingue, en France, trois types de réseaux.

■ Les réseaux de distribution très diversifiés prélèvent l’énergie dans les postes sources et la distribuent aux abonnés à moyenne tension (20 kV) puis à basse tension (400 V) ; leurs structures varient

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_____________________________________________________________________________________ SYSTÈMES DE TÉLÉCONDUITE DES POSTES ÉLECTRIQUES

— l’acquisition d’informations, donnant la position des organes à surveiller, l’état des indicateurs d’alarme, ainsi que des valeurs de mesure ; — l’exécution d’ordres, destinés à modifier la position d’un organe, à agir sur une valeur de consigne ou un réglage ; — la transmission de données entre les divers équipements matériels constituant le système de téléconduite, pour véhiculer les informations acquises ou les ordres à exécuter.

considérablement d’une région à l’autre (aérien ou souterrain, maillé ou arborescent).

1.2 Nécessité de surveiller et commander à distance les installations

■ Le sous-ensemble de traitement constitue le cœur du système de téléconduite. Ses fonctions de base sont les suivantes : — la mémorisation des données statiques (caractéristiques des postes électriques) ; — la mémorisation des données dynamiques, reflétant l’évolution des grandeurs des postes électriques, ainsi que celle du système de téléconduite lui-même ou les conditions d’exploitation décidées par l’opérateur ; — la surveillance automatique, détectant tout écart entre la situation normale et la situation réelle et déclenchant une alerte en cas de franchissement de seuil ; — la visualisation, fonction qui fournit à l’opérateur, sous la forme appropriée, les données qui lui permettent d’appréhender la situation réelle ; en général, on distingue trois modes de représentation : • le journal de bord qui est un enregistrement au fil de l’eau de tous les événements significatifs qui sont datés, pour permettre une lecture chronologique détaillée, • la représentation graphique des postes électriques avec des indications symboliques ou numériques de leur état, • la visualisation de l’état du système de téléconduite lui-même et des conditions d’exploitation ; — la commande, qui permet d’agir sur les postes électriques à distance, par désignation directe des organes sur les écrans de visualisation.

La conduite de réseaux aussi complexes et divers nécessite une grande coordination dans l’exécution des manœuvres d’exploitation. Des incidents se produisent à tout moment et il faut constamment faire face à des problèmes très variés, qui peuvent survenir sur des installations électriques (postes et réseau) géographiquement très dispersées. On conçoit tout l’intérêt de systèmes de téléconduite qui permettent d’intervenir à distance et avec rapidité sur un réseau. Selon le type de réseau, les priorités peuvent être sensiblement différentes. ■ Dans le cas des réseaux de distribution, qui sont exploités de façon radiale, toute rupture entraîne une coupure chez le client. Le système de téléconduite permet surtout d’agir sur les interrupteurs du réseau pour réalimenter au plus tôt la clientèle à la suite d’une anomalie. ■ Dans le cas des réseaux de transport, le client n’est, le plus souvent, pas directement affecté par un défaut. D’une manière générale, le problème est de prendre l’énergie là où elle est la moins chère pour la transporter là où elle est demandée, tout en étant en mesure de faire face à des incidents possibles. Le système de téléconduite permet une mise en œuvre rapide des mesures indiquées par les programmes informatiques d’optimisation et de sécurité du système de production-transport.

Certains sous-ensembles de traitement comportent des fonctions plus élaborées comme par exemple : — les diagnostics des incidents survenant sur les postes électriques ; le système n’indique pas à l’opérateur les alarmes brutes, mais une synthèse de celles-ci, où l’on peut distinguer l’événement qui a déclenché l’incident, puis les événements qui en sont la conséquence ; cette synthèse est alors élaborée en fonction des alarmes reçues et des règles de fonctionnement de l’installation ; — le traitement a posteriori des informations : un système de téléconduite reçoit en permanence une quantité importante d’informations sur l’état et le fonctionnement des postes électriques ; il est intéressant d’archiver ces informations et de disposer de fonctions supplémentaires qui permettent : • de faire des statistiques sur les mesures, • d’analyser les incidents a posteriori à partir des listes d’alarmes à l’aide d’outils spécialisés, • de faire de la maintenance des postes électriques par auscultation et analyse de leur utilisation et de leur comportement.

Néanmoins, dans tous les cas, les fonctions de base de téléconduite sont les mêmes : surveiller, contrôler et télécommander des organes situés essentiellement dans les postes électriques, mais aussi dans les centrales.

2. Fonctions d’un système de téléconduite La Commission Électrotechnique Internationale (CEI) donne la définition suivante de la téléconduite : « Conduite à distance du fonctionnement d’une installation, utilisant la transmission d’informations à l’aide de télécommunications. La téléconduite peut comprendre toute combinaison de moyens de commande, d’alarme, de signalisation, de mesure, de protection et de déclenchement ; l’utilisation de messages parlés est exclue ».

3. Organisation d’un système de téléconduite

La téléconduite est donc une fonction. On l’exerce à l’aide d’un outil que l’on appelle système de téléconduite et que l’on peut définir comme étant l’ensemble des moyens techniques mis à la disposition d’une équipe d’exploitation pour exercer la téléconduite sur les installations dont elle a la charge.

3.1 Architecture du réseau de téléconduite d’EDF

Tout système de téléconduite doit donc comporter, au moins, deux sous-ensembles : un sous-ensemble de téléinformation et de télécommande, et un sous-ensemble de traitement.

3.1.1 Généralités

■ Le sous-ensemble de téléinformation et de télécommande réalise les fonctions suivantes :

EDF a mis en place un réseau de téléconduite bâti sur un ensemble d’équipements informatiques interconnectés.

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Postes à haute et très haute tension Rôle et structure par

Louis DEVATINE Ingénieur de l’École supérieure d’électricité Adjoint au Chef de Département postes au Centre national d’expertise réseau de RTE Actualisation de l’article de Jean-Michel DELBARRE paru en 1993

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1. 1.1 1.2 1.3 1.4

Réseaux et postes .................................................................................... Structure des réseaux.................................................................................. Postes............................................................................................................ Différents types de postes ........................................................................... Conduite des réseaux et mode d’exploitation des postes........................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

Exigences générales du schéma électrique d’un poste................. Fonctionnement ........................................................................................... Exploitation................................................................................................... Évolution ....................................................................................................... Coût ............................................................................................................... Exigences particulières à certains ouvrages.............................................. Adaptation au site ........................................................................................

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6 6 6 6 6 7 7

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Principaux schémas de poste utilisés ................................................ Schémas à un disjoncteur par départ ........................................................ Schémas à plusieurs disjoncteurs par départ ........................................... Schémas en boucle...................................................................................... Schémas avec disjoncteur shunt ................................................................ Schémas en antenne ...................................................................................

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7 7 9 10 10 10

4. 4.1 4.2 4.3 4.4

Schémas électriques des postes du réseau RTE ............................. Postes d’interconnexion à 400 kV ............................................................... Postes de transformation 400/225 kV ......................................................... Postes d’alimentation régionale ................................................................. Postes d’alimentation des réseaux à moyenne tension ...........................

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11 11 14 16 17

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc. D 4 570v2

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e réseau de transport a pour fonction d'acheminer l’énergie des centres de production vers les points de consommation ou points de livraison. Il est composé de lignes aériennes ou souterraines formant une toile maillée reliant différents points du territoire permettant de mutualiser les moyens de production qui alimentent les clients finaux. Ce réseau est constitué de nœuds électriques appelés « postes » dont la fonction est triple : – l’aiguillage des lignes de même tension entre elles ; – l’évacuation de l'énergie des sources de production vers le réseau ; – la liaison entre les réseaux de tensions différentes. L’architecture des postes électriques obéit à certaines règles précises en fonction de leur importance, du nombre d’ouvrages qu’elles relient, du niveau de tension et du niveau de sûreté recherché. Ce document expose les différentes architectures de postes existant à RTE en précisant les rôles, avantages et inconvénients éventuels.

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION ______________________________________________________________________________________________

1. Réseaux et postes

Le souci de réduire le nombre et le volume des infrastructures d’équipement à construire, la volonté de limiter les pertes d’énergie imposent sur les grandes distances de transporter l’énergie électrique à des tensions élevées dites à très haute tension (THT). Il est donc nécessaire d’élever la tension à la sortie des groupes de production puis, après son transport, de l’abaisser par plusieurs transformations successives pour alimenter les réseaux de répartition, puis les réseaux de distribution.

Les sources de production d’énergie électrique, particulièrement les centrales nucléaires ou hydrauliques, sont généralement éloignées des centres de consommation, c’est-à-dire des centres industriels et des villes. L’énergie est acheminée à distance par des liaisons électriques à grand flux qui remplissent une fonction de transport d’énergie. Le maintien et le développement de ces réseaux de transport est indissociable du développement des moyens de production. En effet, le réseau permet le lien indispensable entre les producteurs et les consommateurs finaux pour l’acheminement de l’énergie tout en assurant d’autres fonctions indispensables comme la sécurité d’alimentation et le secours mutuel entre pays dans le cadre des réseaux interconnectés.

Les fonctions mises en évidence précédemment sont réalisées grâce à des lignes aériennes, des lignes souterraines et des transformateurs de puissance qui forment des réseaux de différentes tensions dont les nœuds et les points de transformation sont les postes.

De 1873 à 2009

1.1 Structure des réseaux

La structure actuelle au réseau de transport résulte d’une lente évolution puisque le premier transport d’énergie a été réalisé en 1873 à l’exposition internationale de Vienne et la première liaison électrique en France, 70 km sous 105 kV dans le sud-est, date de 1926. La tension 225 kV est apparue en 1932 et le 400 kV en 1958. Cette structure comportait à l’origine des réseaux indépendants puisque c’est par des réseaux régionaux séparés qu’a débuté le transport d’énergie en France. La structure actuelle présente un réseau interconnecté constitué par un maillage des réseaux 225 et 400 kV.

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1.1.1 Topologie des réseaux L’architecture du réseau distingue trois grandes catégories : – les réseaux de grand transport d’énergie et d’interconnexion sont constitués d’ouvrages capables de forts transits et maillés. Ils se situent aux niveaux de tension les plus élevés (400 kV en France) permettant le transport de grandes puissances sur de grandes longueurs, tout en minimisant les pertes. Les liaisons forment des boucles dont la grande majorité a des côtés communs, réalisant ainsi une structure semblable aux mailles d’un filet (figure 1a ) ; – les réseaux de répartition se situent à un niveau de tension inférieur (225 kV en France) et ont pour objet d’amener l’énergie vers les sites consommateurs à une échelle régionale. Ils ont fréquemment une structure bouclée (figure 1b ) et peuvent alors être exploités soit en boucle fermée, le réseau est dit bouclé, soit en boucle ouverte, le réseau est alors dit débouclé. Certaines alimentations se font aussi en antenne (poste G, figure 1b ) ou encore en piquage en prélevant une partie de l’énergie circulant sur une ligne reliant deux postes (poste H, figure 1b ) ; – ces réseaux de répartition à caractère régional fournissent l’énergie aux réseaux de distribution qui sont des réseaux à moyenne tension (MT ou HTA) assurant l’alimentation d’un grand nombre d’utilisateurs soit directement, soit après transformation en basse tension (BT). Leur configuration et leur mode d’exploitation sont variables. On peut trouver, selon les pays, des réseaux maillés exploités débouclés, des réseaux à structure radiale (figure 1d ), des réseaux à structure arborescente (figure 1c ).

Le réseau de transport assure les fonctions suivantes : – le grand transport, c’est-à-dire la capacité à véhiculer l’énergie électrique depuis les sources de production vers les centres de consommation, sur des distances de plusieurs centaines de kilomètres ; – l’interconnexion, c’est-à-dire la faculté de faire transiter l’énergie électrique par des voies différentes afin de pouvoir faire face à l’avarie de l’une d’elle. On admet d’ailleurs comme un principe de base que l’exploitation du réseau reste possible au niveau N – 1, c’est-à-dire en cas de perte d’un ouvrage quel qu’il soit ; – la transformation, c’est-à-dire la possibilité de passer d’un niveau de tension à un autre niveau de tension permettant progressivement d’abaisser la tension pour alimenter le client final ; – la répartition, c’est-à-dire la capacité d’alimenter les postes sources du réseau de distribution à 15 ou 20 kV. Les fonctions de grand transport et d’interconnexion sont généralement assurés par les niveaux de tension les plus élevés (400 kV et 225 kV en France). La fonction de répartition est assurée par les niveaux de tension intermédiaire (225, 90 et 63 kV en France).

D’une façon générale, ce sont les caractéristiques des sources de production, les besoins des utilisateurs et l’expérience d’exploitation qui, ajoutés à des considerations économiques, conduisent à choisir la structure topologique des réseaux en s’efforçant de réduire l’incidence des défaillances dont ils peuvent être l’objet.

La fonction de transformation se réalise à tous les niveaux de tension puisque l’on passe, par une cascade régulière, du niveau de tension le plus élevé vers le niveau de tension le plus bas. Afin de garantir la sécurité d’alimentation et d’optimiser les moyens de production, il est utile de pouvoir faire transiter l’énergie électrique par des voies différentes, pour pallier l’avarie éventuelle de l’une d’elles. En outre, une exploitation économique veut que l’on utilise les unités de production dans l’ordre de préséance économique, c’est-à-dire du moins cher au plus cher. Ces deux considérations, technique et économique, conduisent à raccorder entre elles les liaisons électriques pour constituer des nœuds électriques qui permettent de mettre en commun toutes les sources de production et qui assurent ainsi une fonction d’interconnexion entre régions et entre pays frontaliers. Par ailleurs, à une plus grande échelle, les interconnexions créent les conditions d’une solidarité permanente entre les pays en offrant des capacités d’échange d’énergie entre pays et la possibilité de secours mutuel lors de la défaillance d’un équipement de transport ou de production.

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1.1.2 Imperfections des réseaux Pour des raisons techniques et économiques, il n’est pas possible de construire des réseaux exempts de défauts de fonctionnement. Leurs éléments constitutifs sont conçus, construits et entretenus de façon à réaliser le meilleur compromis entre coût et risque de défaillance. Il en résulte que des défauts ou incidents peuvent venir perturber le bon fonctionnement des installations. Parmi les causes d’incidents susceptibles d’affecter les réseaux, citons les perturbations atmosphériques, qui peuvent induire des défauts d’isolement des parties sous tension (foudre) ou, dans les

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______________________________________________________________________________________________ POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION

C

B

A

Rappelons que les réseaux doivent, de surcroît, être équipés des systèmes de protection aussi sélectifs que possible, afin d’éliminer d’une manière sûre et dans les plus brefs délais, en cas de défaut, l’élément affecté et lui seul. C’est dans les postes que l’on trouve ces dispositifs. L’importance d’un réseau est d’autant plus grande, tant sur le plan de la sécurité que sur celui de l’économie, que son niveau de tension est élevé. En effet, toute défaillance entraîne des défauts d’alimentation sur des zones étendues. C’est pourquoi sont mises prioritairement en œuvre sur ces réseaux les mesures de nature à assurer la meilleure qualité de fonctionnement possible. Aussi, une importance particulière est-elle attachée à l’interconnexion de ces réseaux, de même que sont utilisés pour leur protection les technologies les plus évoluées.

F E

D

a exemple de structure maillée THT

Dans l’organisation d’un réseau, les postes sont les points névralgiques, puisque, du fait de leur fonction d’interconnexion et de transformation, la défaillance de l’un d’eux peut provoquer la mise hors service de nombreuses lignes et compromettre les liaisons entre réseaux de tensions différentes.

THT D

A E G

1.2 Postes

H B b

C

Les fonctions du réseau de transport définies précédemment sont réalisées grâce à des lignes aériennes, des lignes souterraines et des transformateurs de puissance qui forment un réseau maillé dont les nœuds sont les postes.

exemple de structure bouclée

Ces postes réalisent les actions suivantes : – l’aiguillage des lignes de même tension entre elles ; – l’évacuation de l’énergie des sources de production vers le réseau ; – la liaison entre des réseaux de tensions différentes.

HT

c

À cet effet, les postes constituent, pour chaque échelon de tension, un point commun appelé jeu de barres omnibus et les actions précédentes sont assurées par l’appareillage à haute tension qui permet : – de contrôler les grandeurs électriques (tension et courant) ; – d’établir ou d’interrompre le passage du courant, grâce aux disjoncteurs ; – d’assurer la continuité ou l’isolement d’un circuit, grâce aux sectionneurs ; – de modifier la tension de l’énergie électrique, grâce aux transformateurs de puissance.

exemple de structure arborescente

HT

d

HT

exemple de structure radiale

poste d'interconnexion poste de répartition poste de distribution

Les postes sont donc des points névralgiques dans l’organisation du réseau puisque la défaillance d’une unité peut provoquer la mise hors service de nombreuses lignes qui deviennent inutilisables.

Figure 1 – Topologie des réseaux

Le schéma le plus général d’un poste comprend donc les éléments suivants : – les jeux de barres qui assurent la matérialité du nœud électrique ; – les disjoncteurs qui jouent un rôle de coupure et de protection des ouvrages ; – les sectionneurs qui ont un rôle d’isolement ou d’aiguillage ; – les transformateurs de mesure qui sont destinés à l’alimentation des appareils de mesure nécessaires à la conduite du réseau, à l’alimentation des protections et des automatismes de reprise du service ; – les transformateurs de puissance lorsque l’ouvrage est un poste de transformation.

cas extrêmes, mettre en péril la tenue mécanique des ouvrages (vent, neige, givre). Les courts-circuits qui s’ensuivent ont sur l’ensemble de la chaîne production-transport-consommation des effets néfastes, en particulier : – des risques de perte de stabilité du réseau ; – des contraintes thermiques et mécaniques sur le matériel ; – une dégradation de la qualité de la fourniture ; – des tensions induites perturbant les circuits de télécommunication. Ils créent en outre des risques sur l’environnement des ouvrages, notamment des possibilités d’électrocution.

Un poste est un ouvrage extrêmement important, dans le réseau, que l’on ne peut pas se permettre de mettre hors service dans sa totalité. Cependant, pour des raisons d’entretien. On peut être amené à intervenir dans les postes. C’est pourquoi on installe, dans la plupart des postes du réseau de transport, au moins deux jeux de barres. Par ailleurs on réalise, au moyen de disjoncteurs qui découpent ces jeux de barres, plusieurs sommets électriques,

La structure topologique d’un réseau permet d’agir de plusieurs manières sur les contraintes subies par les ouvrages et sur la qualité de l’énergie délivrée, par exemple, en fractionnant les réseaux, en assurant la possibilité de secours par des réseaux voisins ou en multipliant les sources d’alimentation.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION ______________________________________________________________________________________________

Banc de transformation

Cellule ligne

Tête de cellule

Tête de cellule

Couplage

Aiguillage sur les jeux de barres

Aiguillage sur les jeux de barres

Cellule raccordement transformateur

Tronçonnement de barres BO1 BO1

Tronçonnement de barres BO2 BO2

Ｔ

Sectionnement de barres

Contrôle barres

Contrôle barres

BO : jeux de barre Figure 2 – Éléments constitutifs d’un poste

un sommet électrique apparaissant comme une portion de jeu de barres encadrée par deux disjoncteurs. Ces sommets peuvent alors fonctionner en parallèle, les disjoncteurs étant fermés, ou de façon séparée, les disjoncteurs étant ouverts. Le fonctionnement en parallèle correspond à une volonté de réaliser un réseau maillé mais le fonctionnement à sommets séparés permet de limiter le niveau du courant de court-circuit sur une partie du réseau.

■

Lorsqu’un jeu de barres peut être partagé en plusieurs parties par sectionneurs ou par disjoncteurs, on appelle : – « section de barres » une partie d’un jeu de barres comprise entre deux sectionneurs de sectionnement, entre un sectionneur de sectionnement et une extrémité de barres, ou entre un sectionneur de sectionnement et un disjoncteur ou interrupteur de tronçonnement ; – « tronçon de barres » une partie d’un jeu de barres comprise entre deux disjoncteurs de tronçonnement, ou entre un disjoncteur de tronçonnement et une extrémité de barres.

1.2.1 Éléments constitutifs d’un poste La figure 2 donne un schéma de poste. Jeux de barres Un jeu de barres est un ouvrage électrique triphasé régnant sur la longueur du poste. Il permet de relier entre eux les départs de même tension qui y aboutissent. Un poste électrique peut être doté de un, deux, voire trois jeux de barres pour une tension donnée.

■

Le tronçonnement permet de réaliser autant de sommets d’exploitation qu’il y a de tronçons de jeux de barres délimités par des disjoncteurs. Les sectionnements se composent uniquement d’un sectionneur et permettent d’obtenir autant de sommets qu’il y a de sections.

■

Cellules de couplage des barres Elles permettent de relier entre eux deux jeux de barres quelconques du poste ou deux de leurs sections ou tronçons, disposés du même côté d’un sectionnement ou d’un tronçonnement de barres s’il en existe un. Leur équipement comprend un disjoncteur, les sectionneurs d’aiguillage sur les différents jeux de barres et des réducteurs de mesures.

■

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Sections de barres – Tronçons de barres

Cellules de ligne On distingue : – la tête de cellule qui regroupe les équipements de contrôle, de protection, de coupure, d’isolement et de mise à la terre de la ligne : transformateurs de mesure courant et tension, disjoncteur, éventuel sectionneur d’isolement à coupure visible et de mise à la terre de la ligne ; – Ia partie aiguillage qui permet de connecter la tête de cellule à l’un ou l’autre des jeux de barres du poste. Elle ne comporte,

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Postes à haute et très haute tensions Dispositions constructives par

René BLANC Ingénieur au Service Études du Centre d’Équipement du Réseau de Transport d’Électricité de France

1. 1.1 1.2

1.3

1.4

1.5

1.6 2. 2.1

2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

Conditions auxquelles doit satisfaire la construction d’un poste Généralités ................................................................................................... Conditions de construction liées à la tension ........................................... 1.2.1 Distances électriques minimales entre phase et masse ou entre phases .................................................................................. 1.2.2 Tenue sous pollution des isolateurs.................................................. Conditions de construction liées aux effets thermiques du courant....... 1.3.1 Régime permanent ............................................................................. 1.3.2 Régime de surcharge d’une durée maximale de 20 min ................ 1.3.3 Régime de court-circuit ...................................................................... Conditions de construction liées à la sécurité du personnel d’exploitation 1.4.1 Distances de base ............................................................................... 1.4.2 Distances de construction.................................................................. Conditions de construction liées aux contraintes mécaniques exercées sur les ouvrages........................................................................................... 1.5.1 Résistance mécanique des ouvrages : règles de référence ............ 1.5.2 Hypothèses météorologiques............................................................ 1.5.3 Hypothèses d’efforts appliqués aux structures................................ 1.5.4 Conditions à respecter pour le dimensionnement des ouvrages... Conditions liées à l’exploitation ................................................................. Dispositions constructives types ........................................................ Disposition des phases et de leur équipement ......................................... 2.1.1 Disposition à phases séparées .......................................................... 2.1.2 Dispositions à phases associées ....................................................... 2.1.3 Disposition à phases mixtes .............................................................. Conditions technologiques de construction d’un poste........................... Réalisation des postes d’interconnexion à 400 kV.................................... Réalisation des postes à 225 kV d’interconnexion ou d’alimentation régionale........................................................................ Réalisation de la partie à haute tension des postes d’alimentation régionale ............................................................................. Réalisation des postes de soutirage d’alimentation régionale................ Réalisation des postes d’alimentation des réseaux à moyenne tension 2.7.1 Poste D (225 kV/MT) ........................................................................... 2.7.2 Poste d (63 ou 90 kV/MT) ...................................................................

Pour en savoir plus...........................................................................................

D 4 572 - 2 — 2 — 2 — — — — — — — — —

2 3 4 4 5 5 5 6 6

— — — — — —

8 8 8 9 9 9

— — — — — — —

10 10 10 10 10 11 11

—

15

— — — — —

15 16 16 18 19

Doc. D 4 572

’article Postes à haute et très haute tensions fait l’objet de plusieurs articles : — Rôle et structure [D 4 570] ; — Dispositions constructives [D 4 572] ; — Construction et équipements [D 4 574] ; — Installations de conduite et de contrôle [D 4 576] ; — Postes sous enveloppe métallique (PSEM) [D 4 590] et, les sujets traités n’étant pas indépendants les uns des autres, le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres articles. Le renvois à ces articles seront notés, au cours du texte, par le numéro de l’article.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS ________________________________________________________________________________________________

— conditions liées aux contraintes mécaniques exercées sur les ouvrages ; — conditions liées à l’exploitation.

Notations et Symboles Symbole

Ｔ

A, B, C BO BR c CB CC CD CI D G L NMALT p P Pa PA PI r SAp SAc SB SC SI SL SLT SS STL T TA et TB TC TCM TCT Tr TT –––– ●

Définition

1.2 Conditions de construction liées à la tension

phases jeu de barres omnibus bâtiment de relayage clôture circuit bouchon condensateur de couplage câble de descente colonne isolante disjoncteur grille M T ligne (L1, L 2 ou L3) neutre mise à la terre piste de circulation poteau d’ancrage parafoudre portique d’ancrage poteau intermédiaire route sectionneur d’aiguillage pantographe sectionneur d’aiguillage à deux colonnes sectionneur de barres sectionneur de couplage sectionneur d’isolement sectionneur de ligne sectionneur de ligne et de mise à la terre de la ligne sectionneur de sectionnement sectionneur de mise à la terre de la ligne tringle de manœuvre tronçons transformateur de courant transformateur combiné de mesure transformateur condensateur de tension transformateur de puissance (Tr1, Tr2 ou Tr3) transformateur de tension câble de garde jeu de barres

1.2.1 Distances électriques minimales entre phase et masse ou entre phases Chaque réseau est d’abord caractérisé par sa tension nominale Un et la tension la plus élevée pour le matériel, mais il faut aussi considérer : — la tension de tenue à fréquence industrielle U Ti ; — la tension de tenue aux chocs de foudre U Tf ; — la tension de tenue aux chocs de manœuvre U Tm , dans le cas des réseaux français à 400 kV. Ces grandeurs sont définies pour l’isolement entre phase et masse, à l’exception du réseau à 400 kV pour lequel elles sont également définies pour l’isolement entre phases. Nota : le lecteur pourra utilement se reporter dans ce traité à l’article Lignes et postes Choix et coordination des isolements [D 4 750].

Les valeurs retenues pour le dimensionnement des réseaux français, précisées dans le tableau 1, sont conformes aux normes NF C 10-100 et UTE C 10-100 qui résultent de la publication 71 de la CEI. (0)

Tableau 1 – Caractéristiques d’isolement des postes à isolement dans l’air (1)

(kV)

63

72,5

(1) (2)

Tension composée la plus élevée pour le matériel

Tension Tension de tenue de tenue aux chocs aux chocs de foudre de manœuvre phase-masse phase-masse U Tf U Tm (kV) (kV)

140

325

90

100

185

450

225

245

460

1 050

420

520

1 425

1 050

630 (2)

1 425 (2)

1 575 (2)

400

Dans tous les schémas de poste (figures 7 à 20), nous avons utilisé les mêmes notations. Les cotes sont exprimées en mètres min indique la valeur minimale

D’après les normes NF C 10-100 et UTE C 10-100. Valeurs de tension entre phases.

