Sommaire : Introduction Généralité sur les réseaux électriques Les défauts dans les réseaux électriques Introduction : L’énergie électrique est la forme d’énergie la plus largement répondue car elle est facilement transportable à un rendement élevé et un cout raisonnable. La production de cette énergie à proximité des lieux d’utilisation n’est pas toujours possible. Généralement, cette énergie est produite par des groupes de production sous une moyenne tension (15,5 kV ; 12,5 kV ; 11 kV ; 5,5 kV) dans des lieux de plus au moins distants des centres de consommation. Elle sera ensuite transformée sous une haute tension (90 kV ; 150 kV ; 225 kV…..) par des transformateurs élévateurs installés à la sortie des générateurs. La totalité de l’énergie produite ou le sur plus disponible sera transporté par un ensemble de lignes électriques sous une haute tension, plusieurs dizaines ou centaines de kilomètres, jusqu’aux centres de consommation ; Elle sera de nouveau transformée par des transformatrices abaisseur et distribuée sous une moyenne tensions (30kV ; 10kV….) pour la mettre à la disposition des usagers. Les lignes de transport et les poste d’énergie électrique haute tension HTB constituent une partie essentielle d’un réseau électrique qui doit assurer la continuité de l’alimentation en électricité aux consommateurs. Ces lignes sont souvent exposées à des incidents ou défauts qui peuvent interrompre ce service et engendrer des pertes financières importantes pour les industries se des désagréments pour les simples consommateurs. A fin de maintenir la continuité de fourniture de ce service aux clients il faut chercher un moyen rapide qui assure la détection, l’identification, l’isolation et la localisation de ces défauts avec une exactitude raisonnable. 1-Généralité sur les réseaux électriques : Un réseau électrique est un ensemble d’infrastructures dont le but est d’acheminer de l’énergie électrique à partir de centres de production vers les consommateurs d’électricité (charge). Le premier réseau électrique a vu le jour aux Etats Unis en 1882 et a été conçu par Thomas Edison .C’était un réseau local à courant continu et servait à assurer l’éclairage de la région de Manhattan. La distribution de l’énergie était assurée par des câbles souterrains. Avec l’invention du transformateur par William Stanley en 1885 et celle du moteur à courant alternatif par Nicolas Tesla en 1888, les réseaux à courant continu du fait qu’il était devenu possible d’ acheminer plus de puissance, sur de plus grandes distances , grâce à des niveaux de tension plus élevés [1]. Le réseau électrique est hiérarchisé par niveau de tension, celui-ci est fractionné en trois principales subdivisions à savoir le réseau de transport, de répartition et de distribution. Une notion de frontière peut être définie entre les niveaux de tension du réseau électrique, ces frontières sont assurées par les postes sources et les transformateurs. Le réseau de transport THT : C'est généralement le réseau qui permet le transport de l'énergie depuis les centres éloignés de production vers les centres de consommation. C'est sur le réseau THT que sont en principe branchées les centrales de grandes puissances (> 300 MW) Le réseau de répartition HT : La structure de ces réseaux est généralement de type aérien (parfois souterrain à proximité de sites urbains).Les protections sont de même nature que celles utilisées sur les réseaux de transport, les centres de conduite étant régionaux. Le réseau de distribution MT : Des lignes de distribution à moyenne tension partent des postes de répartition et alimentent des postes de transformation répartis en différents endroits de la zone à desservir; ces postes de transformation abaissent la tension à une valeur convenable pour alimenter le réseau de distribution publique auquel les abonnés sont raccordés par des branchements. Le réseau de livraison BT C'est le réseau qui nous est en principe familier puisqu'il s'agit de la tension 400/230 V (380/220 en Algérie). Nous le rencontrons dans nos maisons via la chaîne : compteur, disjoncteur, fusibles (micro disjoncteurs). La finalité de ce réseau est d’acheminer l’électricité du réseau de distribution MT aux points de faible consommation dans le domaine public avec l’accès aux abonnés BT. Il représente le dernier niveau dans une structure électrique. 