Ces grandeurs caractérisent certaines contraintes qui s’appliquent aux matériels ; elles permettent aussi de déterminer les distances d’isolement dans l’air qui serviront pour le dimensionnement des ouvrages. Pour les tensions nominales utilisées en France, le tableau 1 donne les valeurs des différentes tensions (U Ti , U Tf , U Tm ) qui sont retenues pour déterminer les distances minimales d’isolement dans l’air. On calcule au moyen des formules suivantes les distances d’isolement minimales d dans l’air soit entre phase et masse, soit entre phases, pour supporter les tensions de tenue :

1. Conditions auxquelles doit satisfaire la construction d’un poste 1.1 Généralités Pour construire un poste à haute tension, il faut disposer et dimensionner au mieux un certain nombre de composants permettant de réaliser le schéma électrique adapté. L’aménagement de ces composants doit répondre à certaines conditions dictées par le double souci de la sécurité d’exploitation et du moindre coût d’établissement ou d’exploitation. Ces conditions de construction peuvent être décomposées en : — conditions liées à la tension ; — conditions liées aux effets thermiques du courant ; — conditions liées à la sécurité du personnel d’exploitation ;

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(kV)

Tension de tenue de fréquence industrielle phase-masse U Ti (kV)

Tension composée nominale du réseau

3 400 U Ti = 0,94k -------------------------1 + ( 8/d ) U Tf = 0,96 (360 – 150 k ) d 3 400 U Tm = 0,88k -------------------------1 + ( 8/d )

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Les tensions sont exprimées en kilovolts et les distances en mètres. Le paramètre k, appelé facteur d’intervalle, est lié à la géométrie des électrodes délimitant l’intervalle d’air. Les exemples suivants indiquent les valeurs de k habituellement considérées : — pour l’intervalle pointe sous tension-plan, k = 1 ; — pour l’intervalle conducteur-sol, k = 1,10 ; — pour l’intervalle conducteur-structure métallique, k = 1,32 ; — pour l’intervalle conducteur-conducteur, k = 1,58. Par application des formules précédentes, la plus grande des valeurs de d définit pour chaque tension nominale la distance électrique minimale entre phase et masse DM ou entre phases. Le tableau 2 donne les valeurs retenues pour le dimensionnement des ouvrages français. Ces valeurs sont légèrement supérieures à celles indiquées dans les normes NF C 10-100 et UTE C 10-100. (0)

Le tableau 3 définit, pour chaque réseau, la longueur minimale de ligne de fuite L min des supports isolants en fonction de la classe de pollution. Pour plus de précisions concernant la classe de pollution, on se reportera au tableau 4 qui indique quelques exemples d’environnement caractéristiques avec leurs niveaux de pollution et la salinité équivalente. La longueur minimale de ligne de fuite doit être corrigée en fonction du diamètre moyen ∅m de l’isolateur. La valeur du coefficient multiplicateur f est donnée dans le tableau 5. Le diamètre moyen se calcule comme indiqué sur la figure 1. 1.2.2.2 Conformité de l’isolateur La conformité d’un isolateur doit être établie par les mesures indiquées dans les publications CEI 815 et CEI 507. Ces mesures concernent les paramètres du profil de l’isolateur et sa position en service. Ces paramètres sont déduits de l’expérience en service et des essais en laboratoire. Ce sont, pour le profil de l’isolateur (figure 2) : — la distance minimale d (ou C, les deux notations sont normalisées) entre ailettes ; — le rapport S /P entre le pas et la profondeur de l’ailette ; — le rapport ᐉd ⁄ d entre la longueur de la ligne de fuite entre

Tableau 2 – Distances électriques minimales Tension composée nominale du réseau (kV) 63

Tension composée la plus élevée pour le matériel (kV)

Distance minimale entre phase et masse DM (m)

72,5

Distance minimale entre phases (m)

0,66

0,76

90

100

0,92

1,06

225

245

2,14

2,47

400

420

2,90 (1) 3,50 (2)

4,00

deux ailettes et d ; — la différence de profondeur P1 – P 2 entre deux ailettes alternées ; — l’angle d’inclinaison α des ailettes ; — le facteur de profil : 2P + S pour des ailettes régulières P f = ------------------ᐉd 2P 1 + 2P 2 + S P f = -------------------------------------- pour des ailettes alternées ᐉd

(1) Pour un intervalle conducteur-structure métallique. (2) Pour un intervalle pointe sous tension-plan.

1.2.2 Tenue sous pollution des isolateurs

longueur de ligne de fuite mesurée entre les deux extrémités de S. Concernant la position de l’isolateur, on fait intervenir le facteur de ligne de fuite C f : C f = L/S t

1.2.2.1 Ligne de fuite unitaire de l’isolateur La tenue sous pollution d’un isolateur caractérise la possibilité qu’il a de tenir, en milieu pollué, les contraintes électriques qui apparaissent sur le réseau. On caractérise la pollution d’un site par un degré de pollution saline équivalente S, exprimée en kilogrammes de sel par mètre cube d’eau. Quatre classes de pollution sont ainsi définies et, dans chacune d’elles, on impose à l’isolateur une longueur de ligne de fuite minimale unitaire ᐉ min , exprimée en centimètres par kilovolt

63 72,5

ᐉd

avec

L St

ligne de fuite totale de l’isolateur,

C f ⭓ 3,5 pour la pollution 1 et 2 C f ⭓ 4 pour la pollution 3

Tableau 3 – Longueur minimale de la ligne de fuite des supports isolants

Tension composée la plus élevée pour le matériel ...................(kV)

avec

distance d’arc ; c’est la plus courte distance extérieure à l’isolateur dans l’air (hauteur linéaire de l’isolateur sans tenir compte de son développé). Pour être conforme au niveau de pollution :

(0) ). de la tension composée la plus élevée du réseau (tableaux 3 et 4

Tension composée nominale du réseau .............................(kV)

POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS

90

225

400

100

245

420

L min (cm)

Classe de pollution (1)

ᐉ min (cm/kV)

1

1,6

116

160

392

672

2

2,0

145

200

490

840

3

2,5

181

250

613

1 050

4

3,1

225

310

760

1 302

(1) Tableau 4.

Figure 1 – Calcul du diamètre moyen ∅m d’un isolateur

(0) Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS ________________________________________________________________________________________________

Tableau 4 – Niveaux de pollution Classe Longueur de ligne de de fuite minimale pollution unitaire ᐉ min (cm/kV)

Salinité équivalente S (3) (kg/m3)

1,6

Zones sans industries et avec une faible densité d’habitations équipées d’installations de chauffage Zones avec une faible densité d’industries ou d’habitations avec installations de chauffage mais soumises fréquemment aux vents et/ou aux pluies Régions agricoles (1) Régions montagneuses Toutes ces zones doivent être situées à des distances d’au moins 10 à 20 km de la mer (2) et ne doivent pas être exposées aux vents venant directement de la mer

S 50

f ............................

1

1,1

1,2

Le tableau 6 donne les mesures de conformité pour les paramètres de profil de l’isolateur.

1.3 Conditions de construction liées aux effets thermiques du courant Le passage du courant dans les conducteurs en câble ou en tube (connexions de lignes ou jeux de barres) provoque un effet thermique ayant pour conséquences : — un allongement des conducteurs ; — une perte des caractéristiques de tenue mécanique des conducteurs ; — un vieillissement des contacts électriques. Il convient donc de dimensionner les conducteurs et les contacts de façon à limiter l’échauffement dans les trois régimes de fonctionnement électrique du poste.

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Figure 2 – Caractéristiques de profil de l’isolateur

1.3.1 Régime permanent Il est caractérisé par le courant qui traverse les câbles ou les tubes pendant une durée illimitée. Afin de limiter la perte des caractéristiques de tenue mécanique des conducteurs à 10 % de la valeur de rupture, la température de fonctionnement doit être inférieure à 85 oC pour les câbles et 95 oC pour les tubes.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS

(0)

Tableau 6 – Mesures de conformité pour les paramètres de profil de l’isolateur Paramètre

Profil déclaré conforme sans justification particulière

Profil devant être soumis à l’accord (1)

Profil refusé

Distance minimale entre ailettes C

C  30 mm

20 mm  C < 30 mm

C < 20 mm

S Rapport ----- du pas à la profondeur de l’ailette P

S -----  0,8 P

S 0,65  ----- < 0,8 P

S ----- < 0,65 P

ᐉd Rapport ------- de la ligne de fuite entre ailettes à la distance C C

ᐉd ------4 C

ᐉd 4  ------- < 5 C

ᐉd ------5 C

Différence (P1 – P 2 ) entre profondeur de 2 ailettes

P 1 – P 2  15 mm

P 1 – P 2  15 mm

Angle d’inclinaison des ailettes

α  5°

Facteur de profil P f :

pour pollution 1 ou 2 P f > 0,8

P f  0,8

pour pollution 3 P f > 0,7

P f  0,7

2P + S P f = ------------------ᐉd 2P 1 + 2P 2 + S P f = -------------------------------------ᐉd

pour ailettes régulières pour ailettes alternées

(1) L’accord sera prononcé soit sur des références d’exploitation du produit en réseau, soit après essais sous pollution artificielle réalisés selon les publications CEI 815 et 507.

1.4 Conditions de construction liées à la sécurité du personnel d’exploitation

La température des conducteurs est calculée, pour un courant permanent donné, au moyen de la formule développée en [D 4 574]. Pour ce calcul, les températures ambiantes sont celles observées dans les pays considérés. En France métropolitaine, elles sont prises respectivement égales à : • 30 oC en été ; • 15 oC en hiver 1 ou 5 oC en hiver 2 (selon la période de l’hiver considérée).

Il convient de préciser que les distances de construction des ouvrages relèvent de trois types de considérations : — la tenue électrique qui est définie par la tenue aux surtensions atmosphériques et la tenue aux surtensions de manœuvre, dans le cadre de la coordination de l’isolement (tableau 1), les distances entre phase et masse et entre phases qui en découlent (tableau 2) déterminant l’encombrement minimal de l’ouvrage ; — les méthodes d’entretien liées à l’outillage et aux modes opératoires ; les distances de travail évoluent en fonction des moyens d’intervention ; elles déterminent en grande partie l’encombrement des ouvrages ; — le domaine réglementaire (arrêté interministériel du 2 avril 1991, UTE C 18-510) révisable périodiquement et incluant, entre autres, les évolutions techniques dans les modes opératoires. La nécessité, pour le personnel d’exploitation et d’entretien, de pouvoir circuler et d’intervenir dans le cadre de ses attributions, en n’importe quel point du poste et en toute circonstance, a conduit à définir des distances dites de sécurité. Une personne travaillant ou circulant à proximité des pièces sous tension ne doit pas engager soit la distance minimale d’approche DMA, soit la distance minimale entre phase et masse DM (§ 1.2.1) de l’échelon de tension considéré. Les indications suivantes concernent les travaux conventionnels, c’est-à-dire sur ouvrages hors tension mais à proximité de pièces pouvant être sous tension, effectués par du personnel habilité (exploitant ou organisme d’état) ou non habilité surveillé par du personnel habilité.

1.3.2 Régime de surcharge d’une durée maximale de 20 min Il est caractérisé par un courant qui peut traverser les câbles ou les tubes pendant une durée inférieure ou égale à 20 min après un fonctionnement en régime permanent maximal. Cette durée, retenue pour les réseaux français, permet aux exploitants d’effectuer les manœuvres nécessaires pour revenir à une situation normale du réseau après avaries. La température de fonctionnement est limitée à 100 oC pour les câbles et à 110 oC pour les tubes, les températures initiales étant respectivement de 85 et 95 oC au début du régime de surcharge.

1.3.3 Régime de court-circuit Il est caractérisé par un courant de court-circuit qui traverse le câble ou le tube pendant une durée égale au temps de fonctionnement des protections contre les courts-circuits et les défauts d’isolement. La température des tubes et des câbles ne doit pas dépasser 220 oC à partir de températures initiales égales à 100 oC pour les câbles et 110 oC pour les tubes, correspondant à la limite du régime de surcharge pendant 20 minutes. Le passage d’un courant de défaut important, mais pendant un temps très court, dans une connexion provoque une élévation de la température de celle-ci que l’on calcule en régime adiabatique en fonction du produit I 2t, I étant la valeur du courant de défaut (cf. [D 4 574]).

Nota : en ce qui concerne les travaux sous tension, le lecteur se reportera, dans ce traité, à l’article Travaux sous tension [D 4 140].

On suppose une structure classique d’ouvrage avec des moyens standards d’intervention. Des dispositions constructives particulières (écran à demeure, disjoncteur débrochable, etc.) ou des moyens spécifiques d’intervention peuvent être de nature à lever certaines de ces contraintes de distance.

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Postes à haute et très haute tensions Construction et équipements par

Jean-Pierre DELON Ingénieur à RTE–CNER (Réseau de transport d’électricité, Centre national d’expertise réseau) Animateur de l’activité Installation des postes HTB

Actualisation de l’article de Denis CHOISEAU et Gérard COURTIAL paru en 1995.

1.

Implantation ..............................................................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

Génie civil .................................................................................................. Plate-forme................................................................................................... Voies de circulation ..................................................................................... Fondations des supports d’appareils ......................................................... Ouvrages pour transformateurs de puissance ......................................... Bâtiments ..................................................................................................... Clôtures ........................................................................................................ Caniveaux de câbles à basse tension ........................................................

— — — — — — — —

2 3 4 4 5 6 7 7

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6

Réseau général de terre ......................................................................... Rôle d’une mise à la terre ........................................................................... Principe de conception d’un réseau de terre de poste ............................. Réalisation pratique..................................................................................... Protection contre la foudre ......................................................................... Raccordement des différents équipements au réseau de terre ............... Dispositions particulières............................................................................

— — — — — — —

7 7 8 8 9 9 10

4. 4.1 4.2 4.3 4.4

Charpentes des postes ........................................................................... Types de charpentes.................................................................................... Conception ................................................................................................... Choix du matériau et protection contre la corrosion................................ Calcul des charpentes..................................................................................

— — — — —

10 10 10 10 11

5. 5.1 5.2 5.3 5.4

— — — —

11 11 12 13

5.5 5.6

Matériels à haute tension ...................................................................... Sectionneurs ................................................................................................ Disjoncteurs ................................................................................................. Transformateurs de mesure ....................................................................... Condensateurs de couplage des équipements à haute fréquence et des circuits bouchons.............................................................................. Transformateurs de puissance ................................................................... Parafoudres ..................................................................................................

— — —

13 13 13

6. 6.1 6.2

Isolateurs et supports isolants ............................................................ Chaînes isolantes......................................................................................... Supports isolants.........................................................................................

— — —

13 13 13

7. 7.1 7.2 7.3

Connexions aériennes............................................................................. Connexions aériennes en câbles................................................................ Connexions aériennes en tubes ................................................................. Mise en œuvre des connexions aériennes et des raccords .....................

— — — —

14 14 16 17

8.

Liaisons souterraines ..............................................................................

—

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Pour en savoir plus ...........................................................................................

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Doc. D 4 575

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS ________________________________________________________________________________________________

es postes à haute et très haute tensions (HT et THT) font l’objet de plusieurs dossiers : — Rôle et structure [D 4 570] ; — Dispositions constructives [D 4 572] ; — Construction et équipements [D 4 574] ; — Installations de conduite et de contrôle [D 4 576] ; — Postes sous enveloppe métallique (PSEM) [D 4 590]. Les sujets traités n’étant pas indépendants les uns des autres, le lecteur est donc invité à se reporter aussi souvent que nécessaire aux autres dossiers.

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1. Implantation

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L’équipement électrique des postes nécessite une infrastructure composée d’une plate-forme, de routes, pistes, aires de manutention, de fondations supports de charpentes et de matériels électriques, de bâtiments, de clôtures et d’ouvrages divers, l’ensemble constituant le génie civil de ces postes.

La décision de construire un nouveau poste est avant tout dictée par des besoins essentiellement techniques. Une fois cette décision prise, le problème qui se pose est de trouver, le plus près possible du point électrique idéal, un terrain suffisamment grand pour y construire le poste, et permettre l’arrivée et le départ des lignes. Le plus intéressant est d’installer le futur poste sur un site proche des couloirs des lignes existantes, voire si possible à leur intersection. Lorsqu’il est impossible de trouver un tel emplacement, le choix du terrain résulte alors d’un compromis harmonieux entre des facteurs techniques, économiques, administratifs et environnementaux.

Les problèmes d’exploitation sont très présents dans la conception du génie civil. Au cours des années, l’évolution des matériels et des techniques d’exploitation a entraîné des modifications nombreuses du génie civil pour faciliter l’exploitation des ouvrages. L’étude du génie civil d’un poste commence par une appréciation aussi précise que possible des caractéristiques du sol, le but visé étant de calculer et de réaliser l’ensemble des ouvrages de génie civil dans les meilleures conditions économiques.

Le tableau 1 montre l’influence sur le projet et les conséquences des principaux facteurs à prendre en compte.

La reconnaissance complète des terrains est confiée à des organismes spécialisés. L’objectif est d’obtenir des renseignements d’ordre topographique (limites cadastrales, relief) et physique (caractéristiques géologiques et mécaniques des différentes couches composant le sol, présence éventuelle d’eau, etc.).

2. Génie civil

Une fois les renseignements obtenus, les ouvrages peuvent être dimensionnés et exécutés.

Avant tous travaux, les terrains doivent être étudiés, aménagés et préparés.

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Tableau 1 – Facteurs pour l’implantation d’un poste Caractéristiques du site

Influence sur le projet

Conséquences principales

Terrain disponible

Disposition des installations

Coût du terrain

Topographie

Nombre de plates-formes

Volume de terrassement

Caractéristiques géologiques et géotechniques du sol

Fondation et réseau de terre

Surcoût sur fondations

Hydrologie

Influence minime

Coût d’un drainage

Accès

Influence minime

Surcoût de construction

Couloirs des lignes

Orientation et disposition des installations

Coût des liaisons et influence sur la fiabilité

Pollution

Distance d’isolement Encrassement, nettoyage Durée de vie

Coût sur équipements et influence sur la fiabilité

Environnement

Dispositions architecturales Changement du type de poste

Coûts des aménagements paysagers Surcoût pour les bâtiments et les équipements

Sismologie

Dispositions particulières

Coût des équipements des structures et des fondations

Altitude

Augmentation des distances électriques Surcharges climatiques Coûts des équipements Augmentation du refroidissement et de la ventilation

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2.1 Plate-forme

POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS

2.1.3 Drainage Le drainage a pour objectif d’assainir les sols trop humides en favorisant l’écoulement de l’eau retenue en excès dans les terres. Il consiste à collecter et à évacuer le plus vite possible les eaux provenant des agents atmosphériques (pluie, neige, grêle) et qui circulent à la surface du sol. Il permet ainsi d’éviter les actions néfastes provoquées par la stagnation de l’eau sur le sol et sur les ouvrages.

2.1.1 Nivellement. Terrassement Les travaux débutent par le décapage de la terre végétale. Si sa qualité le permet, celle-ci est stockée en vue de sa réutilisation pour des aménagements paysagers d’espaces verts, de plus en plus fréquents. Vient ensuite le nivellement du terrain, c’est-à-dire la réalisation d’une plate-forme sur laquelle seront implantés les ouvrages.

La conception d’un réseau de drainage d’un poste doit obéir à un certain nombre de principes, dont certains relèvent simplement du bons sens : — il est tout d’abord nécessaire de délimiter la zone à drainer (bassin versant) ; ce sera la surface du poste si celui-ci est entouré d’un fossé périphérique captant et évacuant les eaux de ruissellement extérieures. Dans le cas contraire, l’ensemble du bassin versant général environnant devra être pris en compte ; — la réalisation du réseau de drainage suppose l’existence d’exutoires (fossés, ruisseaux, rivières, etc.). Si ceux-ci s’avèrent insuffisants pour évacuer le débit maximal du réseau, il est alors indispensable de créer un bassin tampon servant à stocker temporairement le trop-plein ; — une légère pente sur la ou les plates-formes permet d’assurer une évacuation naturelle des eaux de ruissellement et évite ainsi les problèmes dus à la stagnation.

L’utilisation de charpentes et de raccords de jeux de barres normalisés implique des plates-formes ne présentant généralement pas une pente supérieure à 5 % dans les deux sens : parallèle et perpendiculaire aux jeux de barres. Si les dénivellations du terrain naturel sont trop importantes pour éviter des mouvements de terre de grande ampleur, on est alors conduit à réaliser plusieurs plates-formes distinctes, sur lesquelles seront répartis les différents éléments du poste. Les terrassements sont réalisés en s’efforçant de minimiser les mouvements de terre. Le nivellement est donc calculé, dans la mesure du possible, suivant le critère : remblais = déblais

Le réseau de drainage est composé de drains principaux dans lesquels viennent se jeter des drains secondaires disposés en antennes.

afin d’éviter le transport de terre à la décharge publique. L’utilisation des déblais en remblais reste soumise aux conditions du rapport de sol du géotechnicien.

La méthode de dimensionnement du réseau de drainage fait appel à plusieurs facteurs : — la pluviométrie de la région ; — la topographie du site ; — la période de retour de l’événement atmosphérique (en général la pluie).

2.1.2 Traitement de sol Certains sols, en raison de leurs propriétés et/ou de leur teneur en eau, sont considérés comme des matériaux mauvais ou médiocres et sont le plus souvent remplacés par d’autres de meilleure qualité, entraînant un coût important.

Les drains suivent habituellement la pente de la plate-forme, et ont une pente minimale de 4 % si celle-ci est horizontale. Ils sont positionnés en amont des ouvrages de génie civil (pistes, caniveaux, bâtiments, etc.) et à une profondeur si possible hors gel. Ils sont généralement constitués d’une buse en plastique perforée sur son demi-périmètre supérieur, entourée de gravillons, le tout enrobé d’un tissu protecteur dénommé géotextile évitant tout colmatage ultérieur.

Une solution technique, avantageuse économiquement pour régler les problèmes posés, peut être le traitement de ces sols, soit à la chaux, soit au ciment, voire aux deux. Le traitement à la chaux permet :

Le drainage est habituellement réalisé après le nivellement du terrain.

— de diminuer la teneur en eau du terrain ; — d’améliorer les caractéristiques à court et long termes de certains sols (limoneux ou argileux) de qualité médiocre dans leur état naturel, permettant ainsi leur réemploi éventuel en remblais ; — d’exécuter les terrassements dans les meilleures conditions de travail possibles, tout en diminuant la sensibilité du chantier aux intempéries.

Cependant, dans certains cas particuliers, il peut être nécessaire d’effectuer en début de chantier un drainage provisoire afin d’assainir le lieu de travail et de faciliter l’évolution des engins de terrassement. Ce drainage superficiel est alors réalisé au moyen de petites tranchées remplies de gravillons. Le drainage définitif est, quant à lui, exécuté ultérieurement.

L’objet du traitement au ciment est sensiblement identique à celui du traitement à la chaux (amélioration des caractéristiques initiales des sols), mais il est surtout utilisé dans le but d’obtenir un développement rapide et durable des résistances mécaniques et des stabilités du terrain à l’eau et au gel. C’est pourquoi le procédé est utilisé le plus souvent pour la réalisation de couches de forme sous les routes et les pistes.

2.1.4 Aménagement de surface Sur l’ensemble de la surface du poste, les zones construites, où se situent les ouvrages et matériels, sont recouvertes d’une couche de gravillons concassés 15/25 (dimension comprise entre 15 et 25 mm) d’une épaisseur de 7 cm.

Le traitement mixte, à la chaux et au ciment, est essentiellement utilisé en couche de forme. Il peut en effet arriver que certains sols fins ne soient pas aptes à supporter un traitement au ciment seul (teneur en eau ou cohésion trop élevées). Le traitement préalable à la chaux, par les actions immédiates de celle-ci, permet d’amener le sol à un état optimal pour le traitement au ciment.

Le rôle de ce gravillonnage est double : — avant tout, il participe, dans le cadre de la conception générale du réseau de mise à la terre du poste (§ 3), à l’amélioration de la sécurité des personnes, en limitant le courant circulant dans le corps humain lors d’un défaut électrique ; la présence d’une couche de 7 cm de gravillons permet de réduire cette intensité de courant d’un facteur supérieur à deux ; — il facilite les déplacements au voisinage des installations et présente une surface plus propre.

Le traitement du sol, par l’une de ces techniques, doit faire l’objet d’une étude spécifique, pilotée par le géotechnicien, qui s’intègre dans l’étude générale de sol nécessaire à définir les terrassements, le drainage, les massifs et les pistes.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS ________________________________________________________________________________________________

Le choix de la nature et de la couleur du gravillon est effectué en fonction des carrières environnantes.

Elles sont exécutées selon les mêmes spécifications que les pistes de circulation (§ 2.2.2).

Avant épandage des gravillons, il est indispensable d’arroser les surfaces à gravillonner avec un produit désherbant non toxique et non corrosif pour le cuivre du circuit de terre. Cette application ne doit cependant pas risquer de polluer les nappes phréatiques proches du sol ou ruisseler dans les terrains cultivés contigus. Une deuxième application sera faite après gravillonnage.

2.3 Fondations des supports d’appareils Les structures métalliques, destinées à supporter l’appareillage à haute et très haute tensions ou les connexions tendues dans les postes, sont fixées au sol par l’intermédiaire de fondations massives en béton que l’on appelle communément massifs.

Le reste de la parcelle, libre d’installations, sera aplani.

2.2 Voies de circulation

On distingue généralement : — les massifs des charpentes principales, qui sont les portiques d’ancrage des lignes aériennes et des connexions tendues en câbles du poste. Les efforts appliqués varient selon la disposition des arrivées de lignes ;

2.2.1 Route d’accès et routes intérieures Un tronçon routier appelé route d’accès relie le poste à desservir depuis son portail d’entrée jusqu’à la voie publique.

— les massifs des charpentes secondaires, qui sont les châssis supports d’appareillage à haute et très haute tensions ou de colonnes isolantes. Les efforts exercés sont connus et bien déterminés.

Une ou plusieurs routes intérieures au poste permettent ensuite aux différents véhicules d’accéder aux bâtiments, aux cellules de transformateurs de puissance et aux lieux de déchargement ou de stockage des matériels. Elles assurent également la liaison avec les pistes (§ 2.2.2) et les aires de manutention (§ 2.2.3).

Les sollicitations sur les massifs sont calculées à partir des efforts qui s’appliquent sur les appareillages (§ 4.4.1) : charges statiques (charges permanentes, surcharges climatiques), surcharges électrodynamiques, charges de construction et d’entretien.

La largeur de la chaussée est déterminée en fonction de celle des essieux des véhicules les plus encombrants, en prenant de part et d’autre une sécurité de 0,50 m. Une largeur de 4,50 m est généralement adoptée.

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Le type de massif de fondation est également fonction des caractéristiques du terrain. Bien qu’aucune règle générale ne puisse être énoncée en ce qui concerne le type de fondation à employer, quelques idées directrices peuvent néanmoins être données :

La charge maximale par ligne d’essieu pour les convois utilisés actuellement est de l’ordre de 15 t pour une pression des pneus de 0,9 MPa.

— pour les terrains de bonne résistance (pression admissible en fond de fouille de 0,1 à 0,6 MPa), les dimensions des bases des poteaux conduisent en général à adopter des massifs du type « fondations massives », de forme parallélépipédique ou comportant à la partie inférieure une semelle de répartition ;

Les routes peuvent être construites selon deux techniques : — une chaussée souple, constituée par un empilage de matériaux pierreux distincts, disposés en couches, recouvert d’un revêtement à base de goudron ou de bitume ; — une chaussée rigide, composée de dalles en béton armé de 18 cm d’épaisseur, reposant sur une ou plusieurs couches de matériaux (en fonction de la qualité du sol sous-jacent) qui assurent une assise convenable à ces dalles.

— pour les terrains de faible résistance (pression admissible en fond de fouille < 0,1 MPa) et les terrains très résistants (> 0,6 MPa), le type « fondations massives » n’est vraisemblablement pas le mieux adapté ni le plus économique ; il est alors nécessaire de rechercher un type de fondation différent tel que pieux, radiers, réseaux de longrines ou, au contraire, ancrages réduits dans le rocher.

2.2.2 Pistes

Du point de vue du principe de calcul, ces massifs sont sollicités au renversement. Lorsque l’on considère des sollicitations dans une seule direction, il est préconisé d’utiliser pour dimensionner les massifs parallélépipédiques la méthode dite du réseau d’état [1]. Cette dernière tient compte de la poussée et de la butée des terres sur les faces perpendiculaires à la direction des efforts considérés, ainsi que de la réaction présentée par le terrain sous-jacent. En revanche, elle ne tient pas compte du frottement des terres sur les faces latérales. Dans le cas de sollicitations simultanées dans deux directions perpendiculaires, elle est complétée par la méthode de M.L. Hahn [2] relative aux contraintes maximales exercées sur le fond de fouille.

Les pistes de circulation forment un réseau routier secondaire intérieur au périmètre de l’ouvrage et permettent d’accéder aux cellules des installations à haute tension. Les véhicules qui doivent circuler sur ces pistes sont ceux utilisés pour le transport et la manutention de l’appareillage, à savoir des camions, des camionnettes et des grues automotrices. La largeur des pistes est déterminée en fonction de l’empattement de ces véhicules en tenant compte d’une surlargeur de sécurité de 0,35 m de part et d’autre ; on obtient ainsi une largeur de 3,20 m. Les pistes sont réalisées pour une charge de 10 t par essieu avec une pression des pneus de 0,75 MPa. Elles sont construites suivant la technique de la chaussée rigide (§ 2.2.1) mais avec des dalles de béton armé moins épaisses (12 cm).

Le principe de cette méthode est de vérifier deux conditions : — la stabilité au renversement ; — la pression maximale en fond de fouille. Les poteaux de charpente sont reliés au massif par l’intermédiaire de platines horizontales situées à leur base (figure 1). Ces platines sont fixées sur des tiges communément appelées crosses, préscellées dans le béton du massif, mises en place à l’aide d’un gabarit pendant le coulage, et filetées à leur extrémité supérieure. Le réglage de verticalité de l’axe de la charpente s’effectue par un écrou situé sur la platine et serré sur le filetage. Les écrous supérieurs assurent le blocage.

2.2.3 Aires de manutention Elles sont disposées en antennes des pistes et situées entre les phases des cellules à haute tension. Elles servent à l’évolution des engins utilisés pour la manutention des appareils (disjoncteurs, transformateurs de mesure, etc.), et lors des opérations d’entretien ou de réparation.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS

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Tableau 2 – Efficacité acoustique de dispositifs insonorisants Dispositif insonorisant

Affaiblissement [dB (A)]

Écran ...........................................

A ⭐ 15

Cheminée....................................

10 ⭐ A ⭐ 15

Enceinte en maçonnerie ............

A ⭓ 20

db (A) : décibel « filtre A »

2.4.3 Protection contre l’incendie

Figure 1 – Massif et fixation des platines de charpentes

L’installation de transformateurs dans les postes entraîne l’adoption d’un certain nombre de précautions destinées à limiter l’extension d’un incendie ayant pris sa source dans l’appareil.

2.4 Ouvrages pour transformateurs de puissance

Les dispositions mises en œuvre sont fonction de la situation géographique du poste et de la position du transformateur par rapport aux habitations voisines.

2.4.1 Massifs de repos Les massifs de repos sont déterminés par le mode de manutention, les dispositions constructives des transformateurs (§ 5.5) et le respect des distances minimales au sol des parties sous tension.

2.4.3.1 Zone d’habitation à plus de 20 m du transformateur 2.4.3.1.1 Murs de protection contre l’incendie

Deux types de dispositions constructives existent : — pour les transformateurs équipés de galets de roulement, en nombre variable suivant l’importance de la charge (autotransformateurs 400 kV/225 kV et transformateurs 225 kV/HT et 225 kV/MT), les massifs sont constitués de longrines en béton armé couronnées de rails de type SNCF assurant la double fonction de voie de roulement et de repos ; — pour les transformateurs non munis de galets de roulement mais d’un châssis permettant leur ripage sur les massifs (transformateurs 400 kV/HT, 90 kV/MT et 63 kV/MT), les massifs sont alors constitués de longrines lisses en béton armé.

Ils ont pour buts essentiels d’éviter la propagation aux appareils voisins d’un incendie éventuel se déclarant dans un transformateur, ainsi que de permettre l’approche du foyer aux équipes chargées de lutter contre l’incendie. Placés de part et d’autre de chaque transformateur, ces murs ont des dimensions telles (hauteur et largeur) qu’ils débordent largement les transformateurs. Ils sont constitués par des ossatures préfabriquées en béton armé comportant des glissières verticales dans lesquelles sont introduites des dalles préfabriquées en béton armé ou non. En aucun cas, il ne doit être fait appel à des ossatures métalliques qui présentent un risque de grande déformation sous l’effet d’une chaleur intense, entraînant la destruction du mur pare-feu.

Des dalles bétonnées, réalisées en béton armé et liaisonnées aux longrines, supportent les armoires et les coffrets de commande.

2.4.2 Insonorisation

Associés aux dispositifs insonorisants évoqués précédemment, ces murs contribuent également à contrarier la propagation du bruit résultant du fonctionnement des transformateurs et de leurs accessoires.

L’implantation d’unités de transformation à proximité de maisons d’habitation peut conduire à prendre des précautions pour réduire le niveau de bruit en façade de ces habitations. Différentes solutions peuvent être utilisées : — des modifications d’implantation : • éloignement des transformateurs, • changement d’orientation des aéroréfrigérants, • implantation des bâtiments du poste de façon à faire obstacle, • orientation par rapport aux régimes de vents dominants ; — l’installation de transformateurs particuliers à bruit réduit fabriqués spécialement par les constructeurs ; — l’utilisation de dispositifs insonorisants, qui sont au nombre de 4 et dont le tableau 2 indique l’efficacité acoustique : • l’écran, ou mur pare-son, qui est un panneau continu en matériau absorbant sonique qui entoure le transformateur sur un, deux ou trois côtés ; • la cheminée qui est la juxtaposition de quatre écrans entourant complètement le transformateur, • si des affaiblissements acoustiques importants sont nécessaires, la construction d’une enceinte en maçonnerie complètement fermée, seule solution satisfaisante ; cette disposition nécessite une ventilation mécanique forcée du local avec mise en place de silencieux à l’aspiration et au refoulement.

2.4.3.1.2 Fosse de réception d’huile Pour respecter la réglementation en vigueur sur le rejet des hydrocarbures en milieu naturel (décret no 77-254 et norme NF C13000), il est nécessaire de disposer d’une fosse étanche de récupération. Le dispositif global de récupération d’huile des transformateurs se compose de plusieurs éléments (figure 2) : — au niveau du banc de transformation, un bac de récupération avec un caniveau collecteur et un regard décanteur ; — des canalisations d’évacuation en acier avec revêtement intérieur en ciment ; — un siphon coupe-feu intercalé sur le tracé des canalisations si la longueur des tuyaux d’évacuation est inférieure à 20 m ; — une fosse de réception d’huile déportée couverte, comprenant une partie séparateur d’huile-eau et un compartiment récupérateur d’huile. Cet ensemble assure, par gravité, la séparation de l’huile et de l’eau et permet de recueillir l’huile, évitant ainsi tout risque de rejet de celle-ci vers l’extérieur.

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Postes a` haute et tre`s haute tensions ˆ le Installations de conduite et de contro par

Franck-Yves DUPRIEZ Inge´nieur de l’E´cole nationale supe´rieure d’arts et me´tiers Chef de la Division syste`mes de controˆle-commande local au Centre national d’expertise re´seau (CNER) de RTE (Re´seau de transport d’e´lectricite´)

1. 1.1 1.2 1.3 1.4

Principes ge´ne´raux ......................................................................... Notion de tranche e´lectrique.............................................................. Se´paration des tranches e´lectriques.................................................. Notion de tranches communes .......................................................... Notion de services auxiliaires ............................................................

D 4 576v2 – 2 — 2 — 3 — 3 — 4

2. 2.1 2.2

Re´partition des e´le´ments de la tranche BT................................ Pre´sentation des e´quipements........................................................... Installation de la tranche BT dans le poste ....................................... 2.2.1 Baˆtiments de relayage exte´rieurs............................................ 2.2.2 Baˆtiment de relayage centralise´ .............................................. 2.2.3 Utilisation des diverses dispositions en France .....................

— — — — — —

4 4 4 4 4 5

3. 3.1

Mise en œuvre des e´le´ments de la tranche BT.......................... Historique et caracte´ristiques des diffe´rentes fileries ....................... 3.1.1 Palier de controˆle-commande e´lectrome´canique ................... 3.1.2 Palier de controˆle-commande statique ................................... 3.1.3 Palier de controˆle-commande nume´rique .............................. Technologies actuelles de re´alisation et d’installation des e´quipements ................................................................................ 3.2.1 Technologie statique ................................................................ 3.2.2 Technologie nume´rique ...........................................................

— — — — —

5 6 6 6 7

— — —

8 8 9

Services auxiliaires......................................................................... Roˆle des services auxiliaires .............................................................. Degre´ de se´curite´ a` obtenir................................................................ Unite´s d’auxiliaires UA ...................................................................... 4.3.1 Ge´ne´ralite´s ............................................................................... 4.3.2 Distribution des services auxiliaires ....................................... 4.3.3 Dimensionnement.................................................................... Organisation des alimentations des UA ............................................ 4.4.1 Alimentations normales a` courant alternatif .......................... 4.4.2 Alimentation de secours a` courant alternatif ......................... 4.4.3 Alimentations a` courant continu .............................................

— — — — — — — — — — —

12 12 14 14 14 15 15 15 15 15 15

Perspectives d’avenir .....................................................................

—

15

3.2

4. 4.1 4.2 4.3

4.4

5.

Pour en savoir plus.................................................................................. Doc. D 4 576v2

L

’ensemble des postes a` haute et tre`s haute tensions fait l’objet de plusieurs dossiers :

« Roˆle et structure » [D 4 570] ; « Dispositions constructives » [D 4 572] ; « Construction et e´quipements » [D 4 575] ; « Installations de conduite et de controˆle » [D 4 576v2] ; « Postes sous enveloppe me´tallique (PSEM) » [D 4 590] ; Dans les postes e´lectriques haute et tre`s haute tensions, de´nomme´s poste HTB, du re´seau e´lectrique franc¸ais, depuis une trentaine d’anne´es, les installations de controˆle et de conduite ont subi de nombreuses e´volutions, en particulier deux changements majeurs de technologies.

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ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＵＷＶ POSTES A` HAUTE ET TRE`S HAUTE TENSIONS –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

En plus de la description des principes de conception ge´ne´riques, ce dossier fait un historique de ces e´volutions depuis le premier palier de controˆle-commande e´lectrome´canique, puis de´crit de manie`re de´taille´e les paliers de controˆle-commande statique (le plus re´pandu dans les installations existantes) et nume´rique (qui constitue aujourd’hui le standard de l’offre des fournisseurs). De´finition des niveaux de tension e´lectrique Une ancienne norme utilisait les appellations THT (400, 225 et 150 kV), HT (90, 63 kV) et MT (20 kV), que l’on peut encore trouver dans certains textes. Aujourd’hui, l’UTE C18-510 de´finit la gamme de tensions e´lectriques rencontre´es sur les re´seaux comme suit : – HT, de´cline´ en HTB (tensions supe´rieures a` 50 000 V (ou 50 kV) alternatifs) et HTA (tensions comprises entre 50 000 et 1 000 V alternatifs) ; – BT : tension infe´rieure a` 1 000 V alternatifs. On trouve sur le re´seau de transport d’e´lectricite´ franc¸ais des installations de niveau HTB3 (400 kV), HTB2 (225 ou 150 kV) et HTB1 (90 ou 63 kV). Le niveau de tension HTA (typiquement 20 kV) est re´serve´ aux re´seaux de distribution e´lectrique, qui ne font pas l’objet de ce dossier. Le domaine de tension BT cite´ dans ce dossier inte`gre exclusivement les circuits de controˆle-commande des postes HTB.

– la partie conduite est constitue´e par des e´quipements situe´s dans le baˆtiment de commande du poste, qui permettent la conduite de la tranche e´lectrique, a` savoir :  la re´alisation de commandes et l’acquisition, en retour, des signalisations de position des appareils des tranches haute tension et des automatismes (ouvert/ferme´, en/hors service…) ;  l’acquisition de signalisation de certaines informations permettant l’exploitation des tranches e´lectriques ;  la restitution de l’e´tat de grandeurs e´lectriques analogiques (tension, courant, puissance active/re´active) fournies par des e´quipements de te´le´mesure.

1. Principes ge´ne´raux

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Les installations de conduite et de controˆle d’un poste ont pour but d’assurer la conduite (locale ou a` distance), la surveillance, la protection et la reprise de service apre`s incident sur le re´seau e´lectrique en agissant au niveau de diffe´rents constituants du poste : – les constituants assurant le raccordement d’extre´mite´s des liaisons de transport et de distribution y aboutissant ; – les constituants internes aux postes comme les jeux de barres ou les transformateurs de puissance.

La partie conduite rassemble des dispositifs permettant de s’interfacer avec la tranche controˆle pour re´aliser le raccordement a` l’e´quipement de te´le´conduite du poste, au consignateur d’e´tat qui assure l’acquisition et la restitution chronologique des signalisations des e´quipements de controˆle du poste. La partie conduite permet e´galement d’alimenter une interface homme-machine (tableau synoptique ou poste ope´rateur informatique graphique) pour assurer les fonctions de conduite locale des tranches e´lectriques.

Pour ce faire, un poste est structure´ en diffe´rentes fractions rassemblant un ensemble de mate´riels et de circuits a` haute et basse tensions, lie´ ge´ographiquement et fonctionnellement a` une partie de´termine´e du poste.

1.1 Notion de tranche e´lectrique

Chaque tranche a un fonctionnement inde´pendant et se trouve relie´e dans le baˆtiment de commande aux e´quipements de te´le´conduite et aux automatismes centralise´s du poste (figure 2).

Chacune de ces fractions appele´e tranche e´lectrique (figure 1) est organise´e de telle manie`re qu’elle puisse eˆtre totalement isole´e du reste de l’installation. Les limites d’une tranche sont de´finies par le fait que cet isolement ne doit pas compromettre le fonctionnement et le controˆle des autres installations qui restent en service.

La te´le´conduite du poste permet de re´aliser les fonctions de conduite depuis un site distant sans de´placer un ope´rateur. Elle permet e´galement de disposer du niveau d’information ne´cessaire pour assurer la surveillance et la sauvegarde des mate´riels, ainsi que la se´curite´ des personnes, graˆce a` un syste`me d’alarmes hie´rarchise´es. Les commandes distantes s’effectuent de manie`re centralise´e depuis un dispatching re´gional ou un pupitre de commande groupe´ (PCG), a` l’aide de consoles de conduite. Le syste`me est conc¸u de telle manie`re que la commande ne puisse eˆtre re´alise´e que depuis un seul lieu a` la fois, notamment pour des questions de se´curite´. Le poste sans personnel d’exploitation est de´nomme´ dans ce contexte « poste asservi » (PA).

Une tranche e´lectrique comprend (figure 2) : – une tranche haute tension, appele´e e´galement cellule, constitue´e par l’ensemble du mate´riel HT (disjoncteurs, sectionneurs, transformateurs et re´ducteurs de mesure), par les liaisons HT (jeux de barres ou caˆbles de puissance), mais aussi par les e´quipements du re´seau (mate´riel et liaisons BT) qui permettent la commande et le fonctionnement du mate´riel HT ; – une tranche basse tension, constitue´e par le mate´riel et les circuits BT destine´s a` la conduite et au controˆle de la fraction du poste conside´re´e. Une tranche basse tension se de´compose en deux parties :

Les automatismes centralise´s exercent des fonctions ne´cessitant une action coordonne´e des automatismes des diffe´rentes tranches, ce qui justifie de les positionner en amont de l’interface avec les diffe´rentes tranches BT.

– la partie controˆle est constitue´e par des e´quipements assurant la surveillance, la protection et la reprise automatique de service de l’installation ;

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ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＵＷＶ ––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– POSTES A` HAUTE ET TRE`S HAUTE TENSIONS

TBO II

TBO I

TCT TCo

TS

Poste HTB2 ou HTB3

TC

D TTR1

MALT S

TT TP

TTSA

TTR2 TL D MALT S TC TCT TP TT

disjoncteur mise à la terre sectionneur transformateur de courant transformateur condensateur de tension transformateur de puissance transformateur ou réducteur de tension

TA TA TBO TCo TL TS TTR TTSA

TL

TL

TL

tranche liaison centrale tranche contrôle de barres omnibus tranche couplage tranche ligne tranche sectionnement tranche transformateur de puissance tranche transformateur de services auxiliaires

Poste HTB1

Ｔ

TBO

Figure 1 – Diffe´rents types de tranches e´lectriques

Ces ope´rations de se´paration des tranches sont notamment ne´cessaires lorsqu’une tranche est en phase de consignation. Téléconduite et automatismes centralisés du poste

Conduite

Conduite Tranche BT

Contrôle

Appareils et circuits HTB, HTA et BT

Tranche 1

La consignation est un ensemble d’ope´rations destine´es a` assurer la protection des personnes et des ouvrages contre les conse´quences de tout maintien accidentel ou de tout retour inattendu de la tension sur cet ouvrage, pendant l’intervention d’un ope´rateur.

Tranche BT Contrôle

Tranche HT

Appareils et circuits HTB, HTA et BT

La consignation d’une tranche haute tension s’effectue par ouverture des sectionneurs encadrant la tranche (re´alisation d’une coupure e´lectrique visible) et par mise a` la terre des appareils et des circuits sur lesquels on de´sire intervenir.

Tranche HT

La consignation d’une tranche basse tension est assure´e : – par la fermeture de courts-circuiteurs de courant situe´s au secondaire des re´ducteurs de courant ; – par l’ouverture des circuits de tension au niveau de coffrets de fusibles situe´s au secondaire des re´ducteurs de tension ; – par l’ouverture d’un interrupteur de consignation de tranche (ICT) permettant de s’affranchir de toute source d’alimentation interne a` la tranche.

Tranche n

Figure 2 – Structure d’une tranche e´lectrique

1.2 Se´paration des tranches e´lectriques

1.3 Notion de tranches communes

Les de´finitions e´nonce´es (§ 1.1) impliquent que chaque tranche e´lectrique puisse eˆtre isole´e de toutes les sources d’alimentation, haute tension et basse tension, directes ou indirectes, qui lui sont raccorde´es.

Certaines fonctionnalite´s de postes sont communes a` plusieurs tranches e´lectriques ou ne sont pas directement rattache´es a` l’une d’elles. Les tranches basse tension qui les traitent sont regroupe´es

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D 4 576v2 – 3

ｒ￩ｦ￩ｲ･ｮ｣･＠ｉｮｴ･ｲｮ･ｴ ｄＴＵＷＶ POSTES A` HAUTE ET TRE`S HAUTE TENSIONS –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

sous le terme ge´ne´rique de « tranches communes ». Il s’agit principalement de : – la tranche ge´ne´rale qui regroupe les fonctions de se´curite´, les fonctions facilitant l’exploitation du poste ainsi que la surveillance des alimentations e´lectriques continues du poste (signalisations, alarmes, mode d’exploitation du poste, appels te´le´phoniques, e´clairage, gestion de la pre´sence d’un intervenant sur site etc.) ; – la tranche « surveillance services auxiliaires » (§ 1.4 et § 4), charge´e d’assurer l’alimentation alternative, secourue ou non des mate´riels installe´s dans le poste (e´clairage, chauffage, appareillage HT, chargeurs de batteries) ; – la tranche « protection de site », charge´e de prendre en compte les informations relatives au controˆle des acce`s et a` la de´tection des intrusions physiques sur le site.

BC I

BR

BR

BR

APR

Cellule 1

1.4 Notion de services auxiliaires L’exploitation d’un poste et la gestion des diffe´rentes tranches qui le constituent ne´cessitent la mise a` disposition de diffe´rentes formes d’e´nergie. Les installations e´laborant et distribuant cette e´nergie sont appele´es services auxiliaires (§ 4). L’importance des services auxiliaires est vitale, car leur perte peut entraıˆner la perte totale du poste.

2

3

4

5

6

n

APR BC BR

armoires de protection et répartiteur de filerie d’une tranche HT bâtiment de commande bâtiment de relayage pour deux tranches

I

caniveau collecteur des câbles BT

Figure 3 – Principe d’installation en baˆtiment de relayage exte´rieur

2. Re´partition des e´le´ments de la tranche BT

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Pour les e´quipements de controˆle, il existe deux dispositions : – la premie`re e´tant l’installation en baˆtiments de relayage exte´rieurs ; – la seconde, l’installation dite en baˆtiment de relayage centralise´, localise´ dans une partie du baˆtiment de commande.

L’ensemble du mate´riel et des liaisons de la tranche HT se situe dans la partie exte´rieure du poste. En ce qui concerne la tranche BT, les dispositions pratiques d’installation dans le poste sont marque´es par des particularite´s propres a` chaque entreprise de transport d’e´lectricite´. Ne´anmoins, certaines dispositions ge´ne´rales de pre´sentation des e´quipements sont respecte´es par tout le monde.

Les e´quipements de la partie « conduite » sont toujours situe´s dans le baˆtiment de commande.

2.2.1 Baˆtiments de relayage exte´rieurs Les parties « controˆle » des tranches sont situe´es, a` proximite´ de l’appareillage a` haute tension controˆle´, dans des baˆtiments de relayage (figure 3).

2.1 Pre´sentation des e´quipements Le mate´riel constituant la partie controˆle est installe´ de manie`re ge´ne´rale en armoires dites de protection sur lesquelles sont fixe´s les divers e´quipements : calculateur de tranche, e´quipements de protections et d’automatismes pre´sente´s en tiroir (racks 19 pouces de largeur).

Chaque baˆtiment de relayage peut contenir plusieurs tranches « controˆle » et des e´quipements communs a` ces tranches qui sont (figure 4) : – la batterie d’alimentation 48 V, situe´e dans le local batterie accessible en face arrie`re du baˆtiment ; – les mate´riels du chaˆssis commun situe´ en fond du baˆtiment (enregistreur de perturbations, chargeur 48 V, coffret de distribution du 48 V) ; – le poste te´le´phonique, appele´ TPG, situe´ a` l’entre´e imme´diate du baˆtiment de relayage.

Jusque dans les anne´es 1980, on a utilise´ e´galement une pre´sentation sur chaˆssis me´talliques, recevant des mate´riels pre´sente´s en coffret. Il en subsiste encore aujourd’hui un certain nombre dans les postes en exploitation. La partie conduite s’appuie : – pour la technologie statique, sur des paniers d’interface installe´s dans des armoires a` acce`s avant/arrie`re ; un tableau synoptique est fixe´ sur les portes de ces armoires, elles-meˆmes dispose´es de manie`re a` ce que le tableau synoptique global soit le reflet du sche´ma e´lectrique du poste ; – pour la technologie nume´rique, sur un calculateur de site et un PC industriel assurant la fonction de poste ope´rateur d’IHM (interface homme-machine). L’ensemble est installe´ dans l’armoire syste`me central.

Les circuits BT, e´manant des coffrets de raccordement des appareils de chaque tranche HT, sont dirige´s par tranche´e et par caniveau vers le baˆtiment de relayage ou` ils aboutissent dans les armoires de tranches controˆle (armoires re´partiteur ou armoires protection-re´partiteur de filerie). La liaison entre la partie controˆle et la partie conduite situe´e dans le baˆtiment de commande est re´alise´e par un caˆble a` quartes (caˆble de technologie « te´le´phonique » de capacite´ 112 x 4 caˆbles = 112 quartes), cheminant dans un caniveau collecteur ou par un re´seau de fibres optiques pour les technologies re´centes (nume´rique).

2.2 Installation de la tranche BT dans le poste

2.2.2 Baˆtiment de relayage centralise´

L’emplacement, dans un poste, des divers e´le´ments constituant les installations BT est fonction de la solution adopte´e dans la conception de l’ouvrage.

Les parties « controˆle » des tranches sont installe´es dans une salle ge´ne´rale de relayage, place´e a` proximite´ de la salle de conduite (figures 5 et 6).

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Postes à haute et très haute tensions Postes sous enveloppe métallique (PSEM) par

Jean-Pierre TAILLEBOIS Ingénieur au Centre National d’Expertise Réseaux du Gestionnaire du Réseau de Transport d’Électricité

1.

Émergence des postes SEM ..................................................................

2.

Paramètres de conception et de dimensionnement ......................

—

2

3.

Contraintes spécifiques aux appareillages SEM .............................

—

5

4.

Sécurité des personnes ..........................................................................

—

7

5.

Solutions technologiques......................................................................

—

8

6.

Grandeurs caractéristiques...................................................................

—

12

7.

Méthodes de diagnostic et de surveillance......................................

—

13

8.

Place des postes SEM dans les réseaux de transport d’électricité

—

14

9.

Perspectives d’évolution .......................................................................

—

16

Pour en savoir plus...........................................................................................

D 4 590 – 2

Doc. D 4 590

’appareillage sous enveloppe métallique à isolation gazeuse (SEM) permet de réaliser tous les types de postes à haute et très haute tensions dont le rôle et la structure sont définis dans un autre fascicule. Il se distingue des postes conventionnels par une technique originale d’isolation électrique de chaque phase par rapport à la masse et directement entre phases dans le cas d’appareillage de conception triphasée. L’intérêt primordial de cette technique est sa compacité obtenue par le remplacement de l’air atmosphérique par un gaz à forte rigidité diélectrique. Le gaz aujourd’hui universellement utilisé est l’hexafluorure de soufre (SF6). Celui-ci est maintenu sous pression, ce qui permet une importante réduction des distances d’isolement nécessaires pour satisfaire à la tenue des tensions permanentes et temporaires susceptibles d’apparaître en exploitation. Le SF6 assure l’isolation des phases par rapport à la masse, des phases entre elles et entre les contacts ouverts des disjoncteurs et des sectionneurs. Pour ce faire, les appareils et leurs raccordements sont enfermés dans des enveloppes étanches dans lesquelles le SF6 est confiné sous pression. Chaque phase peut être enfermée dans une enveloppe ou les trois phases peuvent être regroupées dans une enveloppe unique, principalement pour les plus faibles niveaux de tension. Ces enveloppes, reliées électriquement à la terre, assurent la sécurité des personnes vis-à-vis du risque de proximité électrique. Il en résulte également que la tenue diélectrique est insensible aux conditions climatiques et aux pollutions industrielles ou marines. Sa grande flexibilité d’installation permet de l’utiliser pour réaliser l’extension d’un poste ouvert si la place disponible est réduite. Certains, même en 420 kV, ont été installés en caverne ou sur une plate-forme située à plusieurs mètres du sol. Ses dimensions réduites permettent de l’installer en bâtiment et même en étage ou en sous-sol. Certains postes peuvent même être totalement enterrés. Dans ces conditions, un poste SEM raccordé au réseau électrique par câbles

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS _______________________________________________________________________________________________

enterrés s’insère de manière particulièrement discrète dans un environnement urbain. Toutefois, lorsqu’il n’existe pas de contraintes d’installation ou d’environnement, le matériel isolé dans l’air reste une solution plus économique et plus aisée à dépanner en cas d’avarie, en particulier en permettant d’utiliser les techniques de travail sous tension qui ne sont pas applicables aux matériels SEM. L’article Postes à haute et très haute tensions fait l’objet de plusieurs fascicules : — Rôle et structure [D 4 570] ; — Installations de conduite et contrôle [D 4 576] ; — Dispositions constructives [D 4 572] ; — Construction des postes et installation des composants [D 4 574] ; — Postes sous enveloppe métallique (PSEM) [D 4 590] ; — Postes intérieurs modulaires à haute et très haute tensions [D 4 591] ; et les sujets traités n’étant pas indépendants les uns des autres, le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres fascicules. Le présent fascicule se réfère également aux fascicules : — Transformateurs de mesure [D 4 720] ; — Appareillage électrique d’interruption à haute tension [D 4 700] à [D 4 703] ; — Lignes et postes : choix et coordination des isolements [D 4 750]. Les renvois à ces fascicules seront notés, en cours du texte, par leur numéro.