1.2-Description des réseaux modernes : Un réseau d’énergie électrique est aujourd’hui Les défauts dans les réseaux électriques : Les lignes de transport sont construites avec des conducteurs nus, ces conducteurs sont installés dans des structures métalliques spéciales “des pylônes“ dans lesquels ces conducteurs sont séparés du pylône lui-même par des composants isolants et séparés entre eux par des espaces suffisants permettant à l’air d’agir comme isolant. Différents types de défauts peuvent se produire (défauts avec terre ou entre phases). Cependant les défauts les plus fréquents sont des surtensions, la plupart se produisent temporairement résultant un court-circuit au niveau de l’isolation due à des facteurs environnementaux tels que les éclairs (foudre). Ils peuvent aussi se produire par un défaut dans l’isolation due à la détérioration du matériel d’isolation en lui-même. Les défauts qui affectant les lignes de transport peuvent être divisés en quatre types : Les défauts triphasés : entre les trois phases du réseau avec ou sans liaison à la terre Les défauts biphasés : entre deux phases du réseau. Les défauts biphasés à la terre : entre deux phases du réseau et la terre. Les défauts monophasés: entre une phase du réseau et la terre. Les effets des défauts Les effets des défauts sont surtout à redouter sur les réseaux à haute et très haute tension (H.T et T.H.T). Les défauts ont des effets sur : - Le bon fonctionnement des réseaux. - La tenue diélectrique des matériels. - La qualité de fourniture d’énergie. - Les circuits de télécommunication. - La sécurité des personnes Protection des réseaux électriques : Définition : La commission électrotechnique international (CEI) définit la protection comme un ensemble de dispositions destinées à permettre la détection des défauts et des situations anormales dans un réseau afin de commander le déclenchement d’un ou plusieurs disjoncteurs et , si nécessaire , d’élaborer d’autre ordres ou signalisations . Les besoins d’appareils de protection : Un système électrique ne doit pas seulement être capable de tenir une charge donnée, mais il requiert en plus suffisamment de souplesse pour satisfaire la demande future .un système électrique est conçu pour générer une puissance électrique en quantité suffisante pour satisfaire la demande actuelle et prévisionnelle d’une zone donnée, pour l’acheminer vers diffèrent secteurs ou elle sera utilisée et ensuite la distribuer dans ces secteurs de manière permanente. Pour garantir un retour maximum sur l’investissement que représentent les équipements constituant le système et pour assurer la satisfaction des utilisateurs grâce à un service fiable, tout le système doit être maintenu en fonctionnement permanant sans pannes majeurs. Cet objectif est réalisable de deux manières : -la première option consiste à implémenter un système utilisant des composants qui ne tombent pas en panne et qui exigent une maintenance minimale dans un contexte de continuité de service. Cependant, l’implantation d’un tel système n’est ni économique, ni réalisable, excepté dans le cas de petits systèmes. -La seconde option consiste a anticipé tous les effets possibles ou toutes les défaillances qui peuvent entrainées un arrêt de longue durée d’un système qui, à son tour, imposera une plus longue période de remise en état. L’idée principale est de restreindre les dérangements provoqués par de telles pannes à des zones limitées tout en maintenant la distribution aux autres zones. Un équipement spécial est normalement installé pour détecter les défaillances qui peuvent survenir éventuellement dans différentes sections d’un système et pour isoler les sections défectueuses pour que l’interruption soit limitée à un périmètre localisé. L’équipement spécial adopter pour détecter de telles défaillances est désigné