1. Émergence des postes SEM

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L'idée de cette technologie est en fait assez ancienne : les premiers postes à encombrement réduit, en haute tension, sont apparus en 1930 en Angleterre ; de 1950 à 1960, quelques postes isolés soit avec de l'huile, soit avec de l'air comprimé ont été réalisés, mais leur nombre est demeuré longtemps très limité (de l'ordre d'une dizaine).

Au début des années soixante, la croissance importante de la consommation d'électricité a conduit à reconsidérer la distribution de l'énergie électrique dans les grandes agglomérations. Ainsi, en France, la tension de 245 kV, qui jusqu'alors était utilisée exclusivement pour le transport, est devenue progressivement une tension pour l'alimentation directe des réseaux de distribution, dans les grandes agglomérations ou dans les zones proches de ces dernières (cf. [D 4 570]).

En France, les études ont commencé en 1960, les constructeurs faisant appel, pour l'isolation, soit à l'hexafluorure de soufre (SF6), soit à l'air comprimé. Les premiers prototypes construits pour une tension de 245 kV ont été essayés par EDF entre 1964 et 1966. Les deux premiers postes isolés au SF6 ont été mis en service industriel en 1969. Le véritable développement a commencé en 1974, après que l'exploitation des premiers ouvrages à 245 kV se fut révélée satisfaisante. Le déploiement a tout d’abord concerné les tensions 72,5 et 100 kV pour des postes urbains et, à partir de 1978, la technique SEM s'est étendue au 420 kV.

Les valeurs des tensions données dans cet article sont toujours les tensions assignées du matériel, définies par la norme 60694 de la Commission Électrotechnique internationale (CEI 60694) ; ainsi, la tension de 245 kV correspond à un réseau de tension de service entre phases de 225 kV (§ 6).

L’appareillage SEM est normalisé au plan international depuis 1975 par la norme CEI 60517 sous le titre « Appareillage sous enveloppe métallique à isolation gazeuse de tension assignée égale ou supérieure à 72,5 kV ». Le terme anglais correspondant est « GasInsulated metal-enclosed Switchgear » en abrégé, GIS, utilisé indifféremment pour désigner l’appareillage ou le poste utilisant cette technologie (Gas-Insulated Substation).

Cette réorganisation de la distribution de l'énergie a fait apparaître la nécessité de disposer d'appareillage à haute tension d'encombrement aussi faible que possible ; ce faible encombrement se justifie par le coût des terrains en zone urbaine et, indépendamment du coût, par la difficulté de trouver des surfaces suffisantes là où l'on en a précisément besoin.

2. Paramètres de conception et de dimensionnement

Il a été fait appel à une nouvelle technique d’appareillage appelée sous-enveloppe métallique (SEM). La particularité de ce type de poste réside dans le fait que les différents appareils (disjoncteurs, sectionneurs, jeux de barres, transformateurs de mesure, etc.), les liaisons entre ces appareils et les jeux de barres nécessaires à sa construction sont enfermés dans des enceintes métalliques étanches (enveloppes) mises à la terre.

Pour répondre aux contraintes diélectriques, électriques, thermiques et mécaniques auxquelles l’appareillage de poste est soumis en exploitation, le matériel SEM est principalement dimensionné par : — la tenue aux tensions permanentes et temporaires ; — la tenue au courant permanent et au courant de court-circuit (courant de courte durée) ; — la tenue à la pression.

L'isolation est réalisée par un gaz sous pression qui assure à la fois l'isolement à la masse et l'isolement entre l'entrée et la sortie des appareils de coupure et d'interruption. De ce fait, on obtient une réduction très importante de l'encombrement. Le rapport de la surface au sol occupée par un poste ouvert à celle d'un poste SEM assurant les mêmes fonctions est d’environ 5 à 10 pour la partie appareillage seule. Cette réduction dépend de la tension et du mode de raccordement au réseau. Rapportée à un poste complet, la réduction est inférieure car elle dépend de la surface occupée par les autres composants (transformateurs, cellules moyenne tension, salles de relayage et de commande, atelier d’énergie…) et les dégagements et circulations nécessaires aux accès.

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2.1 Tenue du gaz isolant aux tensions permanentes et temporaires La tenue aux tensions permanentes et temporaires du réseau est assurée par un gaz isolant sous pression dont les caractéristiques vont conditionner les dimensions générales de l’appareillage.

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_______________________________________________________________________________________________

2.1.1 Choix du gaz isolant

Compte tenu de la température minimale pour laquelle l’appareillage doit fonctionner, soit – 25 °C pour les zones à climat tempéré, la pression absolue maximale d’utilisation (mesurée à 20 °C) est limitée à 0,8 MPa. Pour les zones de grand froid, pour maintenir une pression d’utilisation identique, il est possible d’utiliser des mélanges de SF6 et d’azote.

Eu égard à ses excellentes propriétés, dans le domaine de la coupure du courant et de l’isolation, le SF6 est actuellement universellement utilisé comme gaz isolant. Ses propriétés sont développées dans le fascicule [D 4 703].

Par convention, la pression d’utilisation est définie pour une température de 20 °C. Elle est appelée pression assignée de remplissage. Comme cette pression varie avec la température, la pression réelle de remplissage doit être corrigée en fonction de la température. La figure 1 donne la variation de pression pour une masse volumique donnée en fonction de la température.

Les constructeurs d'appareillage ont fait appel à un gaz nouveau pour eux, mais bien connu des chimistes depuis 1890, date à laquelle Moissan et Lebeau ont réalisé la synthèse de l'hexafluorure de soufre (SF6). L'utilisation du SF6 a été envisagée vers 1937, mais son industrialisation a commencé aux États-Unis seulement en 1948. Depuis cette date, le SF6 a été de plus en plus utilisé dans les disjoncteurs pour remplacer l'huile ou l'air comprimé, qu'il a, depuis 1970, peu à peu éliminé, aussi bien en haute tension qu'en moyenne tension (cf. [D 4 703] et [D 4 705]).

On notera que la législation française relative aux réservoirs sous pression s’applique à l’appareillage SEM. Cette réglementation impose, sauf dérogation, de réaliser des épreuves périodiques de tenue de pression pour les réservoirs dont la pression dépasse 0,4 MPa. Pour les plus anciens matériels, les constructeurs ont limité la pression de remplissage à 0,35 MPa pour ne pas dépasser la limite de 0,4 MPa à la température maximale d’utilisation. Les réépreuves périodiques sont essentiellement justifiées pour vérifier que des corrosions internes n’affaiblissent pas la tenue mécanique de ces réservoirs. Comme le taux d’humidité du SF6 doit être maîtrisé (§ 3.5.3), des dérogations de réépreuve ont permis de lever cette limite pour les matériels les plus récents installés en France et, en particulier, à EDF.

La publication CEI 60 376 fixe la nature et la quantité limite des impuretés que le SF6 neuf, destiné à être utilisé dans l’appareillage électrique, peut contenir.

2.1.2 Choix de la pression La tension de claquage (tension disruptive) du SF6 augmente avec sa pression. Pour réduire autant que possible les dimensions du matériel, la pression du SF6 est la plus élevée possible. Cette pression est toutefois limitée par la pression de vapeur saturante à partir de laquelle le SF6 passe à l’état liquide. La figure 1 montre la variation de la pression de liquéfaction en fonction de la température.

2.1.3 Détermination du gradient de tension La tenue diélectrique des postes isolés dans l’air est assurée en respectant des distances minimales entre conducteurs et appareillage, et en fixant une longueur minimale pour la ligne de fuite des supports isolateurs par rapport à la terre. Le respect de ces distances est généralement suffisant pour garantir la tenue aux tensions permanentes et temporaires pour des paramètres climatiques spécifiés.

Pression absolue (MPa)

Pour le matériel SEM, ces notions de distances minimales sont insuffisantes pour concevoir un matériel optimisé.

Point critique : 45,55 °C 3,759 MPa

3,6 3,4

Exemple : pour un réseau à 420 kV, pour fixer les idées, la distance minimale dans l’air entre conducteur et structure métallique reliée à la terre est fixée à 2 900 mm. Elle peut être réduite à moins de 200 mm entre conducteur et enveloppe dans un appareillage SEM.

3

0,14

2,8 2,6

0,13

Phase gazeuse

0,12

2,4

0,11

2,2

0,10

2

0,09

1,8

0,08

1,6

0,07

1,4

0,06

1,2

Masse volumique (kg/L)

3,2

Phase liquide

L’appareillage SEM doit supporter les différentes contraintes de tension apparaissant sur les réseaux. En plus de la tension permanente à fréquence industrielle, le matériel est soumis à des surtensions transitoires ou temporaires. Le fascicule [D 4 750] détaille les contraintes de tension qui apparaissent sur les réseaux d’énergie électrique triphasés. Il indique la forme des trois tensions d’essais de tenue normalisés qui, pour des raisons économiques et de reproductibilité, ont été retenues pour tester la tenue de l’appareillage. Pour mémoire, il s’agit des tensions de tenue : — à fréquence industrielle pendant une durée de 1 minute ; — en onde biexponentielle, dite de « choc de manœuvre » 250/2500 µs ; — en onde biexponentielle, dite de « choc de foudre » 1,2/50 µs.

0,05

1

L’appareillage est testé avec les deux dernières tensions dans les deux polarités sur une série d’essais comportant généralement 15 chocs.

0,04

0,8

0,03

0,6

La publication CEI 60 694 propose des jeux de valeurs de tension de tenue assignée en fonction des caractéristiques du réseau auquel les appareillages sont destinés.

0,02

0,4

0,01

0,2 0 – 50

– 30

– 10 0 10

30

50

70

90

POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS

110

La rigidité diélectrique d’un isolant dépend de la forme de l’onde de tension normalisée. Ainsi, dans l’hypothèse d’un champ quasi homogène, ce qui est acceptable compte tenu de la structure coaxiale de l’appareillage et de la qualité de fabrication, la rigidité diélectrique intrinsèque ou maximale du SF6 à pression atmosphérique est de 8,9 kV/mm. Elle augmente avec la pression et est influencée par la forme de la tension et la distance interélectrode.

130

Température (°C) Figure 1 – Pression absolue du SF6 en fonction de la température à densité constante

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS _______________________________________________________________________________________________

importants vont alors se développer entre conducteur et enveloppe. Ces efforts vont se répercuter sur les supports isolateurs (5.3) dont la tenue doit être vérifiée.

Pour la gamme des pressions utilisées, il existe un ratio constant de tenue du SF6 pour chacune des trois tensions d’essai. Ce point est traité dans le fascicule [D 4 750] qui traite de la coordination des isolements. Dans un système coaxial régulier, soumis à une tension V, le gradient de potentiel G, à la surface du conducteur, s’exprime en fonction du diamètre d du conducteur et du diamètre intérieur D de l’enveloppe par la relation:

2.3 Tenue à la pression Les enveloppes sont soumises à la pression interne du SF6 correspondant à la pression assignée de remplissage (2.1.2). La pression maximale est fonction de la température maximale d’utilisation, de l’échauffement dû au passage du courant et de l’ensoleillement pour les postes extérieurs. Cette pression maximale, dénommée pression de calcul des enveloppes, fixe, par l’application de coefficients qui dépendent du matériau (acier, alliage d’aluminium corroyé ou coulé) les pressions d’essais de type de rupture et d’essais individuels de série (essais de routine) sans déformation auxquelles elles doivent être soumises.

2V G = ---------------------- d ln  D ---- d Un gradient minimal est obtenu lorsque le rapport des diamètres D ---- = e . d En pratique, le champ électrique n’est pas uniforme dans l’espace isolant. Les changements de forme des pièces conductrices conduisent à un renforcement local du gradient ; de même, la qualité de la fabrication et du montage influence le gradient de potentiel par l’état de surface des pièces, leur propreté et la présence de particules.

En cas de défaut d’isolement dans le SF6, il se produit un arc de puissance entre les pièces conductrices et l’enveloppe dont le courant peut atteindre le courant de courte durée assigné. Deux effets sont associés à cet arc interne : — un échauffement du SF6 qui dépasse 5000 K dans le noyau central de l’arc ; — la fusion du métal dans la zone où le pied d’arc s’accroche à l’enveloppe jusqu’à provoquer sa perforation.

Compte tenu des jeux de valeurs spécifiées dans la CEI 60694, la tenue au choc de foudre est un paramètre dimensionnant pour l’appareillage SEM. Habituellement, les parties courantes sont dimensionnées pour que le gradient au choc de foudre à la surface du conducteur reste inférieur à 20 kV/ mm.

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Nota : lorsqu’un arc de défaut se développe dans un milieu isolant entre deux pièces conductrices, les points d’impact de cet arc sur les pièces sont appelés : pied d’arc. Ce terme est couramment utilisé, il apparaît en particulier dans l’article La maîtrise des défauts électriques dans les PSEM ([Pour en savoir plus Doc. D 4 590]). Au pied d’arc, l’énergie de l’arc se transmet aux pièces conductrices sous forme d’énergie calorifique pouvant provoquer fusion et perforation, d’où la notion de « tenue au pied de l’arc ».

2.2 Tenue au courant permanent et au courant de court-circuit

■ L’échauffement du gaz va provoquer une augmentation de la pression dans le compartiment concerné, fonction du courant de défaut et de sa durée et d’autant plus importante que le volume du compartiment est faible.

L’appareillage est spécifié pour deux contraintes de courant : — le courant assigné en service continu ; — le courant de courte durée assigné.

Cette contrainte de pression qui peut largement dépasser la pression de rupture de l’enveloppe va également s’appliquer sur les supports isolateurs (§ 5.3) qui délimitent le compartiment concerné. Elle pourrait donc conduire au déchirement ou à la fragmentation de l’enveloppe avec des conséquences pour le personnel et le matériel avoisinant (y compris les compartiments adjacents).

Ce dernier correspond au courant de court-circuit du réseau dont la durée est généralement fixée à 0,5 ou 1 s ; il couvre les performances imposées pour le temps de fonctionnement des protections et de coupure des disjoncteurs (cf. [D 4 805]. Protection des réseaux de transport et de répartition). Le courant assigné en service continu va dimensionner les pièces conductrices et les raccords entre ces pièces pour en limiter la température et l’échauffement aux valeurs compatibles avec les matériaux utilisés et leur revêtement. La publication CEI 60694 fixe ces limites dans le SF6 ; elles peuvent être supérieures à celles admises dans l’air pour prendre en compte l’absence d’oxygène. Elles prennent également en compte les températures admissibles par les matériaux isolants.

En conséquence, la montée en pression est limitée par un dispositif de décharge de pression. Ce dernier est généralement constitué d’une membrane ou d’un disque de rupture. La pression de fonctionnement de ce dispositif de décharge de pression est déterminée en fonction de la pression de calcul des enveloppes, afin d’éviter tout risque de rupture intempestive. ■ La perforation de l’enveloppe par le pied d’arc est difficile à analyser de manière théorique. En effet, de nombreux paramètres, liés au circuit d’alimentation et à la géométrie du compartiment, vont influer sur la plus ou moins grande stabilité de l’arc (c’est-àdire son maintien dans une zone réduite ou son déplacement après chaque demi-alternance du courant).

La détermination des échauffements doit prendre en compte la présence de l’enveloppe située autour des conducteurs. Cette enveloppe se comporte comme un conducteur parallèle au conducteur principal et est à ce titre soumise au champ électrique de ce dernier. Les enveloppes sont généralement reliées à la terre en différents points pour les raisons qui seront exposées au paragraphe 3.1. Dans ces conditions, pour les appareillages comportant une seule phase par enveloppe, un courant induit par le courant principal circule dans la boucle formée par les mises à la terre et le réseau de terre qui les relie. Selon la géométrie de la boucle ainsi formée, le courant induit varie. Pour couvrir toutes les possibilités, les essais d’échauffement sont réalisés en faisant circuler le courant principal dans l’enveloppe. Pour la sécurité du personnel, l’échauffement des enveloppes accessibles est limité à 30 K.

En l’absence d’une norme internationale précise, EDF a défini une procédure d’essai afin d’établir une relation empirique de tenue avant perforation permettant de limiter le nombre d’essais pour les nouveaux matériels. Les paramètres qui influent sur le temps de perforation ont été choisis pour correspondre au cas le plus défavorable : — volume du compartiment minimal ; — arc amorcé par un fil fusible situé à proximité du support isolateur le plus éloigné de la source de courant.

Bien que le courant de court-circuit soit 10 à 20 fois supérieur au courant permanent, il n’est pas dimensionnant du fait de sa très faible durée. Par contre, si le siège du défaut est sur l’appareillage SEM, le courant de défaut va s’écouler à la terre par l’enveloppe pour rejoindre le réseau de terre. Des efforts électrodynamiques

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Deux durées sont retenues pour correspondre au fonctionnement des protections normales et de secours : — une première durée pendant laquelle seule le dispositif de décharge de pression peut fonctionner ;

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Postes intérieurs modulaires à haute et très haute tensions par

Yves MIGNARD Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité Chef du Département Postes et Lignes à la Direction des Études et Recherches d’Électricité de France

1.

Présentation et définition ......................................................................

2.

Poste intérieur modulaire : schéma ....................................................

D 4 591 - 2 —

2

3. 3.1 3.2 3.3 3.4

Particularités techniques du poste...................................................... Coordination des isolements....................................................................... Thermoconditionnement ............................................................................. Arc interne..................................................................................................... Tensions de pas et de toucher.....................................................................

— — — — —

3 3 4 5 5

4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7

Constituants du poste ............................................................................. Technologie des travées .............................................................................. Sectionneurs ................................................................................................. Isolateurs....................................................................................................... Transformateurs de mesure ........................................................................ Extrémités des câbles HT............................................................................. Disjoncteurs .................................................................................................. Transformateurs de puissance ....................................................................

— — — — — — — —

5 5 5 6 6 7 7 8

5. 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6

Exploitation du poste .............................................................................. Circulation dans l’ouvrage........................................................................... Accès dans les locaux contenant les installations HT ............................... Conditions d’exécution des opérations de condamnation ....................... Contraintes d’exploitation ........................................................................... Télécondamnation........................................................................................ Maintenance .................................................................................................

— — — — — — —

8 8 8 8 8 8 8

6.

Installation. Mise en œuvre ...................................................................

—

8

7. 7.1 7.2

Quelques réalisations .............................................................................. Différents plans de masse ........................................................................... Différentes réalisations ................................................................................

— — —

9 9 9

8.

Conclusions ................................................................................................

—

9

Références bibliographiques ..........................................................................

—

10

ans les années quatre-vingt, la croissance de la consommation et la politique d’amélioration de la qualité de service ont fait apparaître, dans les principaux pays industrialisés, un besoin important de créations de postes sources destinés à alimenter le réseau à moyenne tension (MT), 20 kV en France, à partir du réseau à haute tension (HT), à 63 kV ou à 90 kV. La réalisation de cet important programme pour l’alimentation des agglomérations, même de taille moyenne, devait provoquer des problèmes d’insertion des ouvrages dans un environne-

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POSTES INTÉRIEURS MODULAIRES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS __________________________________________________________________________

ment urbain ou suburbain, acceptant difficilement une technologie aérienne pour les lignes et les postes. La question du développement industriel d’un nouveau type de poste, susceptible de s’intégrer facilement en toutes circonstances, s’est donc posée. Les avantages tels que la diminution de surface au sol, la simplification de la maintenance, la protection du matériel contre la pollution ou l’intégration esthétique dans l’environnement étaient escomptés, mais également l’intérêt économique, par rapport notamment aux solutions existantes qui apportaient déjà un certain nombre de réponses, comme le poste sous enveloppe métallique. Apparus en France dès 1962, les premiers postes intérieurs à 63 kV qui équipaient plusieurs régies de villes françaises et quelques clients industriels étaient à isolement dans l’air et installés dans un bâtiment traditionnel en béton. L’appareillage utilisé était alors isolé dans l’huile, les parties sous tension surélevées et protégées par un simple grillage, les barres ou connexions étant parfois isolées. En s’appuyant sur cette expérience et sur le savoir-faire acquis dans le domaine des cellules à moyenne tension, les constructeurs ont su atteindre les niveaux de qualité et de sécurité exigés par le cahier des charges de ce qu’on appelle maintenant des postes intérieurs modulaires (PIM).

1. Présentation et définition

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2. Poste intérieur modulaire : schéma

Intermédiaires entre les postes extérieurs à isolement dans l’air et les postes sous enveloppe métallique [2] (ensemble modulaire de connexions et d’appareils enfermés dans des enveloppes reliées à la terre et isolées au moyen d’un diélectrique sous pression qui est généralement l’hexafluorure de soufre) les postes intérieurs modulaires (PIM) sont des postes en bâtiment à isolement dans l’air à distance entre les pièces sous tension et les masses métalliques réduite, réalisés sous forme de modules dont une partie est préfabriquée en usine ; la mise hors de portée des pièces sous tension se fait par interposition d’obstacle (technique compartimentée) ou par éloignement (technique non compartimentée).

Dans la plupart des pays, les fonctions de grand transport et d’interconnexion sont assurées par les réseaux à très haute tension (THT), en France le réseau à 400 kV et dans une moindre mesure le réseau à 225 kV. La fonction de répartition est assurée par les réseaux à haute tension (HT), en France le réseau à 90 kV ou à 63 kV et, dans une certaine mesure, le réseau à 225 kV. La fonction distribution est assurée par les réseaux à moyenne tension (MT), en France le réseau à 20 kV.

On distingue, selon le nombre de matériels installés dans le bâtiment, deux conceptions différentes :

Dans le texte, les appellations très haute tension (THT), haute tension (HT) et moyenne tension (MT), utilisées dans le langage courant, sont employées, notamment pour distinguer les niveaux de tension 63, 90, 225 et 400 kV. Toutefois, les dénominations actuelles (UTE C 18-510) sont HTB pour les tensions supérieures à 50 kV et HTA pour les tensions comprises entre 1 et 50 kV.

— les PIM, qui regroupent dans un seul bâtiment les installations HT, les transformateurs HT/MT, les départs MT, le contrôle commande et les locaux d’exploitation ; — les cellules industrialisées compactes : les seules installations HT d’un poste sont regroupées dans un bâtiment particulier ; les autres matériels (transformateurs, départs MT, contrôle commande, locaux d’exploitation) sont implantés séparément à l’extérieur. Ces deux conceptions, qui répondent à des spécifications différentes, sont néanmoins regroupées ici sous la terminologie générale de poste intérieur modulaire (PIM). On explicitera dans le texte qui suit, pour les différents types de poste présentés, les différences qui apparaîtront dans les caractéristiques.

Les postes intérieurs modulaires présentés dans cet article sont des postes sources HT/MT à 90 kV/20 kV ou 63 kV/20 kV qui assurent l’alimentation d’un réseau à 20 kV. La grande majorité des postes sources HT/MT est réalisée suivant le schéma dit de type « d » à un jeu de barres et dont la structure permet à terme le raccordement de trois lignes et de trois transformateurs de puissance. Le régime de fonctionnement normal de ces postes est le régime bouclé mais certains postes de type « d » peuvent également être installés en antenne ou en coupure d’artère.

On retiendra désormais la définition générale suivante : le poste intérieur modulaire est un poste qui utilise une technologie de type protégé à isolement dans l’air et qui peut recevoir, dans un bâtiment, au minimum les installations à haute tension et, de plus, tout ou partie de l’ensemble des autres fonctions d’un poste source HT/MT, à savoir : — les transformateurs HT/MT ; — les départs moyenne tension ; — le contrôle commande ; — les locaux d’exploitation.

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La construction d’un poste HT/MT suivant le schéma de type « d » (figure 1) se fait de façon progressive en fonction de la croissance plus ou moins rapide des besoins locaux en énergie. En règle générale, les étapes sont les suivantes : — étape ➀ : installation de la première travée, comprenant une cellule ligne HT, une cellule transformateur HT/MT, dix cellules MT et la totalité des locaux de conduite et des locaux annexes ;

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Appareillage électrique d’interruption HT (partie 1) par

Denis DUFOURNET Membre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institut américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE) Chef de recherches Principes de coupure ALSTOM T & D (Transmission & Distribution)

1.

Généralités.................................................................................................

2. 2.1 2.2 2.3 2 .4 2.5 2.6 2.7 2.8

Classifications de l’appareillage.......................................................... Fonction........................................................................................................ Tension ......................................................................................................... Destination ................................................................................................... Installation.................................................................................................... Type de matériel .......................................................................................... Température de service............................................................................... Utilisation ..................................................................................................... Techniques de coupure ...............................................................................

— — — — — — — — —

3.

Caractérisation des appareils à courant alternatif à haute tension ......................................................................................... Caractéristiques assignées ......................................................................... Tension assignée ......................................................................................... Niveau d’isolement assigné ....................................................................... Fréquence assignée..................................................................................... Courant assigné en service continu ........................................................... Courant de courte durée admissible assigné............................................ Pouvoir de coupure en court-circuit........................................................... Tension de rétablissement .......................................................................... Pouvoir de fermeture assigné..................................................................... Séquence de manœuvres assignée et refermeture rapide ...................... Caractéristiques assignées pour les défauts proches en ligne ................ Durée de coupure assignée ........................................................................ Pouvoir de fermeture et de coupure en discordance de phases ............. Pouvoir de coupure et de fermeture de courants capacitifs .................... Nombre de manœuvres mécaniques ........................................................

— — — — — — — — — — — — — — — —

3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15

Pour en savoir plus ...........................................................................................

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Doc. D 4 698

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’appareillage électrique est un élément essentiel qui permet d’obtenir la protection et une exploitation sûre et ininterrompue d’un réseau à haute tension. Son histoire est riche d’inventions diverses, de principes de coupure performants, de technologies très variées utilisant des milieux aussi différents pour l’isolement et la coupure que l’air à pression atmosphérique, l’huile, l’air comprimé, l’hexafluorure de soufre et le vide. Des points communs subsistent cependant pendant toute son évolution : — l’amorçage d’un arc entre deux contacts, comme principe de base pour la coupure d’un courant alternatif ;

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1)

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— l’utilisation de l’énergie d’arc, pour favoriser son refroidissement et obtenir l’interruption du courant ; — la recherche permanente de la réduction des énergies de manœuvre, afin de réaliser des appareils plus fiables et plus économiques ; — la réduction des surtensions, générées pendant leur fonctionnement, grâce à l’insertion de résistances de fermeture ou par la synchronisation des manœuvres par rapport à la tension. Il est intéressant de noter que la technique de coupure par autosoufflage, qui vient de s’imposer pour les disjoncteurs SF6 à haute tension, avait déjà été envisagée dès les années 1960. C’est grâce aux progrès importants réalisés dans le domaine de la modélisation d’arc et de la simulation des écoulements gazeux que l’énergie d’arc a pu être domestiquée et utilisée efficacement pour définir des chambres de coupure à hautes performances. Les moyens de simulation ont aussi permis d’augmenter la tension par élément de coupure, qui est passée de 145 à 420 kV en l’espace de 25 ans, sans que la tension atteinte constitue une limite technique. Dans cet article, on verra, dans la partie 1, les différentes classifications d’appareils à haute tension (HT) et leurs caractéristiques principales. On examinera, dans la partie 2, les principaux types de problèmes fondamentaux (coupure, diélectrique, échauffement, tenue des contacts) que le concepteur doit bien maîtriser pour définir un nouvel appareil.

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Les essais de type, qui sont effectués pour vérifier les performances d’un appareil, seront présentés dans le troisième fascicule ainsi que les autres essais indispensables pour garantir que les appareils produits ont bien les performances annoncées. Également, dans ce fascicule, on décrira la formidable évolution des disjoncteurs à haute tension, de la technique à air comprimé à celle, actuelle, qui utilise le SF6. L’évolution de l’appareillage à haute tension n’est pas terminée ; de nouvelles perspectives apparaissent avec l’introduction de l’électronique qui permet de surveiller en permanence l’état d’un appareil. De nouvelles cellules sous enveloppe métallique et de nouveaux disjoncteurs conventionnels intègrent les réducteurs de mesure électronique de courant et de tension qui viennent d’être développés. Cela permet d’envisager l’intégration de la surveillance d’état et de la commande électronique de l’appareillage dans un système totalement informatisé de contrôle-commande des postes à haute tension. On connaîtra à tout moment l’état de santé d’un appareil, ce qui facilitera l’exploitation du réseau, améliorera la politique de maintenance et augmentera encore la fiabilité et la disponibilité de l’appareillage. La diversité des études à mener (électrique, mécanique, électrostatique, magnétique, thermique, thermodynamique) donne beaucoup d’intérêt au travail de conception et de développement de l’appareillage électrique, intérêt que l’auteur aimerait faire partager aux lecteurs de cet article. L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension » fait l’objet de plusieurs fascicules : D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation. D 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des courants. D 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels. D 4 696 Annexes. Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres fascicules. L’article D 4 700 traite l’interruption des circuits alimentés en courant continu.

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___________________________________________________________________________________ APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1)

1. Généralités

— — — — —

L’appareillage électrique d’interruption à haute tension concerne les réseaux alimentés soit en courant alternatif sous des tensions supérieures à 1 000 V, soit en courant continu sous des tensions supérieures à 1 500 V.

son installation ; le type de matériel ; la température de service ; son utilisation ; sa technique de coupure.

2.1 Fonction

■ La parfaite maîtrise de l’énergie électrique exige de posséder tous les moyens nécessaires à la commande et au contrôle de la circulation du courant dans les circuits qui vont des centrales de production jusqu’aux consommateurs. Cette délicate mission incombe fondamentalement à l’appareillage électrique. Son rôle est d’assurer en priorité la protection automatique de ces circuits contre tous les incidents susceptibles d’en perturber le fonctionnement, mais aussi d’effectuer sur commande les différentes opérations qui permettent de modifier la configuration du réseau dans les conditions normales de service.

Le tableau 1 donne les symboles normalisés pour la représentation des appareils de connexion. (0)

Tableau 1 – Symboles normalisés pour la représentation des appareils de connexion

L’appareillage électrique permet d’adapter, à chaque instant, la structure du réseau aux besoins de ses utilisateurs, producteurs et consommateurs d’électricité, et de préserver, totalement ou partiellement, cette fonction en cas d’incident. C’est assez dire l’importance du rôle de l’appareillage électrique à haute tension pour la manœuvre et la protection du réseau. Il faut qu’il soit disponible à tout moment et puisse intervenir sans défaillance, au point de faire oublier qu’il existe.

Symbole

Désignation Sectionneur Sectionneur à deux directions avec position d’isolement médiane

■ Pour remplir ses fonctions avec fiabilité et disponibilité, il doit posséder de nombreuses aptitudes : — supporter des contraintes diélectriques dues à des ondes de chocs (dues à la foudre ou à la manœuvre d’appareils) ou à des tensions à fréquence industrielle ; — assurer le passage du courant permanent ou de court-circuit, sans échauffement excessif et sans dégradation des contacts ; — être capable de fonctionner dans des conditions atmosphériques défavorables : à haute ou à basse température, en altitude où la densité de l’air est plus faible, parfois sous forte pollution (pollution marine, vents de sables...) ; — supporter des séismes avec une accélération au sol égale à 0,2g ou 0,5g ; — et surtout, pour les disjoncteurs, être capable d’interrompre tous les courants inférieurs à son pouvoir de coupure (courants de charge et courants de court-circuit).

Interrupteur Interrupteur-sectionneur Contacteur Fusible dont l’extrémité qui, après fusion, demeure sous tension est indiquée par un trait renforcé

Interrupteur triphasé à ouverture automatique par l’un quelconque des fusibles à percuteur

On exige de lui une fiabilité presque parfaite, des opérations de maintenance légères et en nombre limité dans la mesure où ces interventions sont à la fois coûteuses et gênantes pour l’exploitation. Depuis plus d’un siècle, de nombreuses solutions techniques ont été conçues par les ingénieurs pour développer des appareillages électriques toujours plus performants et plus fiables. Comme nous le verrons, des techniques de coupure se sont imposées dans les domaines de la moyenne et de la haute tension (respectivement HTA et HTB). Elles ont permis d’obtenir les performances requises avec un nombre réduit de composants, un encombrement réduit, mais aussi avec une fiabilité qui n’a jamais cessé d’augmenter malgré un accroissement des contraintes imposées par le réseau, en particulier une augmentation des courants de court-circuit.

Disjoncteur Parafoudre 1

U 2

2. Classifications de l’appareillage

2.1.1

L’appareillage peut être classé en plusieurs catégories selon : — sa fonction ; — sa tension ; — sa destination ;

Varistance (parasurtenseur à oxyde de zinc par exemple) : 1 symbole normalisé 2 symbole couramment utilisé.

Sectionneurs

Ce sont avant tout des organes de sécurité utilisés pour ouvrir ou fermer un circuit lorsqu’il n’est pas parcouru par un courant, et prévus pour isoler, par rapport au reste du réseau, un ensemble de circuits, un appareil, une machine, une section de ligne ou de câble,

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1)

___________________________________________________________________________________

le réseau. À un disjoncteur est très généralement associée une « intelligence », système de protection et de relayage, détectant un défaut et élaborant des ordres au disjoncteur pour éliminer automatiquement le défaut ou pour remettre en service un circuit lorsque le défaut présente un caractère fugitif ou a été éliminé par un autre disjoncteur.

afin de permettre au personnel d’exploitation d’y accéder sans danger. En principe, les sectionneurs n’ont pas à interrompre de courants ; cependant, certains sectionneurs peuvent être amenés à couper des courants de transfert de barres (jusqu’à 1 600 A sous 10 à 300 V) et les sectionneurs de terre doivent être capables de couper les courants induits qui peuvent circuler dans les circuits hors tension par couplage capacitif et inductif avec les circuits adjacents sous tension (jusqu’à 160 A sous 20 kV).

2.1.2

Les disjoncteurs peuvent maintenant être équipés de matériels électroniques permettant à tout moment de connaître leur état (usure, pression de gaz pour la coupure...), ce qui permet à l’exploitant de programmer les opérations de maintenance et éventuellement de détecter, par des dérives de caractéristiques, et de prévenir un risque de défaillance. Ils peuvent aussi être équipés de dispositifs de synchronisation des ordres de fermeture et d’ouverture pour permettre de manœuvrer des lignes, des transformateurs, des réactances ou des condensateurs, sans provoquer de surtensions ou de courants d’appels susceptibles d’endommager les composants du réseau. Tous les types de relais et de systèmes de protection peuvent lui être associés pour assurer, dans les meilleures conditions, l’élimination des défauts qui surviennent dans les circuits qu’il protège.

Interrupteurs

Les interrupteurs sont des appareils destinés à établir et à interrompre un circuit dans des conditions normales de charge. Certains interrupteurs sont prévus pour remplir également les fonctions de sectionneur. Leurs performances sont limitées car, s’ils sont capables d’éliminer les surcharges sur le réseau, ils ne peuvent en aucun cas interrompre un courant de court-circuit.

2.1.3

2.1.6

Contacteurs

Les parafoudres sont des dispositifs statiques chargés de limiter, en un point donné du réseau, l’amplitude des surtensions qui peuvent se produire. La limitation de surtension est faite en écoulant l’énergie à la terre.

Les contacteurs ont un rôle comparable à celui des interrupteurs, mais ils sont capables de fonctionner avec des cadences très élevées.

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Ils possèdent une grande endurance électrique combinée avec une grande endurance mécanique. Ils sont généralement utilisés pour la commande de fours, de moteurs à haute tension ou d’équipements industriels divers qui nécessitent des manœuvres fréquentes.

Ces surtensions peuvent être soit d’origine atmosphérique, c’està-dire externes, soit consécutives à des manœuvres de l’appareillage ou à des phénomènes de résonance, auquel cas elles sont dites internes.

Ils ne peuvent jamais être utilisés comme sectionneurs et ne restent fermés que si leur bobine de commande est alimentée.

2.1.4

■ Les appareils les plus simples sont les éclateurs qui présentent cependant l’inconvénient de rester conducteurs après amorçage et nécessitent donc l’intervention d’un disjoncteur pour l’élimination du courant de défaut qui résulte de leur fonctionnement.

Coupe-circuit à fusibles

■ Les appareils plus perfectionnés, tels les parafoudres à oxyde métallique (ZnO par exemple) sans éclateur, sont connectés en permanence au réseau car ils sont pratiquement isolants à la tension assignée. En cas de surtension, leur résistance devient temporairement très faible, mais ils redeviennent automatiquement isolants dès que la tension retrouve sa valeur normale. Ce sont des appareils très précieux, car ils jouent un rôle d’écrêteur sans entraîner d’interruption de service.

Les fusibles permettent d’interrompre automatiquement un circuit parcouru par une surintensité pendant un intervalle de temps donné. L’interruption du courant est obtenue par la fusion d’un conducteur métallique calibré. Ils sont surtout efficaces pour la protection contre les courts-circuits, vis-à-vis desquels ils agissent, le plus souvent, en limiteurs de la valeur crête du courant de défaut. Ils sont assez souvent générateurs de surtensions à la coupure et exigent malheureusement d’être remplacés après chaque fonctionnement.

Les constituants élémentaires que nous venons de définir sont le plus souvent associés entre eux pour réaliser des fonctions plus complexes, en vue d’assurer la protection et la disponibilité d’un ensemble de circuits. Bien que les parafoudres ne fassent pas partie, à proprement parler, de l’appareillage, il nous paraît important de les décrire ici de manière succincte, car ils sont de plus en plus associés à l’appareillage pour : — limiter les surtensions en coupure de faibles courants inductifs (§ 2.7.3 et [D 4 692], § 5.2.1) ; — limiter les surtensions lors de l’enclenchement des lignes longues [D 4 692], § 5.5).

En régime triphasé, ils n’éliminent que les phases parcourues par un courant de défaut, ce qui peut présenter un danger pour le matériel et le personnel. Leur calibre doit être bien adapté pour éviter un fonctionnement intempestif en cas de surcharge momentanée. Pour pallier cet inconvénient potentiel, les fusibles peuvent être associés à des interrupteurs ou à des contacteurs avec lesquels ils constituent des combinés capables d’assurer la protection en cas de surcharges ou de court-circuits. Les combinés présentent, en outre, l’avantage d’interrompre en triphasé en cas de fusion d’un seul ou de deux fusibles.

2.1.5

Parafoudres

Disjoncteurs

2.2 Tension

Un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre des courants, sous sa tension assignée (tension maximale du réseau), dans les conditions normales de service et dans les conditions anormales spécifiées (court-circuit, discordance de phases...).

La norme internationale CEI 60694 distingue deux domaines :

C’est l’appareil de protection par excellence, capable d’une totale capacité d’intervention sans provoquer de surtension excessive sur

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— la moyenne tension qui concerne les tensions supérieures à 1 kV et inférieures à 50 kV ;

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Appareillage électrique d’interruption HT (partie 2) par

Denis DUFOURNET Membre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institut américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE) Chef de recherches Principes de coupure Alstom T&D (Transmission & Distribution)

1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7

Problèmes électriques ............................................................................ Contraintes diélectriques supportées par l’appareillage.......................... Contraintes climatiques .............................................................................. Influence de l’altitude .................................................................................. Isolants liquides ........................................................................................... Isolants gazeux ............................................................................................ Isolants solides ............................................................................................ Calculs de champ électrique .......................................................................

2. 2.1 2.2

Contraintes technologiques.................................................................. Contacts........................................................................................................ Étanchéité .....................................................................................................

— — —

8 8 9

3. 3.1 3.2 3.3

Échauffements .......................................................................................... Températures et échauffements à ne pas dépasser ................................. Détermination des échauffements en service continu ............................. Cas particuliers d’application .....................................................................

— — — —

10 10 10 11

4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

Arcs de puissance.................................................................................... Généralités ................................................................................................... Caractéristiques des arcs électriques......................................................... Principe de coupure et types de réamorçage............................................ Modélisation de l’arc ................................................................................... Interaction entre arc et mouvement des contacts ....................................

— — — — — —

11 11 11 12 13 15

5.

Établissement et coupure des circuits alimentés en courant alternatif..................................................................................................... Généralités ................................................................................................... Coupure des courants de charge normaux ............................................... Coupure des courants de court-circuit....................................................... Modification des conditions d’établissement et de coupure ................... Enclenchement des longues lignes............................................................

— — — — — —

15 15 16 19 22 24

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5

Pour en savoir plus ...........................................................................................

D 4 692 - 2 — 2 — 4 — 5 — 5 — 5 — 6 — 7

Doc. D 4698

ans ce fascicule, avant d’aborder le problème de la coupure, on rappellera les problèmes fondamentaux que doit maîtriser et résoudre un concepteur d’appareillage électrique d’interruption à haute tension HT. Ils sont de quatre types : — diélectriques, pour garantir le niveau d’isolement exigé pour l’appareil ; — échauffements, pour assurer que les limites admissibles de température et d’échauffement des pièces ne seront pas dépassées lorsque l’appareil conduira son courant assigné en service continu ; — contacts, pour définir des contacts et des modes d’assemblage tels que l’appareil soit capable d’assurer le passage du courant permanent sans

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 2)

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échauffement excessif, de supporter son courant de courte durée admissible et d’avoir le pouvoir de fermeture exigé ; — étanchéité : pour les appareils au SF6, il s’agit de minimiser les fuites vers l’atmosphère afin de limiter l’impact sur l’environnement et réduire le nombre de compléments de gaz à fournir pendant la durée de vie d’un appareil ; pour les disjoncteurs à vide, il faut bien sûr maintenir un niveau de vide suffisant qui permette de garantir les performances assignées de tenue diélectrique et de pouvoir de coupure. Les caractéristiques assignées des appareils ont été données dans la première partie de cet article. L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension » fait l’objet de plusieurs fascicules : D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation D 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des courants D 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels D 4 696 Annexes Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres fascicules. L’article D 4 700 traite l’interruption des circuits alimentés en courant continu.

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1. Problèmes électriques

— entre phases : Ur ; — entre phase et terre : U r ⁄ 3 ; — entre entrée et sortie : en dehors des courtes périodes de rétablissement de tension consécutives à une coupure, la tension appliquée est généralement égale à U r ⁄ 3 ; cependant, pour un appareil qui sépare deux réseaux hors synchronisme, cette tension peut atteindre 2 U r ⁄ 3 ; c’est un cas assez peu fréquent, sauf pour les disjoncteurs de groupe pour lesquels cette application de tension se produit à chaque couplage sur le réseau.

1.1 Contraintes diélectriques supportées par l’appareillage 1.1.1 Généralités

■ Surtensions temporaires

Tout appareil de connexion est appelé à supporter deux types de contraintes diélectriques pour garantir le niveau d’isolement assigné à l’appareil (cf. [D 4 690] § 3.3) : — des contraintes permanentes, dues à la tension de service du réseau ; — des contraintes occasionnelles, engendrées par des surtensions d’origine atmosphérique (chocs de foudre) ou produites par la manœuvre de l’appareillage (chocs de manœuvre).

Pendant une courte durée, il est possible que la tension du réseau dépasse la tension assignée des appareils. Ces surtensions temporaires sont provoquées, par exemple, par une surexcitation des alternateurs, par des délestages ou lors de la mise sous tension de longues lignes à vide dont l’extrémité est alors à un potentiel supérieur à celui de la source (effet Ferranti). Le tableau 2 du fascicule [D 4 690] donne, à titre d’exemple, la tension de tenue assignée de courte durée à fréquence industrielle pour les tensions assignées allant de 52 à 245 kV.

Ces tensions et surtensions doivent être supportées : — entre phase et terre, l’appareil étant ouvert ou fermé ; — entre phases, l’appareil étant ouvert ou fermé, — entre entrée et sortie, l’appareil étant ouvert.

La tension exigée pour un appareil à 245 kV est égale à 460 kV pour la pleine isolation. Cette valeur peut être justifiée de la manière suivante :

Chaque appareil doit supporter ces différentes contraintes dans toutes les conditions climatiques susceptibles de se produire. Elles sont particulièrement contraignantes pour le matériel d’extérieur qui doit posséder une tenue diélectrique suffisante sous pluie, en présence de brouillard, de condensation ou de pollutions diverses.

— la valeur crête maximale de la tension entre phase et terre en fonctionnement normal est égale à : 245 2 ------------------ = 200 kV 3

1.1.2 Contraintes à fréquence industrielle ■ Tension permanente

— la surtension maximale admissible est égale à 3,25 fois la valeur normale [cf. CEI 60071-1], soit :

La tension à fréquence industrielle qui est appliquée en permanence ne doit pas dépasser la tension assignée Ur de l’appareil (cf. [D 4 690] § 3.2). Les tensions maximales possibles sont donc :

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3,25 × 200 = 650 kV

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___________________________________________________________________________________ APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 2)

Pour tenir compte du fait qu’une borne peut être sous une tension instantanée de polarité opposée à celle à laquelle est appliquée l’onde de choc de foudre, la norme CEI 60694 spécifie, pour la tenue entre entrée et sortie et pour les tensions assignées supérieures à 245 kV, des essais combinés avec application d’une tension à fréquence industrielle sur une borne et une onde de choc de foudre sur l’autre borne.

— la valeur efficace correspondante de surtension maximale entre phase et terre est alors : 650 ---------- = 460 kV 2 Pour définir la valeur exigée sur la distance de sectionnement, on multiplie la valeur précédente par un facteur de sécurité 1,15, soit :

Pour les tensions assignées inférieures à 300 kV, la tension est appliquée sur une seule borne, mais la valeur spécifiée tient compte des conditions réelles avec présence possible de tension sur les deux bornes.

460 × 1,15 = 530 kV.

1.1.3 Contraintes lors de surtensions de chocs de foudre

Exemple : dans le cas d’un réseau de tension assignée Ur = 245 kV, la tension de tenue assignée aux chocs de foudre [cf. CEI 60071-1] est égale à :

Les surtensions d’origine atmosphérique pourraient atteindre des valeurs extrêmement élevées si elles n’étaient limitées par des parafoudres, des éclateurs ou, à défaut, par les isolateurs des lignes qui transitent ces surtensions.

245 2 245 × 3 ,47 + --------------------- = 1 050 kV 3 Le premier terme de cette expression ci-dessus représente l’isolation entre phase et terre.

Les surtensions dues à la foudre sont représentées en essai par une onde normalisée dont la durée de front est de 1,2 µs et la durée de décroissance jusqu’à mi-amplitude est égale à 50 µs (figure 1 a).

Pour les réseaux à 362 kV, 550 kV et 800 kV, le facteur multiplicatif de Ur dans ce terme est réduit respectivement à 3,25, 2,82 et 2,62 pour tenir compte du fait qu’un niveau de protection plus bas est possible grâce à l’utilisation de parafoudres performants [20].

L’amplitude de cette onde a été fixée par les normalisateurs à partir des règles de coordination d’isolement (cf. [D 4 750] Lignes et postes : choix et coordination des isolements) qui imposent une marge convenable entre les tensions de tenue des appareils et les tensions qui sont limitées par les dispositifs de protection contre les surtensions.

1.1.4 Contraintes en surtensions de manœuvre Les surtensions de manœuvre sont provoquées par des changements brusques de la configuration du réseau dus soit à la manœuvre d’appareils tels que disjoncteur ou interrupteur, soit à la fusion d’un coupe-circuit. Les plus hautes surtensions apparaissent lors de l’enclenchement et du réenclenchement de lignes de transport [CIGRE WG 13-02].

u UP 1 0,9

L’amplitude de ces surtensions dépend des caractéristiques du réseau et de celles de l’appareillage. Il est possible de les contrôler et de les réduire en agissant sur le réseau (parafoudres au départ des lignes, compensation par réactances shunts) ou sur les disjoncteurs (insertion de résistances à la fermeture, manœuvres synchronisées).

0,5 0 ,3 0

Les surtensions de manœuvre sont représentées en essai par une onde normalisée dont la durée de front est de 250 µs et la durée de décroissance jusqu’à mi-amplitude est égale à 2 500 µs (figure 1 b).

t

1,2 µs 50 µs

Des tensions de tenue assignée aux chocs de manœuvre sont spécifiées uniquement pour des tensions assignées supérieures à 245 kV. En effet, pour des tensions assignées inférieures ou égales à 245 kV, les distances d’isolement sont déterminées par la tenue aux chocs de foudre. Les normes définissent l’amplitude de l’onde, en fonction de la tension assignée, dans les trois cas suivants : — entre phases ; — entre phase et terre ; — entre entrée et sortie.

a onde de choc de foudre u US 1 0,9

■ La tension de tenue entre phases est spécifiée par la norme CEI 60071-1.

0,5

Exemple : pour un appareil de tension assignée 420 kV, elle est égale à 1,5 fois la valeur spécifiée entre phase et terre, soit :

0

1,5 × 950 = 1 425 kV.

t

250 µs

■ La tension de tenue assignée entre phase et terre est égale à U r 2 ⁄ 3 multipliée par un facteur k égal à 3,2, 2,6 et 2,18 respectivement pour des réseaux 362 kV, 550 kV et 800 kV. Cette décroissance du facteur multiplicatif se justifie par le fait que, en très haute tension, pour des raisons économiques, le niveau de protection est plus proche des valeurs en service normal grâce à l’utilisation de parafoudres performants. Cela signifie que la tension de crête du réseau en service normal (hors défaut) est U r 2 ⁄ 3 . En

2 500 µs

b onde de choc de manœuvre UP et US sont les notations normalisées pour les valeurs maximales Figure 1 – Formes d’onde de choc de foudre et de manœuvre

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 2)

___________________________________________________________________________________

1.2.1 Influence de la pluie sur la tension d’amorçage

cas de défaut (choc de foudre...), des dispositifs de protection limitent la tension à kU r 2 ⁄ 3 ; le niveau de protection est proche si k ≈ 1.

La rigidité de l’air, considérée sur de grandes distances, n’est pratiquement pas influencée par la pluie.

■ Pour tenir compte du fait qu’une borne peut être sous une tension instantanée de polarité opposée à celle à laquelle est appliquée l’onde de choc de manœuvre, la norme CEI 60694 spécifie, pour la tenue entre entrée et sortie, des essais combinés avec application d’une tension à fréquence industrielle sur une borne et une onde de choc de manœuvre sur l’autre borne.

■ La tension d’amorçage des isolateurs est, par contre, réduite du fait du ruissellement de l’eau sur leur surface. Cette eau, qui contient très peu de sels minéraux, est peu conductrice. Sa résistivité est en général très supérieure à 10 000 Ω · cm qui est la valeur retenue pour les essais de type sous pluie.

Exemple : une tension de tenue de :

Pour éviter le ruissellement de l’eau sur toute la surface des isolateurs et augmenter leur tenue diélectrique, on les munit d’ailettes qui favorisent la présence de zones peu humides. Les ailettes permettent, en outre, d’augmenter la ligne de fuite des isolateurs et donc la tenue sous pollution (cf. § 1.2.2).

2 1 100 + 800 --------- = 1 100 + 650 kV 3 est exigée pour un appareil de tension assignée Ur = 800 kV. Cette valeur correspond à une surtension de manœuvre sur une borne de 1 100 kV, soit par rapport à la tension maximale en service normal :

La pluie affecte surtout la tenue à fréquence industrielle et la tenue aux chocs de manœuvre (polarité négative de tension).

1 100 ----------------------------------- = 1 ,68 p.u. 800 2 ⁄ 3

■ Chacun sait qu’il n’existe pas un seul type de pluie et que son intensité et son inclinaison peuvent varier fortement. Pour assurer une certaine répétitivité des essais et garantir que des essais comparables soient faits dans les nombreux laboratoires à haute tension mondiaux, les normalisateurs ont retenu un débit de 1 à 1,5 mm de hauteur d’eau par minute sur une surface horizontale et une inclinaison à 45˚.

l’autre borne étant la valeur de crête de la tension à fréquence industrielle.

Par ailleurs, l’expérience a montré que les conditions d’aspersion de la pluie devaient aussi être définies de manière précise pour garantir la répétitivité des résultats d’essais.

1.1.5 Tension d’apparition d’effluves

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Des effluves ne doivent pas se produire de façon permanente en service, car elles donnent lieu à une perforation diélectrique locale de l’air, qui, d’une part, provoque la formation d’ozone et d’acide nitrique et, d’autre part, est la source d’émission d’ondes hertziennes à fréquences élevées.

1.2.2 Influence de la pollution L’appareillage peut être soumis à une pollution d’origine diverse (fumées, installations industrielles, cimenteries, produits chimiques...) et à la salinité de l’eau de mer. Les dépôts qui en résultent, combinés à une présence d’humidité, de condensation ou de pluie légère, entraînent une réduction parfois importante de la tenue diélectrique des isolateurs qui peut conduire à leur contournement sous la tension de service.

Si ces effluves se produisent dans des zones confinées, il en résulte une détérioration de l’isolation à plus ou moins longue échéance, sous l’action de l’ozone et de l’acide nitrique, ce qui conduit inévitablement à un amorçage final. Dans le cas d’isolants en matière organique, ce phénomène intervient même dans des zones bien ventilées, car il se produit une carbonisation sous la forme bien caractéristique d’arborescences qui se développent progressivement.

Un des moyens utilisés pour augmenter la tenue sous pollution des isolateurs consiste à accroître la ligne de fuite, soit en augmentant leur hauteur, soit en les munissant d’ailettes (§ 1.2.1). On rappelle qu’une ligne de fuite est la distance mesurée le long de la surface d’un isolant entre une pièce sous tension et la masse, ou entre deux pièces sous tension. Dans les zones à pollution normale, une ligne de fuite de 16 mm/kV de tension assignée est requise. Une ligne de fuite de 25 mm/kV est nécessaire pour les zones à forte pollution.