comme « équipement ou relais de protection » et le système qui utilise un tel équipement est qualifié de « système de protection ». Contraintes de base de la protection : Un système de protection assure trois fonctions principales : -Protéger tout le système pour maintenir la continuité des fournitures. -Minimiser les dommages et les couts de réparation là où il détecte une défaillance. - Garantir la sécurité du personnel. Ces exigences sont nécessaires, tout d’abord pour un détection et une localisation précoce des pannes et, en deuxième lieu, pour un remplacement rapide des équipements défaillants. Pour exécuter ces différentes taches, la protection doit avoir les qualités suivantes : -Sélectivité : pour détecter et isoler uniquement l’élément défaillant. -Stabilité : pour maintenir intacts tous les circuits seins et garantir la continuité des services. -Sensibilité : pour détecter même la plus petite défaillance, les anomalies courantes et les anomalies du système et opérer correctement avant que la défaillance ne cause des dommages irréparables. -Vitesse : pour opérer rapidement le cas échéant ce faisant , en minimisant les dommages, en les limitant localement et en garantissant la sécurité du personnel. Pour satisfaire les exigences précédentes, la protection doit être fiable. En d’autres termes, elle doit être : -Digne de confiance. -Elle doit intervenir lorsqu’elle est sollicitée. -Sure. -Elle ne doit pas intervenir lorsqu’elle n’est pas censée le faire. Définition du système de protection : C’est le choix des éléments de protection et de la structure globale de l’ensemble, de façon cohérente et adaptée au réseau. Le système de protection se compose d’une chaîne constituée des éléments Suivants (fig. 1) : - capteurs de mesure – courant et tension – fournissant les informations de mesure nécessaires à la détection des défauts, - relais de protection, chargés de la surveillance permanente de l’état électrique du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des partie défectueuses, et leur commande par le circuit de déclenchement, - organes de coupure dans leur fonction d’élimination de défaut : disjoncteurs, interrupteurs-fusibles, contacteurs-fusibles. Zone de protection : En plus des performances que doivent avoir les relais de protection, il faut savoir les placer correctement pour les rendre plus efficaces. Pour atteindre cet objectif, on découpe le réseau industriel en zones délimitées par les positions des organes de coupure. La figure montre une disposition caractéristique des zones de protection, correspondant respectivement à des sections de ligne, des jeux de barres, des transformateurs des machines. Ces zones se recouvrent pour ne laisser aucun point de l’installation sans protection. Figure- Les zones de protection d’un réseau électrique -Pour les relais de la zone 1 : Responsables de défaut qui est situé à l'intérieur du générateur. - Pour les relais de la zone 2 : Responsables de tous les défauts qui se trouvent dans le transformateur. - Pour les relais de la zone 3 : Responsables de tous les défauts qui se trouvent dans les jeux de bars (Bus bars). - Pour les relais de zone 4 : Responsables de tous les défauts qui se trouvent sur les lignes de transport d’énergie (Transmission Lignes). Note: La protection dans chaque zone est en fait composée de plusieurs équipements de protection et pas un seul appareil pour détecter tous les types de défauts. Il y a un chevauchement entre les différentes zones de protection pour assurer qu'il n'y a pas de zones non protégées, en particulier la zone de jeux de bars (Bus bars) [05]. La Position du système de protection : Le système de protection se trouve dans tous les systèmes électriques (réseaux électriques), car il existe un système de protection séparé pour chaque élément protégé, par exemple, on le trouve au départ et l’extrémité de chaque ligne de transport (Transmission Line), et il se trouve aussi avec chaque générateur et transformateur. Les appareils de protection sont placés dans les salles de commande des stations, et les disjoncteurs, les TC et