Enfin, dans le cas où les effluves se produisent sur des pièces métalliques, elles génèrent des perturbations inadmissibles pour les liaisons radioélectriques. Pour toutes ces raisons, il est nécessaire de s’assurer qu’il n’apparaît pas d’effluves sur l’appareillage pour des tensions inférieures à 1 ,1 U r ⁄ 3 .

Des essais de tenue sous brouillard salin sont pratiqués dans certains laboratoires pour tester la tenue des appareils prévus pour fonctionner en bordure de mer. Des essais sur site sont parfois faits par les constructeurs pour éprouver de nouvelles technologies.

En pratique, un contrôle visuel, effectué dans l’obscurité, permet de vérifier l’absence d’effluves visibles, donc d’assurer que le niveau de perturbation ne dépassera pas la valeur maximale admissible.

1.2.3 Influence de l’humidité et de la condensation Pour l’appareillage de type intérieur, l’utilisation d’isolants organiques tend à se généraliser dans les réseaux de distribution, jusqu’à 24 kV. Lors de variations rapides de la température, de la condensation peut se produire sur le matériel si des dispositions (chauffage, ventilation) ne sont pas prises. Le constructeur doit donc choisir des matériaux isolants de qualité convenable et prévoir des lignes de fuite suffisantes.

1.2 Contraintes climatiques Certaines contraintes climatiques, qui ne sont pas sévères par elles-mêmes pour l’appareillage, se superposent aux contraintes diélectriques et peuvent rendre le matériel vulnérable aux surtensions à fréquence industrielle ou aux chocs de manœuvre. Il s’agit essentiellement de la pluie, de l’humidité, des condensations et des pollutions diverses.

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Des essais de chaleur humide comprenant des cycles de condensation et d’évaporation sont effectués pour vérifier la bonne tenue des appareils en cas de variations importantes de la température et

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de l’humidité. Ces essais sont couramment effectués par EDF pour l’homologation de l’appareillage.

huile, on recommande aussi de rincer à l’huile propre les surfaces isolantes afin de les débarrasser de dépôts éventuels.

1.3 Influence de l’altitude

1.5 Isolants gazeux

La tenue diélectrique externe d’un appareil à isolement dans l’air dépend de la densité de l’air et donc de l’altitude du lieu où il est installé. Les valeurs des essais diélectriques de type tiennent compte d’une installation possible jusqu’à 1 000 m.

Le lecteur pourra se reporter aux articles [D 2 530] Gaz isolants et [D 2 540] Isolation sous vide.

1.5.1 Air à la pression atmosphérique

Pour des applications particulières où il est prévu d’installer un appareil au-dessus de 1 000 m, il y a lieu d’augmenter les tensions d’essais afin de conserver la même sécurité de fonctionnement en service [CEI 60060-1].

L’air à la pression atmosphérique est un des isolants gazeux les plus utilisés pour l’appareillage électrique à haute tension. En effet, l’isolation externe des appareils « ouverts », des traversées isolantes du matériel sous enveloppe métallique ou des disjoncteurs « dead tank » pour le raccordement aux lignes aériennes, est faite dans l’air à la pression atmosphérique.

En faisant l’hypothèse que la pression barométrique varie, en fonction de l’altitude H (en mètres) comme e−H, les tensions d’essais doivent être multipliées par le facteur de correction suivant :

La rigidité de l’air à la pression p de 101,3 hPa et à la température T de 25 ˚C est sensiblement égale, en valeur maximale, à 30 kV/cm soit, pratiquement, en valeur efficace, à 21 kV/cm. Elle est proportionnelle à la pression et inversement proportionnelle à la température en kelvins.

Kalt = em(H − 1 000)/8 150 avec

m=1

pour les essais à fréquence industrielle, choc de foudre et choc de manœuvre entre phases,

m = 0,9

pour les essais de choc de manœuvre entre entrée et sortie,

Pour les appareils installés en altitude, il est nécessaire de tenir compte de la réduction de la rigidité de l’air pour définir la « ligne d’étincelle » (distance dans l’air entre pièces sous tension ou entre une pièce sous tension et la terre) des isolateurs extérieurs (cf. [D 4 694]).

m = 0,75 pour les essais de choc de manœuvre par rapport à la terre.

1.4 Isolants liquides

1.5.2 Air comprimé La tension disruptive de l’air, au-dessus de la pression atmosphérique, augmente en fonction de la pression.

L’huile minérale a pendant longtemps été utilisée comme isolant dans l’appareillage électrique (cf. article [D 230] Huiles et liquides isolants). Bien que la production de disjoncteurs à huile soit maintenant terminée, de très nombreux appareils sont actuellement en service dans les réseaux à haute tension.

L’air comprimé a donc été utilisé pendant longtemps non seulement comme fluide de coupure, mais aussi pour l’isolation des parties actives de disjoncteurs. En employant de l’air comprimé, entre 15 et 50 bar, il a été ainsi possible de réduire fortement la distance entre les contacts d’une chambre de coupure. Pour cette utilisation, l’air doit être sans huile et bien séché.

Les propriétés diélectriques de l’huile minérale, lorsqu’elle est très pure, sont excellentes. C’est le cas notamment quand elle est utilisée dans des matériels tels que les transformateurs ou les condensateurs. Dans le cas des disjoncteurs, l’huile est soumise à l’action de l’arc électrique et renferme de l’humidité, car ces appareils ont des orifices de communication avec l’atmosphère. Pour cette utilisation, l’huile contient donc, outre humidité, des poussières diverses telles que des particules de carbone.

1.5.3 Hexafluorure de soufre On pourra se reporter aux articles [D 4 705] Techniques de coupure en moyenne tension et [D 4 590] Postes sous enveloppe métallique PSEM pour les caractéristiques générales du SF6.

La tenue diélectrique de l’huile est très influencée par l’humidité et ces particules lorsque les distances entre pièces sous tension sont faibles. Lorsque les distances sont grandes, comme dans le cas des disjoncteurs à haute tension, la tenue diélectrique est beaucoup moins influencée, ce qui permet d’obtenir les tenues diélectriques exigées par les normes (CEI 60694). En effet, dans le cas de faibles distances, et sous l’action d’un champ électrique uniforme, les poussières et les gouttelettes d’eau forment des chaînes conductrices qui favorisent l’amorçage. Lorsque les distances sont plus grandes, et dans un champ non uniforme, les particules sont attirées vers les conducteurs sans former de chaînes conductrices, le milieu interélectrodes se trouve ainsi progressivement nettoyé.

Dans les conditions normales de pression et de température, l’hexafluorure de soufre [13], [14] est un gaz incolore, inodore, inerte et incombustible. Sa densité est élevée du fait de sa masse moléculaire importante (146,07 g). Ce sont ses excellentes propriétés chimiques, diélectriques et thermiques qui ont conduit à son utilisation comme agent d’isolation et d’extinction de l’arc. ■ Stabilité chimique Le SF6 n’attaque aucun matériau lorsque la température est inférieure à 500 ˚C. S’il subit une dissociation à haute température, ce phénomène est presque entièrement réversible et la quantité de produits de décomposition, qui se forment pendant une coupure, est négligeable.

L’humidité et les poussières sont surtout néfastes parce qu’elles peuvent se déposer à la surface des isolants et même, dans le cas d’isolants organiques (cf. § 1.6.3), imprégner les couches superficielles de l’isolant, compromettant ainsi leur tenue diélectrique.

La coupure donne des oxyfluorures de soufre (SOF4, SOF2, SO2F2), des fluorures « inférieurs » (HF, SF2, SF4...) et des fluorures métalliques (WF2) qui se déposent sous la forme de poudres blanches ne perturbant pas la tenue diélectrique de l’appareillage. Les produits de décomposition du SF6 sont facilement adsorbés par du tamis moléculaire (cf. figure 7).

Pour ces raisons, il est indispensable de surveiller l’état de l’huile de l’appareillage et de renouveler celle-ci en fonction du nombre de coupures effectuées par l’appareil. Pour l’entretien des appareils à

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Appareillage électrique d’interruption HT (partie 3) par

Denis DUFOURNET Membre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institut américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE) Chef de recherches Principes de coupure ALSTOM T & D (Transmission & Distribution)

1.

Disjoncteurs à haute tension ...............................................................

2.

Sectionneurs .............................................................................................

—

11

3.

Matériel hybride : disjoncteur-sectionneur ......................................

—

12

4.

Essais de type ...........................................................................................

—

12

5.

Autres essais de l’appareillage ............................................................

—

20

6.

Laboratoires d’essais ..............................................................................

—

21

7.

Contrôle du fonctionnement en service............................................

—

22

8.

Perspectives et conclusion ...................................................................

—

24

Pour en savoir plus ...........................................................................................

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Doc. D 4698

ans ce fascicule, on verra, tout d’abord, le dimensionnement et la constitution des disjoncteurs à haute tension, une présentation succincte des sectionneurs à haute tension et des matériels de sous-stations compactes. On décrira, ensuite, les différents types d’essais de l’appareillage électrique et les principaux laboratoires d’essais. L’empirisme qui prévalait il y a vingt ans est maintenant révolu ; il est fait largement appel aux programmes de calcul pendant la phase de dimensionnement des disjoncteurs SF6 et, aussi, pendant la phase d’essais pour affiner les paramètres du calcul et extrapoler les résultats d’essais à d’autres conditions de fonctionnement. Cependant la vérification des performances en vraie grandeur, dans un laboratoire d’essais de puissance, reste indispensable pour valider les paramètres définis pendant la préétude et élaborer les rapports d’essais de type (ou certificats). Enfin, on terminera par une présentation de la surveillance d’état de l’appareillage et des techniques de diagnostic, puis des considérations environnementales qui concernent tout particulièrement les appareils au SF6. L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension » fait l’objet de plusieurs fascicules : D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation. D 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des courants. D 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels. D 4 696 Annexes. Doc. D 4 698 Pour en savoir plus. Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres fascicules. L’article D 4 700 traite l’« interruption des circuits alimentés en courant continu ».

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 3)

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1. Disjoncteurs à haute tension

ture de gaz...) et les simulations électriques (résistance et tension d’arc, tension rétablie...). Des programmes de calcul sont utilisés pour étudier le fonctionnement à vide et en coupure. Un modèle d’arc et les critères de coupure incorporés dans certains de ces programmes permettent d’étudier la coupure au passage par zéro du courant et donc de déterminer la plage de coupure théorique (durées d’arc minimales et maximales).

Depuis le début du XXe siècle, de nombreuses techniques ont été mises au point pour interrompre le courant. Nous ne décrirons ici que les plus récentes qui utilisent l’air comprimé et le SF6 comme agent de coupure. Ces techniques ont supplanté la coupure dans l’air atmosphérique ou l’huile qui étaient utilisées auparavant.

La coupure de courants capacitifs peut être étudiée à l’aide de programmes de calculs combinés d’écoulement gazeux et de champ électrique qui permettent d’établir s’il y a un risque de réamorçage pour des conditions données de coupure (cf. [D 4 692] § 4.3) [25] [46].

La technique de coupure dans l’huile a été longtemps utilisée pour les disjoncteurs MT et HT. Elle a permis de répondre de manière économique à la plupart des besoins des réseaux jusqu’à la fin des années 1970. À l’époque, les grands pouvoirs de coupure ne pouvaient être obtenus qu’avec les disjoncteurs à air comprimé.

Ce type de programme est aussi utilisé pour simuler la phase de fort courant en coupure de court-circuit. Dans ce cas, il permet de calculer les champs de température, de pression et de densité en tout point d’une chambre de coupure, tout en tenant compte du déplacement de la partie mobile. Il sert soit à déterminer les caractéristiques du gaz dans le volume d’expansion et dans la buse de soufflage, soit à étudier l’échappement du gaz de soufflage en aval de la buse ou du contact d’arc mobile.

Par la suite, le SF6 a été préféré comme agent de coupure en raison des limites des disjoncteurs à huile en coupure de courants capacitifs et des inconvénients liés à l’inflammabilité de l’huile et de sa carbonisation par l’arc. La difficulté de réalisation d’ampoules à vide ayant une tenue diélectrique suffisante pour la haute tension explique que l’utilisation du vide comme milieu de coupure est restée limitée aux applications MT (cf. [D 4 705] Techniques de coupure en moyenne tension).

■ L’art du concepteur de disjoncteur consiste à donner des valeurs optimales aux différents paramètres de coupure afin d’obtenir les performances assignées à l’appareil, avec un encombrement et une énergie de manœuvre aussi réduits que possible, mais suffisants pour conserver une marge de sécurité tenant compte des dérives potentielles des caractéristiques lors de la production.

Avant de rappeler les différents types de disjoncteurs actuellement encore en service dans l’industrie, nous voyons tout d’abord quelques règles et critères qui sont utilisés pour le dimensionnement des disjoncteurs.

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Suivant le cas, ces critères de dimensionnement sont : — des formules issues de la modélisation d’arc (cf. [D 4 692] § 4.4.3) ; — des valeurs limites de gradient de tension maximal à ne pas dépasser pour assurer la tenue diélectrique ; — des valeurs limites de température de gaz lorsque celui-ci est utilisé pour le soufflage ; — des règles empiriques obtenues en combinant des connaissances sur la physique de l’arc, des résultats expérimentaux et un peu de bon sens ; — des règles de dimensionnement des pièces conductrices du courant permettant de ne pas dépasser les limites d’échauffement admissibles ; — une valeur d’énergie maximale pouvant être dissipée dans une résistance de fermeture...

1.1 Dimensionnement Le dimensionnement d’un disjoncteur est un travail complexe. On rappelle que le disjoncteur est le seul appareil qui possède un pouvoir de coupure en court-circuit, ce qui rend son dimensionnement très délicat, car il y a davantage de contraintes à prendre en compte. ■ Il s’agit de déterminer un ensemble de paramètres qui permet d’obtenir les cinq principaux types de performance en coupure : — de défaut aux bornes à 100 % du pouvoir de coupure ; — de défaut aux bornes à 10 %, 30 % et 60 % du pouvoir de coupure ; — de défaut en ligne à 90% du pouvoir de coupure ; — de discordance de phases à 25% du pouvoir de coupure ; — de courants capacitifs des lignes à vide (câbles à vide, batteries de condensateurs).

Dans ce domaine, comme dans d’autres domaines techniques, il n’y a pas toujours unicité de point de vue quant à la validité des critères. En fin de compte, c’est la comparaison avec les résultats expérimentaux qui permet de valider les critères de dimensionnement.

En pratique, il faut définir une géométrie de zone de coupure et les caractéristiques de la commande qui permettent d’avoir les performances exigées avec le meilleur compromis possible entre ces différentes exigences de coupure.

1.2 Disjoncteurs à huile

Dans le cas d’un défaut proche en ligne, il existe des liens entre : — les contraintes de coupure (di /dt, du/dt, uc) ; — les facteurs qui influent sur la coupure (surpression, température et débit de gaz...) ; — les paramètres d’une chambre de coupure et de la commande (volume de soufflage, diamètre de buse, pression de remplissage en gaz, vitesse d’ouverture, énergie de manœuvre, masse mobile, perte d’énergie par frottement...).

Dans un disjoncteur à huile (cf. [D 4 692] § 1.4), l’arc décompose celle-ci en formant des gaz constitués principalement d’hydrogène (70 %) et d’acétylène (20 %). L’énergie d’arc étant consommée par la vaporisation et la décomposition de l’huile, l’arc se refroidit et s’interrompt au voisinage du passage par zéro du courant. La haute conductivité thermique de l’hydrogène permet de refroidir énergiquement l’arc, ce qui favorise une régénération diélectrique très rapide du milieu interélectrodes.

Il y a lieu, par ailleurs, de s’assurer que les paramètres définis pour la coupure sont bien compatibles avec les exigences de tenue diélectrique entre entrée et sortie et de coordination des tenues diélectriques entre contacts d’arc et contacts permanents.

■ Disjoncteurs à gros volume d’huile Les premiers disjoncteurs à huile à haute tension furent des disjoncteurs à gros volume d’huile qui comportaient deux éléments de coupure en série par pôle, placés dans une cuve métallique (figure 1). Ce sont les précurseurs des disjoncteurs Dead Tank actuels (cf. [D 4 690] § 2.5). Suivant les technologies utilisées, l’arc se développait soit librement dans la cuve, soit en étant enfermé dans un pot de coupure qui avait pour objet de limiter la longueur

■ Les nombreuses interactions qui existent entre les différents facteurs/paramètres nécessitent l’utilisation de programmes de calcul qui intègrent à la fois les simulations mécaniques (vitesse, courbe de déclenchement...), thermodynamiques (surpression, tempéra-

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___________________________________________________________________________________ APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 3)

Organe de manœuvre Traversée isolante

Cuve métallique

Cylindre isolant Contact fixe Pot de coupure Contact mobile

Figure 1 – Disjoncteur à gros volume d’huile

Figure 3 – Disjoncteur à faible volume d’huile Contact fixe

Des disjoncteurs de ce type ont eu des applications en haute tension jusqu’à 765 kV avec un pouvoir de coupure pouvant atteindre 50 kA, à condition de disposer d’un nombre suffisant de chambres de coupure en série par pôle (par exemple 6 chambres par pôle de disjoncteur 420 kV). La figure 3 donne un exemple de réalisation d’un appareil à faible volume d’huile. ■ L’arrêt de la fabrication des disjoncteurs à huile et leur disparition progressive dans les réseaux HT peuvent s’expliquer par : — les risques d’incendie en cas de non-coupure par ce type d’appareil ; Contact mobile

a soufflage axial

— la difficulté rencontrée pour l’entretien et la remise en état après coupure ; b soufflage transversal

— les performances limitées en coupure de courants capacitifs et de défaut aux bornes.

c soufflage mixte

Figure 2 – Pots de coupure des disjoncteurs à faible volume d’huile

1.3 Disjoncteurs à air comprimé

d’arc et de favoriser son refroidissement par la production de jets de gaz sous pression.

L’air comprimé (cf. [D 4 692] § 1.5.2) possède une rigidité diélectrique élevée et de bonnes caractéristiques thermiques qui permettent d’obtenir un refroidissement rapide de l’arc au voisinage du passage par zéro du courant.

Ces appareils ont eu des applications en haute tension jusqu’à 345 kV. ■ Disjoncteurs à faible volume d’huile

Les disjoncteurs à air comprimé utilisent l’écoulement de l’air à travers des tuyères pour refroidir l’arc et obtenir sa désionisation (figure 4). Les pouvoirs de coupure les plus élevés exigés ont pu être atteints en augmentant la pression (30 à 50 bar).

Ces disjoncteurs ont été conçus pour réduire la quantité d’huile utilisée, les efforts de réaction au sol et les dangers d’incendie des appareils à gros volume d’huile. Ce sont des appareils à isolement dans l’air (cf. [D 4 690] § 2.5) où l’arc est contenu dans un pot de coupure (figure 2) qui permet de réduire la durée d’arc et l’énergie transmise au volume d’huile. Ce sont les précurseurs des disjoncteurs à autosoufflage car l’énergie d’arc est utilisée pour générer la surpression nécessaire au soufflage et à l’extinction de l’arc.

La dernière génération de disjoncteurs de ce type comporte des pôles entièrement et en permanence sous pression (figure 5). Les tuyères sont métalliques et à double soufflage. Les valves situées en aval des tuyères sont manœuvrées par des tringles. Cette disposition a permis de réduire la durée de coupure à deux cycles à 60 Hz

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 3)

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1.4 Disjoncteurs au SF6 Historique Bien que les excellentes qualités diélectriques du SF6 étaient connues dès 1938 (cf. [D 4 692] § 1.5.3), la révélation des propriétés exceptionnelles du SF6 pour l’interruption d’un courant a été faite dans le brevet de H.J. Lingal, T.E. Browne et A.P. Storm déposé aux États-Unis le 19 Juillet 1951 [13]. La première application industrielle du SF6 pour la coupure date de 1953 ; il s’agissait d’interrupteurs en charge à haute tension (15 à 161 kV) dont le soufflage autopneumatique permettait de couper 600 A. La première réalisation d’un disjoncteur SF6 à haute tension a été faite en 1956 par Westinghouse mais le pouvoir de coupure était alors limité à 5 kA sous 115 kV (1 000 MVA) et cet appareil comportait 6 chambres de coupure en série par pôle. Dans le même temps, en 1957, les Ateliers de Constructions électriques de Delle ont réalisé un disjoncteur 23 kV, 250 MVA, de type FRUR, pour cellules de distribution, puis un disjoncteur Dead Tank pour locomotive 25 kV, 200 MVA autopneumatique à buse isolante [7]. Il faut attendre 1959 pour voir la production par Westinghouse du premier disjoncteur SF6 à grand pouvoir de coupure 41,8 kA sous 138 kV (10 000 MVA) et 37,6 kA sous 230 kV (15 000 MVA). Ce disjoncteur tripolaire du type Dead Tank comprenait 3 chambres de coupure en série par pôle et fonctionnait avec une pression relative de SF6 de 13,5 bar pour le soufflage et de 3 bar pour assurer la tenue diélectrique. Des performances intéressantes étaient déjà obtenues grâce aux hautes pressions utilisées ; cependant, ces appareils présentaient le risque de liquéfaction du SF6 pour des températures inférieures à 5 ˚C, il fallait donc prévoir un maintien en température du réservoir à haute pression. Les très bonnes propriétés du SF6 décrites en [D 4 692] ont entraîné l’extension de la technique SF6 au cours des années 1960 et son utilisation pour le développement de disjoncteurs à fort pouvoir de coupure sous des tensions de plus en plus élevées allant jusqu’à 765 kV [3]. Le développement des réseaux à très haute tension et la nécessité de faire pénétrer les réseaux à l’intérieur des agglomérations et des zones industrielles ont entraîné la conception de nouveaux types de postes à encombrement réduit du type « blindé » ou « sous enveloppe métallique ». Une forte réduction de l’encombrement n’est possible qu’en substituant à l’air un gaz, tel que le SF6, possédant de très bonnes propriétés diélectriques, ce gaz devant être nécessairement contenu dans des enveloppes métalliques au potentiel de la masse. On en arrive tout naturellement à la conception des postes blindés au SF6. L’application de cette technique en haute tension a permis de réaliser, dès 1966, le premier poste prototype expérimental blindé à 220 kV, installé au Plessis-Gassot (près de Paris), et le premier disjoncteur autopneumatique F 14, mis en service en 1969 au poste de Vaise (Lyon).

Figure 4 – Tuyères de disjoncteurs à air comprimé : différents schémas

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Figure 5 – Disjoncteur à air comprimé à haute tension

(16,7 ms), ce qui est nécessaire en très haute tension pour maintenir la stabilité du réseau en cas de défaut. Les disjoncteurs à air comprimé exigent un entretien régulier, en particulier des stations de compression.

1.4.1 Disjoncteurs à soufflage autopneumatique

Ils ont gardé pendant longtemps le monopole des hautes performances (pouvoir de coupure jusqu’à 100 kA en haute tension, coupure en deux cycles, surtensions réduites grâce à l’utilisation de résistances d’ouverture et de fermeture).

Le principe du soufflage autopneumatique s’est développé au cours des années 1970 et au début des années 1980 pour répondre aux spécifications les plus difficiles et aboutir au développement d’appareils de plus en plus performants [126].

La technique de coupure à air comprimé est bien adaptée aux fonctionnements à très basse température, car il n’y a pas de risque de liquéfaction du gaz de coupure. Pour cette raison, ces disjoncteurs sont encore largement utilisés au Canada.

Dans le fascicule [D 4 692], la figure 7 rappelle de manière schématique le principe de coupure de ces appareils. ■ Pendant la manœuvre de déclenchement, le disjoncteur produit lui-même la compression du gaz nécessaire au soufflage de l’arc. Le déplacement relatif du cylindre de soufflage par rapport au piston fixe crée une surpression dans le cylindre qui s’évacue à l’intérieur de la buse et refroidit l’arc.

Cette technique de coupure est actuellement la seule utilisée pour les disjoncteurs de générateurs à très fort pouvoir de coupure (275 kA sous 36 kV).

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— un temps de coupure correspondant à 2 ou 2,5 cycles à fréquence industrielle ; — une grande endurance électrique qui permet de garantir une durée de vie d’au moins 25 ans ; — une réduction de l’encombrement possible avec les postes sous enveloppe métallique MT et HT ; — la possibilité d’équiper les chambres de résistances de fermeture ou d’effectuer des manœuvres synchronisées ; — la sécurité de fonctionnement ; — un faible niveau de bruit.

Condensateur Résistance à fermeture

Chambre

Une simplification accrue des disjoncteurs SF6 à haute tension a été obtenue en intégrant le dispositif d’insertion de résistance de fermeture à l’intérieur de la chambre de coupure [94]. Dans ce cas, la résistance est située à l’extrémité de la chambre, à l’intérieur d’une enveloppe métallique mais isolée de celle-ci par le SF 6 contenu dans le pôle (figure 6). La réduction du nombre de chambres de coupure a entraîné une grande simplification des appareils par la diminution du nombre de pièces en mouvement, du nombre de joints d’étanchéité... Il en a donc résulté une amélioration de la fiabilité des appareils qui est venue s’ajouter à l’augmentation déjà signalée du pouvoir de coupure.

Colonne

1.4.2 Disjoncteurs à autosoufflage La période 1984-2000 a été marquée par le fort développement des moyens de calcul et de modélisation des disjoncteurs au SF6, avec, par voie de conséquence, la réalisation de nouveaux appareils à faible énergie de manœuvre caractérisés notamment par l’utilisation importante de l’énergie d’arc pour la coupure. Amortisseurs

■ L’autosoufflage s’est substitué en grande partie au soufflage autopneumatique pour la coupure des forts courants, la coupure des courants faibles étant toujours obtenue dans la majorité des cas par un soufflage autopneumatique [9]. La figure 7 montre que, pendant la phase de fort courant, l’arc amorcé entre les contacts fixes et mobiles transmet une grande partie de son énergie au volume d’expansion thermique Vt. Au passage par zéro du courant, la surpression ainsi créée se vidange à travers la buse isolante et à l’intérieur du contact mobile. Ce double soufflage permet de refroidir et d’interrompre efficacement l’arc. Pour la coupure des courants faibles, un soufflage autopneumatique d’appoint est effectué dans le volume Vp, le gaz comprimé venant souffler l’arc par l’intermédiaire du volume Vt.

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Figure 6 – Disjoncteur 800 kV-40 kA avec résistances de fermeture

Ces chambres de coupure sont dites à double soufflage, car le refroidissement de l’arc nécessaire à son extinction est obtenu par un premier soufflage, exercé vers le haut à l’intérieur de la buse isolante et par un second, dirigé vers le bas à l’intérieur du contact d’arc mobile.

■ Une évolution des chambres de coupure à autosoufflage a consisté à introduire un clapet entre le volume d’expansion et le volume de compression [124]. Ce principe est illustré par la figure 8. ● En coupure de faibles courants, le clapet s’ouvre sous l’effet de la surpression générée dans le volume de compression. Le soufflage de l’arc s’effectue comme dans un disjoncteur à soufflage autopneumatique (§ 1.4.1), grâce à la compression de gaz obtenue par pistonnage. ● Dans le cas d’une coupure de forts courants, l’énergie d’arc produit une forte surpression dans le volume d’expansion, ce qui entraîne la fermeture du clapet et isole le volume d’expansion du volume de compression. La surpression nécessaire à la coupure est obtenue par une utilisation optimale de l’effet thermique et de l’effet bouchon produit lorsque la section de l’arc réduit de manière significative l’échappement du gaz dans la buse.

■ La mise au point de nouvelles générations de disjoncteurs au SF6 très performantes a entraîné la suprématie de ces appareils dans la gamme 7,2 kV à 245 kV. À partir de 1983 la réalisation des disjoncteurs à 245 kV monocoupure, et des appareils correspondants à 420 kV, 550 kV et 800 kV, a conduit à la domination de la technique SF6 dans l’ensemble de la gamme à haute tension. ■ Sur le plan technique, plusieurs caractéristiques de ces disjoncteurs peuvent expliquer leur succès : — la simplicité de la chambre de coupure qui ne nécessite pas de chambre auxiliaire pour la coupure ; — l’autonomie des appareils apportée par la technique autopneumatique ; — la possibilité d’obtenir les performances les plus élevées, jusqu’à 63 kA, avec un nombre réduit de chambres de coupure : une seule chambre est nécessaire en 245 kV pour couper 50 kA, deux en 420 kV, trois pour les disjoncteurs de ligne 550 kV et quatre en 800 kV (figure 6) ;

Pour éviter une consommation excessive d’énergie par compression de gaz, une soupape limite la surpression dans le volume de compression à la valeur nécessaire pour la coupure des faibles courants de court-circuit. La figure 9 montre la simulation d’une coupure à 100 % du pouvoir de coupure asymétrique (séquence T 100a) avec l’évolution du courant d’arc iarc, du déplacement (x) du contact mobile et de la surpression (∆p) de soufflage. Pendant la première partie de la manœuvre,

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Appareillage électrique d’interruption HT. Annexes par

Denis DUFOURNET Membre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institut américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE)

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1. 1.1 1.2 1.3

Tension rétablie dans le cas d’un défaut aux bornes triphasé.... Calcul du facteur de premier pôle .............................................................. Calcul du facteur de tension rétablie pour le deuxième pôle qui coupe Conclusion....................................................................................................

2.

Courants de défaut aux bornes triphasé, biphasé et monophasé............................................................................ Défaut aux bornes triphasé......................................................................... Défaut aux bornes biphasé ......................................................................... Défaut aux bornes monophasé ..................................................................

— — — —

4 4 4 5

Défaut proche en ligne : tension transitoire de rétablissement (TTR) ........................................................................ Détermination de la forme de la TTR du côté de la ligne......................... Calcul des paramètres de la TTR du côté de la ligne................................ 3.2.1 Défaut proche en ligne L90 ................................................................ 3.2.2 Défaut proche en ligne L75 ................................................................

— — — — —

5 5 6 6 7

Défaut aux bornes : tension transitoire de rétablissement (TTR) ......................................................................... Généralités ................................................................................................... Équivalence des systèmes mécanique et électrique ................................ Régime transitoire du système mécanique équivalent ............................ Régime transitoire du circuit électrique..................................................... TTR à quatre paramètres ............................................................................

— — — — — —

7 7 8 8 8 9

2.1 2.2 2.3 3. 3.1 3.2

4. 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

Pour en savoir plus...........................................................................................

Doc. D 4 698

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ans ce fascicule, nous donnons les calculs permettant de déterminer la tension rétablie à la coupure de chaque pôle dans le cas d’un défaut aux bornes triphasé et les courants de défaut aux bornes triphasé, biphasé et monophasé. On trouvera également la détermination de la forme de la tension transitoire de rétablissement d’un défaut proche en ligne et des explications sur la forme de la tension transitoire de rétablissement dans le cas d’un défaut aux bornes.

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L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension » fait l’objet de plusieurs fascicules : [D 4 690] Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation. [D 4 692] Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des courants. [D 4 694] Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels. [D 4 696] Annexes. Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres fascicules. L’article [D 4 700] traite l’« Interruption des circuits alimentés en courant continu ».

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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT. ANNEXES

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1. Tension rétablie dans le cas d’un défaut aux bornes triphasé

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Le calcul de la tension rétablie est fait en utilisant le système de composantes symétriques directes, inverses et homopolaires (indices d, i et 0) [10] [11]. Cette méthode, publiée en 1918 par C.L. Fortescue, permet de résoudre les problèmes de calcul de distribution des courants dans les réseaux polyphasés déséquilibrés. Elle permet aussi de déterminer de manière relativement simple la tension rétablie (ou le facteur de pôle) à la coupure de chaque pôle d’un disjoncteur. La TTR peut être ensuite déduite en multipliant la valeur crête de la tension rétablie par le facteur d’amplitude. Ce calcul est détaillé ici car il est difficile de trouver la détermination complète des facteurs de pôle (rapport entre la tension rétablie sur un pôle et la tension entre phase et terre) dans la littérature.

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V1

I2

V2

I3

V3

Z

Z impédance de mise à la terre

Figure 1 – Circuit avec un défaut aux bornes triphasé et coupure du premier pôle

On obtient donc le système suivant de trois équations (6), (7), (8) avec 3 inconnues : Id + Ii + I0 = 0

    Xd Id Ð X0 I0 = E 

Xi Ii = X0 I0

1.1 Calcul du facteur de premier pôle

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Le schéma de la figure 1 montre la configuration du circuit (I et V étant respectivement les courants et tensions aux bornes de chaque pôle) après la coupure du premier pôle. La tension entre phase et terre est égale à E . On a : I1 = 0 Id + Ii + I0 = 0 →   V2 = 0 → V0 + a 2 Vd + a Vi = 0  (1)  → 2 V3 = 0 V0 + a Vd + a Vi = 0 

■ Résolution du système d’équations L’équation (6) s’écrit avec (7) :

X0 I0 I d + ---------------- + I 0 = 0 Xi ( Xi + X0 ) I 0 ----------------------------- = Ð I d Xi

avec l’opérateur de rotation : 2π a = exp j ---------3

1

soit :

2

1 3 = – --- + j ---------2 2

Id Xi I 0 = Ð ----------------------Xi + X0

(2)

Les composantes symétriques des tensions sont données (X étant les réactances correspondantes) par :

Vd = E Ð Xd Id   Vi = Ð Xi Ii   V0 = Ð X0 I0 

L’équation (8) s’écrit alors :

X0 Xi X d I d + ----------------------- I d = E Xi + X0

(3) donc :

X0 Xi I d X d + ----------------------Xi + X0

1

ce qui donne, à partir des relations (1) : – X0 I 0 +

a2

(E – X d I d ) – a X i I i = 0

Les composantes symétriques des courants s’écrivent finalement :

– X 0 I 0 + a (E – X d Id ) – a 2 X i I i = 0

E I d = ----------------------------------------X0 Xi X d + ----------------------Xi + X0

I d + I i + I0 = 0 Il vient :

a 2 Xd Id + a Xi Ii + X0 I0 = a 2 E

(4)

a Xd Id + a 2 Xi Ii + X0 I0 = a E

(5)

I d + Ii + I 0 = 0

(6)

La combinaison des relations (4) et (5) donne :

a [rel.(5)] – [rel.(4)] ⇒ (1 – a ) X i I i + (a – 1) X0 I 0 = 0 ⇒ Xi Ii = X0 I0 a [rel.(4) – rel.(5)]

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2=E

(7)

(9)

Id Xi I 0 = Ð -----------------------Xi + X0

(10)

Id X0 I i = Ð I d Ð I 0 = Ð ----------------------Xi + X0

(11)

■ Calcul de V 1 Ayant déterminé les composantes symétriques des courants, on peut en déduire la tension V 1 en amont du premier pôle qui coupe.

⇒ Xd Id (1 – a ) + (a – 1) X0 I0 = (1 – a ) E ⇒ Xd Id – X0 I0 = E (8)

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___________________________________________________________________________________ APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT. ANNEXES

Pour cela, on revient aux composantes habituelles de tension et on utilise le système de relations (3) :

On a : I 2 = 0 ; I 3 = 0 ; V1 = 0

V 1 = V 0 + V d + V i = – X 0 I0 + E – X d Id – X i I i

d’où : I1 1 I 0 = ----- 1 I 1 + I 2 + I 3 2 = -----33

Avec les relations (10) et (11), il vient :

X0 Xi X0 Xi V 1 = ----------------------- I d + E X d I d + ----------------------- I d Xi + X0 Xi + X0

I1 1 I d = ----- 1 I 1 + a I 2 + a 2 I 3 2 = -----33 I1 1 I i = ----- 1 I 1 + a 2 I 2 + a I 3 2 = -----33

et en remplaçant Id par sa valeur (9) :

V1 =

2 X0 Xi i

V1 =

E X d ----------------------------------------- + E X0 Xi X d + ---------------------Xi + X0

1 ---------------------X +X

1

2

0

On en déduit : I 0 = Id = I i

2 X0 Xi Xi Xd X0 Xd ---------------------------------------------------------------------- E + E Xd Xi + Xd X0 + X0 Xi

2

■ Relation entre les tensions On a :

V 2 = V0 + a 2 Vd + a V i

soit :

V1 -------- = E

(14)

2 X0 Xi

avec pour les composantes symétriques :

3 X0 Xi

Xi Xd X0 Xd

----------------------------------------------------------------- (12) - +1 = X 1 --------------------------------------------------------------------X +X X +X X X X +X X +X X 2 d

i

d

0

0

d

i

i

d

0

0

Vd = E Xd Id   Vi = Xi Ii   V0 = X0 I0 

i

■ En général Xd = X i ; on obtient finalement pour le facteur de premier pôle : 3 X0 3 X0 Xd V1 - = --------------------------------------- = ---------------------------------------2 Xd + 2 X0 E X d + 2 Xd X0

V 1 = V 0 + V d + V i = – X 0 I 0 + E – X d Id – X i I i La condition de mise à la terre de la phase 1 entraîne (avec la relation (14)) : E V 1 = 0 ⇒ I d = --------------------------------------(17) Xd + Xi + X0

V1 = --------- = 1,5 E

Si X 0 = 3,25 Xd (neutre directement à la terre) :

k pp1

(16)

et pour la tension V 1 :

(13)

Si X 0 >> X d (neutre non directement à la terre) :

k pp1

(15)

À partir des relations (15) et (16), on déduit :

V1 = --------- = 1,3 E

V2 =

X0 I0 + a 2 ( E Xd Id ) a Xi Ii

et en utilisant les relations (14) et (17) :

V 2 = – (X 0 + a 2 Xd + aX i) Id + a 2 E

1.2 Calcul du facteur de tension rétablie pour le deuxième pôle qui coupe

[ X0 ( 1 + a 2 ) + Xi ( a + a 2 ) ] E V 2 = ---------------------------------------------------------------------------------------------X0 + Xd + Xi

Le schéma de la figure 2 montre la configuration du circuit après la coupure du premier et du deuxième pôle. Pour une commodité de calcul, on considère que c’est la phase 1 qui reste à la terre.

Sachant que a est donné par la relation (2), il vient :

V2 = E

I1

V1

I2

V2

I3

V3

1 ( 3 + j 3 ) X0 j 3 Xi ---2E ------------------------------------------------------------------------------X +X +X 0

d

i

d’où :

V2 -------- = E

Z

3

X0 3 X + j ----------------2 - + Xi 2- 0 -----------------------------------------------------------------X +X +X

1

0

d

2

(18)

i

■ L’expression (18) donne la tension rétablie aux bornes du second pôle qui coupe. Il suffit de calculer son module pour connaître son amplitude et le facteur de tension k pp2 correspondant :

Z impédance de mise à la terre

k pp2 =

Figure 2 – Circuit avec un défaut aux bornes triphasé et coupure des deux premiers pôles

2

1 /2 3 2 X0 2 X + ------------4 - + X0 Xi + X i 4- 0 3 --------------------------------------------------------------------------------------------X0 + Xd + Xi

1

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2

D 4 696 − 3

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Interruption des circuits alimentés en courant continu par

Yves PELENC Directeur Scientifique honoraire Merlin Gerin Ancien Professeur à l’Institut National Polytechnique de Grenoble Réédition actualisée de l’article paru en 1988

1.

Problématique de l’interruption des courants continus ............................................................................

2.

Modélisation du comportement dynamique de l’arc.....................

—

6

3.

Pointe d’extinction ..................................................................................

—

9

4.

Temps de coupure....................................................................................

—

11

5.

Énergie de coupure..................................................................................

—

12

6.

Utilisation d’un condensateur en parallèle sur l’arc......................

—

13

7.

Avenir du transport en courant continu à haute tension.............

—

16

D 4 700 - 2

’utilisation du courant continu reste pour le moment peu répandue en haute tension. Toutefois, l’étude des phénomènes liés à son interruption constitue un préalable dont les vertus pédagogiques sont irremplaçables pour aborder, dans les meilleures conditions, la compréhension des problèmes de coupure en courant alternatif. L’appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension est traité dans les fascicules [D 4 690] à [D 4 698].

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INTERRUPTION DES CIRCUITS ALIMENTÉS EN COURANT CONTINU ______________________________________________________________________________

1. Problématique de l’interruption des courants continus

R

E

L ∞

+

Interrupteur 0

Énergie de coupure :

1.1 Interruption d’un courant continu



tE



ri 2 dt =

0

Examinons le cas, apparemment le plus simple, d’un circuit inductif (R, L) alimenté en courant continu (figure 1 a).

tE

(E – Ri ) i dt –

0



0

Li di

I

- la première intégrale dépend du temps tE de coupure - la seconde intégrale représente l'énergie électromagnétique :

Pour réaliser l’interruption du courant parcourant ce circuit, il faut et il suffit que la résistance r de l’interrupteur, supposée initialement nulle, croisse et devienne infinie (figure 1 b) ou, en d’autres termes, que sa conductance diminue, puis s’annule. Lorsque cette condition unique est réalisée, l’appareil, devenu isolant, n’est plus traversé par aucun courant.



0

Li di =

I

1 L I2 2

a circuit inductif : schéma

■ La loi de variation de la résistance de l’interrupteur peut, à première vue, être quelconque. Toutefois, le raisonnement et le calcul montrent que l’énergie dépensée sous forme d’effet Joule dans l’interrupteur au cours de la coupure est d’autant plus faible que la variation de la résistance de ce dernier est plus rapide. On a donc intérêt à agir dans ce sens.

i i I

0

t

r

r

Cependant, même si cette variation est infiniment rapide, on constate qu’il faut néanmoins dépenser dans l’interrupteur la totalité de l’énergie électromagnétique emmagasinée initialement dans

Ｔ

1 l’inductance propre du circuit, soit --- LI 2 . 2

0

Cette constatation logique est absolument essentielle dans les problèmes d’interruption des courants continus ; un critère minimal de bon fonctionnement est donc que l’interrupteur doit pouvoir absorber sans dommage cette énergie, qui est souvent considérable.

Figure 1 – Interruption d’un courant continu

■ Ce critère, s’il est primordial, n’est pas le seul. Il en existe au moins un autre d’importance. Si, en effet, la variation de résistance est infiniment rapide, celle du courant l’est également et, en conséquence, la force électromotrice induite (L di/dt) dans l’inductance propre du circuit devient infiniment grande. Cette surtension illimitée est évidemment inadmissible.

u

ᐉ3 ᐉ2 ᐉ1

■ Il faut évidemment se fixer une limite à ne pas dépasser pour la valeur de la surtension. Une fois cette limite définie, la loi de variation de la résistance se trouve imposée et le problème est théoriquement résolu. L’énergie dépensée au cours de la coupure est alors supérieure à l’énergie électromagnétique du circuit, sans dépasser généralement le double de cette valeur.

0

i

ᐉ3 > ᐉ 2 > ᐉ1

Dans la pratique, la résistance variable r est constituée par un arc électrique. Les semi-conducteurs de puissance, de type transistor ou GTO, ne peuvent être utilisés actuellement, dans des conditions économiques raisonnables, que sur des circuits de faible puissance, n’excédant pas quelques centaines de kilowatts.

Figure 2 – Caractéristiques statiques d’arc pour trois longueurs différentes d’arc

— conditions de fonctionnement auxquelles est soumis cet arc (soufflage, turbulence, déplacement sous l’effet de champs magnétiques, etc.) ; — longueur de l’arc, etc.

1.2 Caractéristique d’arc

La caractéristique statique présente généralement une allure hyperbolique, la tension passant parfois par un minimum puis croissant ensuite légèrement en fonction du courant (figure 2).

Nous savons que, si l’on porte sur un diagramme la chute de tension u dans un arc en fonction du courant i qui le traverse (supposé stabilisé ou lentement variable), on obtient une caractéristique statique qui dépend de tous les paramètres déterminant le fonctionnement de l’arc en question : — nature et forme des électrodes ; — nature et pression du gaz plasmagène dans lequel l’arc se développe ;

D 4 700 − 2

t b variation des paramètres

Si l’on ne fait varier que la longueur ᐉ de l’arc, on obtient toute une famille de caractéristiques, chacune d’elles correspondant à une longueur donnée. Pour un arc libre brûlant dans l’air à la pression atmosphérique, Herta Ayrton a proposé, à la fin du XIXe siècle, une formule empiri-

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______________________________________________________________________________ INTERRUPTION DES CIRCUITS ALIMENTÉS EN COURANT CONTINU

que cé lè bre donnant grossiè rement la chute de tension u en fonction du courant i et de la longueur ᐉ de l’ arc : P0 C + Dᐉ u = A + Bᐉ + ------------------ = U 0 + -----i i

R

E

(1)

i

+

u

E – Ri

Dans une représentation hyperbolique de la caractéristique, U0 constitue le seuil de tension d’arc et P0 la partie constante de la puissance de refroidissement.

a schéma

Exemple : si l’arc est amorcé horizontalement dans l’air entre deux électrodes en cuivre de 3 mm de diamètre, les paramètres de cette relation ont sensiblement pour valeurs : A = 30 V ; B = 10 V/cm ; C = 10 VA ; D = 30 VA/cm

u

Cette formule est acceptable dans une plage de courant limitée à quelques centaines d’ampères.

E

– B –

∆u +

1.3 Interruption d’un circuit résistant et inductif

∆u

E–

Ri

IA

0

C’est le cas le plus général rencontré en courant continu, en particulier lors de l’apparition d’un court-circuit.

ᐉ' A

∆u – ᐉ E R

i

b caractéristique statique Figure 3 – Coupure d’un circuit résistant et inductif

Durant l’interruption, la loi d’Ohm donne, à chaque instant, une relation entre les diverses grandeurs en présence (figure 3) : di E – Ri – L ------ – u = 0 dt

L

(2)

Ｔ

u

d’où : di L ------ = ( E – Ri ) – u = ∆u dt

U0

E

(3)

E–

On constate que le signe de la chute inductive ∆u définit le sens de variation du courant : si ∆u est positif, i augmente et inversement. Dans un plan (u, i ), la droite E − Ri est dénommée droite de charge.

Ri

I

0

i

La puissance de refroidissement peut se représenter par : P – P0 + U0i

■ Si nous supposons que la tension d’arc est donnée, pour chaque valeur de i, par la caractéristique statique, nous constatons que, tant que l’arc est suffisamment court (longueur ᐉ ) pour que sa caractéristique présente des points d’intersection (A et B) avec la droite de charge, il existe un point de fonctionnement stable A et la coupure ne peut se réaliser.

Figure 4 – Caractéristique statique d’un arc de forte puissance

■ Dans la réalité, la forme hyperbolique de la caractéristique n’est véritablement significative qu’au-dessous d’une centaine d’ampères, pour un arc fonctionnant dans l’air atmosphérique.

En effet, au point A, ∆u est négatif pour les valeurs de i supérieures à IA, mais il devient positif lorsque i est inférieur à IA. Le courant va donc se stabiliser à IA.

Il en résulte que, aux fortes intensités de courant, on observe plutôt une sorte de palier de tension.

On en conclut immédiatement que l’interruption ne peut pas s’achever tant que l’arc n’est pas suffisamment développé pour que sa caractéristique soit tout entière située au-dessus de la droite de charge E − Ri. Lorsque cette condition se trouve réalisée (longueur ᐉ′ ), ∆u est négatif pour toutes les valeurs du courant et ce dernier ne peut que décroître jusqu’à s’annuler.

● Si l’on suppose que la caractéristique se résume pour l’essentiel (cf. relation (1)) à :

u = U0 le problème de la coupure d’un courant continu est relativement simple : le palier de tension d’arc U0 doit être égal ou supérieur à la tension E du générateur, sinon il n’y a pas coupure (figure 4).

Il existe donc, en courant continu, une caractéristique minimale d’arc au-dessous de laquelle l’interruption ne peut pas être obtenue (si le circuit ou l’appareil ne comporte aucun artifice permettant de faciliter la coupure). Notons que cette caractéristique minimale ne dépend que de la force électromotrice E et de la résistance R, et non de l’inductance L, qui joue en revanche un rôle fondamental vis-à-vis du temps de coupure et de l’énergie dépensée dans l’arc.

● Si nous supposons, en revanche, que la caractéristique statique peut être assimilée à une simple hyperbole :

ui = P0 nous constatons que la caractéristique minimale correspond à une puissance de refroidissement constante P0 égale au quart de la

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D 4 700 − 3

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INTERRUPTION DES CIRCUITS ALIMENTÉS EN COURANT CONTINU ______________________________________________________________________________

u;i

u

PE

U0 E

E E–

E/2

0

u

I

Ri

i

P0 = 0,25 EI I/2

I

0

i

Figure 5 – Puissance minimale de coupure pour une caractéristique statique hyperbolique

Au début de la coupure, on provoque un allongement rapide de l'arc jusqu'à une longueur telle que la tension d'arc atteigne un palier U0 légèrement supérieur à E. Cette longueur autorise la coupure sans entraîner de surtension excessive. Une légère surtension dite pointe d'extinction (PE) apparaît lorsque le courant approche de zéro.

puissance apparente E I du circuit, c’est-à-dire au produit de la tension E du générateur par le courant établi I (figure 5) : P0 = 0,25 E I

t

Temps d'allongement

Figure 6 – Coupure avec allongement limité de l’arc

(4)

En courant alternatif, les puissances de refroidissement nécessaires (et, par conséquent, les énergies de coupure) sont comparativement beaucoup plus faibles.

u ui = P 2E

Au-delà de cette caractéristique minimale, l’interruption est d’autant plus rapide que l’écart ∆u entre la tension d’arc et la droite E − Ri est plus grand et que l’inductance propre L du circuit est plus faible, puisque : ●

Ｔ

E

di ∆u ------ = ------dt L

1.4 Surtensions de coupure

Ri

I

0

i

Si l'arc ne possédait aucune inertie thermique, la caractéristique dynamique réelle, lors d'une coupure, serait confondue avec la caractéristique statique (en trait mixte) et, à l'approche du zéro de courant, on observerait une surtension infinie :

Nous avons vu au paragraphe 1.1 qu’une coupure trop rapide entraînait automatiquement une surtension L di/dt, qui risquait d’être dangereuse pour le matériel et le personnel.

u= P i Fort heureusement, l'inertie de l'arc empêche que sa résistance ne croisse infiniment vite :

Dans la pratique on s’efforce de provoquer, au début de la coupure, un allongement aussi rapide que possible de l’arc. Tant que cette longueur est insuffisante, la caractéristique statique coupe la droite E − Ri.

u = ri et la tension d'arc passe par un maximum dénommé pointe d'extinction ; dans cette exemple :

Lorsque la longueur d’arc est devenue suffisante pour autoriser la coupure, on maintient constante cette longueur d’arc pour limiter la surtension (figure 6). On constate en effet que, pour une large plage de valeurs du courant et pour une longueur d’arc donnée, la tension d’arc (figure 4) reste sensiblement constante, sauf lorsque le courant devient très faible.

u = 2E Figure 7 – Coupure dynamique en courant continu

1.5 Limitation de la valeur maximale du courant de court-circuit

Peu avant l’annulation du courant, on observe effectivement une surtension dénommée pointe d’ extinction, dont la valeur est d’autant plus grande que l’allongement de l’arc est plus important (figure 7).

■ Dans la plupart des circuits alimentés en courant continu, l’inductance est importante et la constante de temps du réseau L/R est souvent un multiple du temps d’ouverture du disjoncteur de protection (L/R représente couramment 10 à 15 ms).

On a donc intérêt à concevoir la chambre de coupure de l’appareil de telle sorte que la longueur maximale de l’arc soit imposée, autorisant la coupure mais limitant la surtension. C’est sur ces principes que sont réalisés les disjoncteurs BT ainsi que les disjoncteurs HT utilisés pour la traction électrique à courant continu en 1 500 V.

D 4 700 − 4

E–

Si l’ouverture des contacts se produit très rapidement, dès que l’on détecte les premiers signes d’apparition d’un défaut, l’interruption peut avoir lieu avant que le courant de court-circuit ait atteint sa valeur maximale ; on dit que l’appareil se comporte en limiteur.

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Transport d’énergie en courant continu à haute tension par

Eric JONCQUEL Ingénieur ENSEEIHT Ingénieur-Chercheur au département Technologies et Économie des Systèmes Électriques – EDF Recherche et Développement.

D 4 761 – 2

1.

Domaine d’application du transport en courant continu.............

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

Conception des stations de conversion à thyristors ..................... Schéma général ........................................................................................... Unités de conversion .................................................................................. Association d’unités de conversion ........................................................... Valves à thyristors ....................................................................................... Contrôle-commande des unités de conversion ........................................ Autres matériels ..........................................................................................

— — — — — — —

3 3 3 4 5 7 7

3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9

Conception des stations de conversion source de tension ......... Schéma général ........................................................................................... Unité de conversion .................................................................................... Disjoncteur principal ................................................................................... Transformateur d’interface et réactance de phase ................................... Capacité continue ........................................................................................ Filtres ............................................................................................................ Mise à la terre du point neutre ................................................................... Disjoncteur continu rapide ......................................................................... Câbles ou lignes ..........................................................................................

— — — — — — — — — —

9 9 9 10 10 11 11 11 11 11

4.

Conclusion .................................................................................................

—

11

Unités de conversion et liaisons à courant continu ...............................

D 4 762

Pour en savoir plus...........................................................................................

Doc. D 4 763

ne liaison à courant continu est constituée d’une ligne à courant continu reliant au moins deux réseaux alternatifs par l’intermédiaire de stations de conversion. L’énergie électrique est aujourd’hui produite, transportée et distribuée en courant alternatif. Ce choix tient à quelques raisons majeures : simplicité de production (les alternateurs sont plus simples et plus fiables que les génératrices à courant continu), facilité de changer de niveau de tension à l’aide de transformateurs, facilité de couper le courant car il s’annule naturellement deux fois par période. Cependant, la maîtrise des transferts d’énergie en courant alternatif pose, dans les réseaux denses, des problèmes de plus en plus ardus à résoudre : — la répartition des transits d’énergie dans les diverses branches des réseaux maillés se fait suivant des lois physiques et ne peuvent pas être maîtrisés facilement ; — la puissance réactive doit être compensée au plus près de sa consommation afin de limiter les pertes et les chutes de tension ; — les réglages de la fréquence et de la phase des alternateurs interconnectés doivent être coordonnés.

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TRANSPORT D’ÉNERGIE EN COURANT CONTINU À HAUTE TENSION ______________________________________________________________________________

Le courant continu pose d’autres problèmes : sa production nécessite le redressement des ondes de courant alternatif et le changement de tension ne peut se concevoir qu’au moyen de dispositifs complexes. Dans l’un et l’autre cas, le recours à une électronique de puissance très coûteuse s’avère nécessaire. Le problème de la coupure du courant continu est techniquement résolu mais au prix de procédés sophistiqués et chers. Il y a toutefois des situations dans lesquelles le courant continu est plus intéressant que le courant alternatif, voire obligatoire. (0)

Mise à jour de l’article de Alain LE DU, Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité, et Philippe ADAM, Ingénieur de l’École Centrale de Paris, paru en mars 1992 dans ce traité.