les TT se placent soit dans la cour (postes extérieures), ou inclus dans le groupe de GIS (Gas Insulated Substation) dans les postes isolés par le gaz (poste blindé) [06]. Elément du système de protection : La protection à distance : Historique des relais à distance : 1-Marque : CDC Type : RXAP 2 Année : 1940 2- Marque : Enertec Type : RXAP 6205 Année : 1972 3- Marque : siemens Type : 7SL8430 R1KZ 4a Année : 1980 4- Marque : Enertec 5- Type : PXLC 3000 Année : 1988 Rôle d’une protection de distance : Alimentée localement par des réducteurs de mesure qui lui fournissent l’image du réseau, en cas de présence de défaut électrique dans sa zone de surveillance, le rôle d’une protection est de détecter celui-ci et de commander le disjoncteur qui éliminera le défaut. Les défauts ont des causes diverses : Foudre : Conditions climatiques ; Séismes ; Feux de brousse ; Mécanique (chute d’un pylône) ; Vieillissement du matériel et thermique. Relais de protection à distance : Les lignes de transport d’énergie électrique à haute et très haute tension 220 et 400 kV sont des lignes principales du réseau du transport électrique. Elles peuvent être aussi bien aériennes que souterraines ou sous-marines. Elles servent au transport sur les longues distances de l'électricité produite par les diverses centrales électriques, ainsi qu'à l'interconnexion des réseaux électriques. Pour cela il faut protéger ces lignes contre les déférentes anomalies surtout le court-circuit par l’utilisation de la protection de distance. Fonctionnement : En pratique, la protection de distance mesure l’impédance de la ligne par la fonction Z = U I , si l’impédance mesuré entre dans les zones de fonctionnement appeler Z1 , Z2 , Z3 , Z4 ,elle donne un ordre au disjoncteur pour ouvrir et isolé le défaut. Principe de mesure de l’impédance : La protection à distance utilise pour localiser un défaut une mesure de distance entre ce dernier et le point où elle est installée. Elle est déterminée grâce à une mesure de l’impédance directe, qui varie de 0,33Ω à 0,42Ω au kilomètre en fonction du type de ligne très haute tension. Cette mesure doit présenter un caractère dirigé. La prise en compte de la partie réactive de l’impédance directe (𝑍𝑑) permet d'affranchir la mesure de distance et de la résistance de défaut En absence de défaut (voir la Figure III.1), la protection de distance ne voit qu’une impédance apparente de réseau, dépendante du transit effectué sur la ligne, mais aucunement assimilable à l’impédance directe de la ligne. Protection à distance en absence d’un défaut. La protection à distance doit donc séparer la situation avec défaut de la situation normale sans défaut: c’est l’un des rôles de la mise en route. On entre alors dans le domaine de validité des formules ci-dessus, encore faut-il savoir laquelle utiliser. En présence d’un défaut (voir la Figure III. 2), l’impédance directe entre le point de défaut et le point où est située la protection peut être déterminée à partir des tensions et des courants. Figure III.2 Protection à distance en présence d’un défaut Les protections les plus sophistiquées possèdent une mesure par type de défaut et utilisent des critères permettant la validation de la mesure correspondant au défaut réel. Ce sont les protections multi-chaînes de mesure, le plus souvent à six chaînes, utilisées sur les réseaux 220 et 400 kV. La (Figure III .3) illustre le principe d’installation de différents équipements lié à la protection à distance. Schémas d’installation de l’équipement lié à la protection à distance Courbes caractéristiques des relais de distance : Selon les zones de mesure la protection à distance est de quatre types à savoir : MHO, Circulaire, Polygonale et Elliptique. Les courbes ci-dessous représentent les caractéristiques respectives aux quatre relais. a). MHO, b).Circulaire, c). Polygonale, d). Elliptique. Figure III.4 Types de relais de protection à distance. Il y a lieu de signaler l’avantage offert en utilisant les caractéristiques polygonales et elliptiques particulièrement lorsqu'il s'agit de protéger les lignes