1. Domaine d’application du transport en courant continu

réserve primaire, le foisonnement en cas de décalage des pointes de consommation, les échanges commerciaux fondés sur des différences tarifaires.

Aperçu historique

■ Liaisons longues souterraines ou sous-marines

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Le transport à très haute tension par câbles sous-marins ou souterrains constitue une solution toujours très onéreuse à laquelle on n’a recours que lorsque le transport par lignes aériennes s’avère impossible. C’est le cas des liaisons sous-marines (alimentation d’île, raccordement d’une centrale éolienne off-shore, interconnexion de deux réseaux séparés par la mer) et des liaisons souterraines dans les zones fortement urbanisées, protégées ou dans lesquelles l’opinion publique s’oppose à la construction de nouveaux ouvrages de transport aériens.

Les premières liaisons de transport en courant continu (ex : Moutiers-Lyon en 1906) ont été réalisées en utilisant des génératrices et moteurs à courant continu connectés en série pour la transformation énergie mécanique – énergie électrique. Le courant alternatif a très vite pris l’avantage dans le développement des liaisons de transport grâce à l’invention du transformateur, tandis que les recherches se poursuivaient sur des moyens statiques de transformation courant alternatif – courant continu : thyratrons et valves à vapeur de mercure. En 1939, une liaison continue de 1 MW est réalisée en Suisse par Brown Bovery utilisant des valves à vapeur de mercure. Vers 1940, AEG et Siemens réalisent une liaison de 30 MW avec la même technologie. Ces réalisations ne convainquent pas en raison de la tension directe supportée par ces valves qui reste trop faible pour une utilisation pour une liaison de transport. En 1954, la technologie des valves à vapeur de mercure a suffisamment mûri pour être utilisée dans la première liaison continue commerciale reliant l’île de Gotland à la Suède. À partir de ce moment, de nombreuses liaisons continues sont réalisées, en particulier la première liaison entre France et GrandeBretagne de 160 MW en 1961. En 1965, General Electric réalise en laboratoire un thyristor (interrupteur statique à fermeture commandable). Cette technologie évolue et en 1970, un convertisseur à thyristors est installé en série avec les convertisseurs de Gotland, en faisant la première installation commerciale utilisant cette technologie. Les valves à thyristors remplacent alors les valves à vapeur de mercure dans les nouvelles liaisons ou les rénovations de liaisons existantes. En 1997, la technologie des sources de tension, issue de celle des variateurs de vitesse pour moteurs, évolue vers des tensions plus élevées, la rendant utilisable pour des liaisons de transport. En 1999, la première liaison commerciale (50 MW) de ce type est réalisée par ABB à Gotland. Actuellement, les nouvelles liaisons sont réalisées tant avec la technologie des thyristors qu’avec celle des sources de tension, souvent en fonction du niveau de puissance. Un tableau du fascicule Doc. D 4 763 donne la liste et les caractéristiques principales des liaisons à courant continu dans le Monde.

Le transport en courant continu permet de réduire notablement le coût des câbles (il y a un ou deux conducteurs au lieu de trois, la tenue de tension est entièrement exploitée, la capacité de transit est exploitée à 100 % grâce à la maîtrise du flux de puissance…). Le courant continu permet de s’affranchir des problèmes de puissance réactive générée par les câbles en courant alternatif qui conduisent à un surdimensionnement, voire à une impossibilité technique ; en effet, pour les grandes longueurs, il est nécessaire d’absorber cette puissance parasite dans des postes intermédiaires le long du câble, ce qui est fréquemment impossible, en particulier dans les liaisons sous-marines. Ainsi, à partir d’une certaine valeur du couple longueur – puissance (ex : 1 000 MW sur 40 km, 200 MW sur 200 km), le transport à courant continu devient compétitif avec le transport en courant alternatif. ■ Lignes aériennes de grande longueur L’exploitation de certaines ressources énergétiques naturelles (typiquement l’hydraulique) nécessite un transport d’énergie sur de grandes distances vers les centres de consommation. Lorsque la distance est importante (au-delà d’environ 600 km), le transport à courant continu est souvent la solution la plus économique car le gain réalisé sur le coût des lignes et des installations de compensation de puissance réactive dépasse le coût des stations de conversion aux extrémités. ■ Interconnexions transfrontalières Lorsque cela est possible (proximité géographique, règles d’exploitation communes), les réseaux de transports sont interconnectés en courant alternatif. Ces interconnexions permettent le secours mutuel en cas de perte d’un ouvrage, la mutualisation de la

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Réalisée en courant alternatif, une interconnexion rend les deux réseaux qu’elle relie intimement dépendants, notamment en terme de maintien du synchronisme entre les différentes machines. Le transit de puissance sur l’interconnexion est par nature aléatoire et varie autour d’une valeur objectif. Une trop faible capacité d’interconnexion est techniquement irréaliste, car elle ne peut constituer un lien synchronisant suffisant, ni supporter des variations aléatoires trop importantes. La puissance électrique s’écoule naturellement et n’est pas contrôlable.

TRANSPORT D’ÉNERGIE EN COURANT CONTINU À HAUTE TENSION

défaillante du poste ou du réseau pouvant ainsi être isolée au moyen de disjoncteurs (élimination très rapide et automatique d’une portion en défaut) et de sectionneurs (reconfiguration d’un nouveau schéma d’exploitation). Le poste peut aussi comporter d’autres transformateurs, s’il assure une fonction annexe de changement de tension, par exemple, pour alimenter une zone de consommation. Les filtres d’harmonique, les bancs de compensation de puissance réactive et les unités de conversion sont raccordés au même jeu de barres.

En revanche, le recours au courant continu règle les questions de stabilité et apporte une dimension de contrôlabilité qui donne beaucoup plus de souplesse à l’exploitation d’une interconnexion internationale. Le transit de puissance peut, par exemple, être asservi à un programme d’échange prédéterminé, voire être adapté instantanément et automatiquement pour secourir un réseau connaissant de graves difficultés, sachant que ce secours est limité à la puissance maximale de la liaison et n’entraînera pas le réseau sain vers l’instabilité.

Des réducteurs de mesure (transformateurs de courant et transformateurs ou réducteurs de tension) délivrent des signaux nécessaires au comptage de l’énergie, aux protections et aux dispositifs de contrôle-commande. Un poste à courant continu complète le schéma. Il comporte un système de lissage du courant continu et de filtrage de la tension redressée, et tout l’appareillage nécessaire aux mesures de la tension et du courant ainsi qu’aux connexions des unités de conversion à la ligne à courant continu.

■ Interconnexions entre réseaux asynchrones L’interconnexion de deux réseaux asynchrones (fréquences ou règles d’exploitation différentes) est impossible en courant alternatif. On utilise pour cela des convertisseurs ac/dc/ac dits « dos-à-dos » (ou back-to-back) qui sont des liaisons continues de longueur négligeable (quelques mètres). Ces convertisseurs n’ont pas les mêmes contraintes que les liaisons, en particulier sur le niveau de tension continue. Cependant, certaines liaisons continues reliant des réseaux asynchrones (ex : Itaipu, Troll A) assurent, en plus du transport de puissance, la fonction d’adaptation de fréquence.

2.2 Unités de conversion Le constituant élémentaire d’une station de conversion est l’unité de conversion, hexaphasée ou dodécaphasée, constituée d’un transformateur et d’un ou deux ponts de Graëtz, ainsi que de son équipement de commande et de protection.

■ Augmentation de la capacité de transit La conversion de lignes de transport existantes en liaisons à courant continu permet d’en augmenter fortement la capacité de transit. Cela pourrait constituer dans l’avenir, face aux pressions visant à préserver l’environnement, une solution d’ultime recours quand il faut nécessairement augmenter la capacité d’un couloir de lignes dans une région donnée.

Le transformateur d’une unité de conversion, dont le secondaire est raccordé aux bras de convertisseur du pont, assure l’isolement galvanique entre le réseau alternatif et la ligne à courant continu. Il réalise également un changement de tension pour fournir au pont des tensions alternatives dont l’amplitude permet d’atteindre la tension continue désirée.

En 2004, environ 70 000 MW sont transportés dans le monde en courant continu par une centaine de liaisons.

Les unités de conversion hexaphasées ont été d’une utilisation courante du temps des valves à vapeur de mercure. Depuis l’avènement du thyristor, on leur préfère les unités dodécaphasées, alimentées par deux systèmes triphasés de tensions déphasés de 30 degrés électriques, ce qui permet de doubler naturellement le rang des premiers harmoniques produits. Le filtrage des harmoniques produits par la conversion est ainsi simplifié.

2. Conception des stations de conversion à thyristors

Augmenter davantage le rang des premiers harmoniques générés présente peu d’intérêt dans la mesure où les gains réalisés sur le coût du filtrage ne compensent pas le surcoût de transformateurs spéciaux conçus pour délivrer des systèmes triphasés de tensions déphasés de 15 degrés électriques, voire 7,5 ou 3,75…

2.1 Schéma général Schématiquement, l’énergie, sous forme de tensions et de courants alternatifs à fréquence industrielle, est convertie dans les unités de conversion en énergie sous forme de tension(s) et de courant redressés. Ce processus s’effectue avec un rendement très proche de l’unité, au prix toutefois de la génération de deux sous-produits gênants : — la puissance réactive absorbée par les unités de conversion doit être compensée sur place ; — les harmoniques générés par les commutations internes aux unités doivent être filtrés pour ne pas pénétrer dans le réseau alternatif avec une amplitude intolérable.

Indépendamment des transformateurs, une unité de conversion dodécaphasée est constituée de deux ponts hexaphasés et se présente, dans les installations récentes, sous la forme de trois quadrivalves enfermées dans un bâtiment dont la qualité de l’atmosphère est surveillée (humidité, poussières). Chaque quadrivalve est constituée de quatre valves à thyristors physiquement superposées et connectées électriquement en série. Le convertisseur dodécaphasé présente huit bornes de raccordement. Les bornes d’extrémités des trois quadrivalves d’un même pont sont reliées ensemble et raccordées à la ligne continue et à la terre, alors que les bornes intermédiaires sont connectées aux enroulements secondaires des transformateurs de conversion.

La figure 1 présente le schéma général d’une station de conversion. Elle comporte un poste à courant alternatif tout à fait conventionnel dont la fonction est de raccorder les unités de conversion au réseau alternatif. Le poste est organisé en jeux de barres et en travées ou cellules, de façon à pouvoir effectuer différentes combinaisons de connexions entre les lignes et les unités de conversion. Cela a pour but d’augmenter la fiabilité de l’alimentation, une portion

Une structure quadrivalve peut être posée sur le plancher du bâtiment (figure 2) ou encore suspendue au plafond (figure 3) pour mieux résister aux secousses sismiques, le cas échéant.

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Fonctionnement des liaisons à courant continu haute tension par

Eric JONCQUEL Ingénieur de l’ENSEEIHT Ingénieur-Chercheur au département Technologies et Économie des Systèmes Électriques – EDF Recherche et Développement

1. 1.1 1.2 1.3

Liaisons à convertisseurs à thyristors ............................................... Schéma macroscopique d’une liaison ....................................................... Réglage......................................................................................................... Interactions avec les réseaux à courant alternatif ....................................

2. 2.1 2.2

Liaisons à convertisseurs source de tension ................................... Généralités ................................................................................................... Réglages et caractéristiques.......................................................................

3.

Conclusion .................................................................................................

Pour en savoir plus...........................................................................................

D 4 762 – 2 — 2 — 2 — 4 — — —

9 9 9

—

11

Doc . D 4 763

ne liaison à courant continu est constituée d’une ligne à courant continu reliant au moins deux réseaux alternatifs par l’intermédiaire de stations de conversion. Deux types de convertisseurs alternatif/continu sont actuellement utilisés dans les stations de conversion. Les premiers, apparus dans les années 1970 en remplacement des convertisseurs utilisant des valves à vapeur de mercure, sont les convertisseurs à thyristors. Ces convertisseurs sont disponibles sous de grandes puissance et tension continue (jusqu’à 3 000 MW et 600 kV) ; leur coût s’est stabilisé et ils disposent d’un bon retour d’expérience. Ils consomment de la puissance réactive, génèrent des harmoniques, nécessitent une bonne puissance de court-circuit et sont sensibles aux creux de tension alternative. Les seconds, apparus en 1997 et issus de l’industrie des convertisseurs pour moteurs à vitesse variable, sont les convertisseurs autonomes dit « sources de tension ». Ces convertisseurs sont disponibles dans une gamme de puissance moyenne (jusqu’à 350 MW et 150 kV), génèrent des harmoniques HF faciles à filtrer et apportent aux réseaux alternatifs des fonctions supplémentaires telles que le contrôle de la puissance réactive, l’élimination d’harmoniques, l’alimentation de réseaux passifs en contrôlant tension et fréquence. Ils sont sujets à des pertes Joule supérieures aux convertisseurs à thyristors et sont sensibles aux courts-circuits continus. Ce dossier décrit les réglages, caractéristiques, avantages, inconvénients et fonctionnalités de ces deux types de convertisseurs alternatif/continu que l’on trouve dans les liaisons à courant continu récentes. Ce dossier fait suite au [D 4 761] «Transport d’énergie en courant continu à haute tension ».

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FONCTIONNEMENT DES LIAISONS À COURANT CONTINU HAUTE TENSION ________________________________________________________________________

1. Liaisons à convertisseurs à thyristors

1.1.2 Effet de l’empiétement L’empiétement, conséquence de l’inductance non nulle côté alternatif, entraîne que les commutations ne sont plus instantanées comme dans le cas idéal. La fermeture d’un thyristor entraîne l’ouverture du thyristor suivant non plus immédiatement, mais après un temps d’empiétement. On caractérise la durée de l’empiétement par l’angle d’empiétement υ. L’empiétement qui est le temps pendant lequel apparaît la conduction de plus de deux thyristors simultanément se traduit par une chute de la tension continue par rapport à sa valeur idéale.

1.1 Schéma macroscopique d’une liaison Pour plus d’informations, le lecteur se reportera à l’article Convertisseurs statiques – Réduction de la puissance réactive et des harmoniques [D 3 210].

Les convertisseurs à thyristors dont il est question dans ce document sont dodécaphasés, c’est-à-dire qu’ils comportent 12 interrupteurs statiques (p = 12). Cette hypothèse est correcte car la quasi-totalité des liaisons fonctionnent grâce à des convertisseurs dodécaphasés.

Après calculs, on prouve que la tension continue aux bornes des convertisseurs est de :

L’étude du fonctionnement d’une liaison à courant continu ne nécessite pas de revenir sur le fonctionnement précis du pont de Graëtz qui en est la brique de base. Les détails concernant ce dernier sont expliqués dans l’article [D 3 210].

pour le convertisseur fonctionnant en redresseur,

6X f I d U dR = U d0R – --------------π et de : 6X f I d U d0 = U d0O + --------------π

Une liaison comporte deux convertisseurs dont l’un fonctionne en redresseur (transfert de puissance active du réseau alternatif vers la ligne continue) et l’autre en onduleur (transfert de puissance active dans l’autre sens). Ces deux convertisseurs sont identiques et c’est leur angle α de retard à l’amorçage qui déterminera lequel fonctionne en redresseur (α < 90°) ou en onduleur (α > 90° ou γ < 90°, avec γ l’angle de garde).

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pour le convertisseur fonctionnant en onduleur, avec Xf inductance de fuite (une phase, en Ω) du transformateur, Id courant continu. La chute de tension due à l’empiétement étant proportionnelle à l’intensité, elle peut être représentée par une résistance Rc que l’on appelle « résistance de commutation » :

1.1.1 Schéma des convertisseurs dans le cas idéal

6X f R c = --------π

Dans ce paragraphe, on considère le cas idéal, c’est-à-dire des inductances nulles côté réseau alternatif.

Cette résistance est fictive, c’est un artifice de calcul et elle n’est donc pas sujette à des pertes par effet Joule. On remarque d’ailleurs que la résistance de commutation du convertisseur fonctionnant en onduleur est négative, pour tenir compte que, quel que soit le sens du courant, la tension aux bornes du convertisseur est inférieure à la tension interne qui correspond au cas idéal.

On retiendra de l’article [D 3 210] que le redresseur fournit côté continu une tension redressée de valeur moyenne Ud0R avec : 6 2 U d0R = ----------- U cos α π

1.1.3 Schéma de la liaison et conventions

avec U la tension alternative efficace entre phases côté alternatif et α l’angle de retard à l’amorçage. Pour qu’il fonctionne en redresseur, l’angle α du convertisseur est compris entre 0 et 90°.

La figure 2 montre la liaison d’un point de vue macroscopique par deux sources de tension continue variables reliées par les résistances (fictives) de commutation et la résistance (réelle) de la ligne ou du câble de liaison. La liaison continue possède deux degrés de liberté qui sont les angles α et γ , respectivement l’angle de retard à l’amorçage du redresseur et l’angle de garde de l’onduleur.

De même, l’onduleur fournit côté continu une tension redressée de valeur moyenne Ud0O avec : 6 2 U d0O = ----------- U cos γ π avec U la tension alternative efficace entre phases côté alternatif et γ l’angle de garde, qui dans le cas idéal est le complémentaire de α à 180° : γ = 180° – α . Pour qu’il fonctionne en onduleur, l’angle γ du convertisseur est compris entre 0 et 90° (ou α est entre 90 et 180°). La figure 1 montre une représentation macroscopique des convertisseurs idéaux.

1.2.1 Généralités Le réglage du transit de puissance sur une liaison à courant continu repose sur la possibilité de régler les tensions de sorties moyennes du redresseur et de l’onduleur par simple action sur les angles de retard à l’amorçage de leurs valves. La liaison possède deux degrés de liberté (les angles α et γ ) ; on peut donc lui faire réguler deux grandeurs.

γ

α

U

1.2 Réglage

Ud0R

Fonctionnement en redresseur

Ud0O

Il est primordial de réguler la tension continue pour s’assurer qu’elle ne dépassera pas la tenue du matériel continu et pour la maximiser de façon à minimiser le courant (donc les pertes) à puissance donnée. L’un des convertisseurs asservira donc son angle de retard à l’amorçage à la tension mesurée pour la réguler. Si la tension est régulée par l’un des convertisseur, étant donné la faible valeur de la chute de tension résistive dans la ligne ou le câble continu, on peut considérer la tension régulée sur tout le réseau continu.

U

Fonctionnement en onduleur

Figure 1 – Schéma fonctionnel de convertisseurs idéaux à thyristors

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Zcc1

Up1

BL

Xf1

Id L ou C

FONCTIONNEMENT DES LIAISONS À COURANT CONTINU HAUTE TENSION

BL

Vd1

Xf2

Zcc2

Up2

Vd2 Us2

Us1 F

F a schéma montrant les constituants de la liaison

Rc1

BL

Id R LC

Vd1

– Rc2

BL Vd2

b schéma fictif faisant apparaître les résistances de commutation Vdo1 = 6√2 π 6X ∫ Rc1 = π 1

= 6√2 π

Us2

6X ∫ Rc2 = π 2

BL bobine de lissage F filtre L ou C ligne ou câble continu Figure 2 – Schéma macroscopique d’une liaison à courant continu

Le convertisseur peut fonctionner dans les modes suivants, dont pas tous sont implémentés dans le contrôle-commande : — réglage en fonctionnement redresseur de l’angle d’amorçage minimal α min : l’amorçage de valves constituées de plusieurs thyristors en série nécessite une tension minimale à leurs bornes, il est donc primordial de s’assurer que l’angle d’amorçage n’est pas trop faible ; — réglage en fonctionnement onduleur de l’angle d’extinction minimal γ min : si l’angle de garde est trop faible, la moindre variation de tension entraînera un défaut de commutation, donc l’arrêt de la liaison ; il est donc primordial de s’assurer que l’angle de garde n’est pas trop faible ; — réglage de la tension continue Ud par l’un des convertisseurs ; — réglage du courant continu Id par l’autre convertisseur (ou les autres dans le cas d’une liaison multiterminale) ; — réglage de la tension continue Ud par le convertisseur qui régule le courant, au cas où la tension dépasserait de beaucoup la tension nominale ; cette régulation ne se déclenche qu’en cas de problème (tension > 110 % de sa valeur nominale, par exemple) ; — réglage du courant continu Id par le convertisseur qui régule la tension, au cas où le courant tomberait sous 90 % de sa valeur de consigne ; cette régulation ne se déclenche qu’en cas de court-circuit et permet d’en limiter les conséquences. C’est en général le convertisseur fonctionnant en onduleur qui régule la tension continue. La consigne de courant de l’onduleur, qui n’est sollicitée que lors de défauts, est déduite en retranchant la marge de courant de la consigne de courant du redresseur :

Le réglage de la puissance, à tension constante, est alors effectué par le réglage du courant : la puissance transmise par la liaison à courant continu est en première approximation le produit du courant redressé imposé par le redresseur par la tension continue à l’extrémité onduleur. Comme les angles de retard à l’amorçage règlent la tension de sortie des convertisseurs, une boucle est ajoutée qui mesure le courant et le traduit en ordre de variation de la tension, c’est-à-dire de l’angle. Si le courant est régulé par l’un des convertisseurs, il est régulé sur tout le réseau continu car celui-ci est parcouru par un même courant.

1.2.2 Réglage rapide par les angles Un convertisseur doit réguler plusieurs de ses paramètres (maintenir les angles α et γ supérieurs à des seuils donnés : tension et courant continus dans des plages données) avec une seule variable de commande (α ou γ ), aussi il faut choisir lequel des paramètres sera régulé. La façon de procéder classique est de faire fonctionner plusieurs régulations en même temps, d’associer à chacune un coefficient de pondération et de choisir celle qui est la plus importante pour le système. Ces régulations fonctionnent dans un seul sens en général : la régulation d’angle α minimum ne fonctionne que si l’angle est inférieur à sa valeur minimale, elle est inhibée dans le cas contraire.

I cO = I cR – ∆I c La marge de courant ∆Ic est une valeur fixe souvent prise égale à 10 % de la valeur nominale.

Le choix des coefficients de pondération permet de classer les régulations entre celles qui sont importantes et celles qui sont vitales pour le convertisseur. Un système de vote (par choix de la régulation présentant l’erreur pondérée maximale) permet de placer le convertisseur dans le mode approprié pour son bon fonctionnement.

Ce type de réglage nécessite un canal de communication entre les deux stations car la consigne de courant de l’onduleur est calculée en fonction de celle du redresseur. Les différents modes de fonctionnement sont représentés par des droites dans le plan (Ud ; Id) de la figure 3.

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FONCTIONNEMENT DES LIAISONS À COURANT CONTINU HAUTE TENSION ________________________________________________________________________

Ud

Redresseur

Un point de fonctionnement stable est obtenu si une seule des stations de conversion règle le courant, toutes les autres réglant leur tension de façon à maintenir la puissance au niveau requis. Les stations dont la puissance convertie est faible doivent nécessairement fonctionner avec de grands angles de retard à l’amorçage et consomment donc beaucoup de puissance réactive, ce qui constitue un inconvénient notable de ce type de schéma.

Onduleur M N

0

Ic

Ic

IcO

IcR

■ Dans la structure parallèle, la tension continue Ud est au contraire commune à l’ensemble des stations, aux chutes de tension en ligne près.

Id

Un point de fonctionnement défini et stable est obtenu quand une seule station impose la tension continue, tandis que toutes les autres règlent le courant qu’elles absorbent ou fournissent au réseau continu. Le principe de réglage utilisé sur la liaison Sardaigne-Corse-Italie, première liaison multiterminale au monde, est une simple extrapolation à 3 stations de la méthode de réglage utilisée dans les liaisons point à point (figure 5).

1.2.5 Réglage des stations dos-à-dos

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Une station dos-à-dos comporte les convertisseurs des deux extrémités de la liaison sur le même site. Son principe de réglage du transit de puissance est le même que pour une liaison point à point. En revanche, la proximité du redresseur et de l’onduleur permet de disposer localement de deux degrés de liberté, l’angle α du redresseur et l’angle γ de l’onduleur, pour régler indépendamment deux grandeurs sur un des réseaux. Ainsi, on peut simultanément régler la puissance active injectée dans le réseau de l’onduleur et maintenir constante sa tension alternative en ajustant sa puissance réactive. Ce principe est particulièrement intéressant dans le cas où le réseau de l’onduleur est très impédant.

Figure 3 – Liaison à courant continu point à point : principe fondamental de réglage

1.2.3 Réglage lent par les régleurs en charge

Pour obtenir les mêmes performances avec une liaison point à point, il faut installer des moyens rapides de compensation statique dans la station onduleur ou mettre en œuvre des moyens de télécommunications d’une très haute fiabilité et ultrarapides.

Le contrôle des angles d’amorçage et de garde permet de faire fonctionner les convertisseurs de la liaison sur des points particuliers de leurs caractéristiques Ud = f (Id) (figure 3), mais ceci se fait au prix d’une plage de variation très grande de ces angles. Le fonctionnement à grand angle d’un convertisseur induit des effets indésirables (échauffement des snubbers, consommation de puissance réactive) qu’il faut limiter. C’est pourquoi un autre réglage coexiste avec celui des angles ; c’est le contrôle des tensions alternatives en entrée de convertisseur.

1.3 Interactions avec les réseaux à courant alternatif

Les transformateurs de convertisseurs sont munis de régleurs en charge dont le but est d’adapter la tension alternative secondaire (celle qui est en entrée de convertisseur) au point de fonctionnement de consigne de façon à ramener les angles α et γ dans une plage donnée. Ainsi, les convertisseurs ne fonctionnent à grands angles que pendant les changements brusques de consigne, le temps que les régleurs ramènent les angles dans les plages nominales.

1.3.1 Généralités Pour un réseau alternatif, une liaison à courant continu peut être considérée comme une charge consommant une part notable de la puissance transitant sur ce réseau ou, au contraire, comme une source de puissance active dont la contribution à l’alimentation du système alternatif est significative. C’est pourquoi l’intégration harmonieuse d’un tel ouvrage passe par l’examen des interactions possibles entre le réseau à courant continu et les réseaux alternatifs, et par la mise en œuvre de solutions permettent de maîtriser ces interactions.

1.2.4 Structure et réglage des liaisons multiterminales Une liaison multiterminale est constituée d’au moins trois stations de conversion interconnectées par une même ligne à courant continu. Le problème est d’assurer le réglage de la puissance échangée entre le réseau à courant continu et chacun des réseaux alternatifs adjacents, indépendamment des autres réseaux alternatifs, en respectant toutefois la contrainte d’égalité, aux pertes près, de la puissance injectée dans le réseau continu et de la puissance extraite du réseau continu.

Une grandeur significative, souvent utilisée pour caractériser le degré d’interaction entre une liaison à courant continu et le réseau alternatif adjacent, est le rapport de court-circuit Kcc. Ce rapport est défini comme le quotient de la puissance de court-circuit du réseau au point de raccordement de la station au réseau alternatif à la puissance nominale des convertisseurs, soit :

Le choix du type de réglage dépend fondamentalement de la structure du réseau à courant continu : série ou parallèle.

P cc K cc = --------P dn

■ Dans la structure série (figure 4), le courant continu est commun à tous les convertisseurs.

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