électriques longues ou moyennes très chargées pour lesquelles l'impédance de service peut satisfaire avec l'impédance de réglage du démarrage de relais de protection de distance. Les caractéristiques MHO et circulaire sont généralement utilisées pour protéger les lignes HT courtes qui ne sont pas très chargés. Réglage des zones de protection : Relation entre temps – distance : La plupart des relais de protection de distance à l’échelle mondiale surtout ceux du groupe Sonelgaz sont réglés pour trois zones de protection en aval (Z1, Z2 et Z3) et une seule zone de protection en amont (Z4) comme indiqué par la (figure III.5) avec une sélectivité chronométrique bien respectée pour chaque zone illustrée par la (figure III.6). Figure III.5 Principe de réglage des zones de protection Figure III.6 Sélectivité chronométrique Réglage de démarrage : Pour que le relais de distance commence son travail il fait avoir un signal d’avertissement qui ‘il y a un panne, et ce technique est utilisé dans les appareils de protection de type électromécanique mai les appareils de type numériques, elle ne dépend pas, mais elle mesuré l’impédance sur une base continue tout au long du temps jusqu'à la valeur de réglage (z3). Type de démarrage : a- Le démarrage ampérométrique dont le courant de réglage est choisi entre la Valeur du courant de court-circuit minimal (biphasé) et le courant de surcharge maximal. ICH.MAX< IR< ICC.MIN ICH.MAX : le courant de surcharge maximal. ICC.MIN : courant de court-circuit minimal IR : le courant de réglage Ce type de démarrage est adopté sur les protections des réseaux HT et THT dont les Puissances de court-circuit sont élevées et assurent à tous les coups le fonctionnement des éléments de démarrage ampérométriques. b- Le démarrage impédance métrique est d'application très répandue. Il est généralement réglé à 140 % de la longueur de la ligne pour assurer une protection de secours aux différents stades de mesure des protections du poste local et du poste en vis-à-vis. Dans le cas d'une ligne longue suivie d'une ligne courte, le réglage à 140 % de la longueur de la ligne longue n'est pas conseillé de peur de dépasser la zone de protection et d'engendrer des fonctionnements non sélectifs. On préconise à cet effet le réglage suivant pour la protection installée en A : Figure Les zones de réglage de protection. Zd : L’impédance de démarrage selon GRTE Le démarrage des protections installées sur les liaisons en antenne est choisi de façon à sensibiliser la protection même pour les défauts internes au transformateur: Figure IV.4 Les zones de réglage de protection Zd : L’impédance de démarrage. Zl : L’impédance de ligne. Zt : L’impédance de transformateur. On notera que même si l'on démarre pour un défaut au secondaire du transformateur, les protections de ce dernier ont toujours le temps d'éliminer le défaut avant l'action du troisième stade de la protection de distance. Technique de réglage des zones de mesure : Réglage des zones aval : La zone 𝑍1 est réglée entre 80 à 90 % de l’impédance totale de la ligne protégé AB (𝑍𝐴𝐵) avec un temps instantané (𝑇1= 0 sec) de déclenchement de disjoncteur HT. Figure IV.5- Les zones de réglage de protection. La zone Z2 doit prendre en considération l’impédance totale de la ligne protégée (100 % de 𝑍𝐴𝐵) plus une partie de l’impédance totale de la ligne adjacente (20 % de𝑍𝐵𝐶), avec un temps de déclenchement temporisé (𝑇2= 0,3 sec). Cette zone est une zone de secours pour le relais à distance installé sur la ligne adjacent BC, elle est caractérisée par: - Un paramètre de fonctionnement minimal désiré qui est l’impédance au jeu de barres éloigné multiplié par un facteur de sécurité de 1,2. -Un temps de retard minimal associé à chaque relais de distance installé qui doit assurer la coordination avec la zone 𝑇2 de tous ses relais. Figure IV.7- Les zones de réglage de protection. La zone 𝑍3 doit prendre en considération l’impédance totale de la ligne protégée (100 % de 𝑍𝐴𝐵) plus une partie de l’impédance totale de la ligne BC adjacente (40 % de 𝑍𝐵𝐶), avec un temps de déclenchement temporisé (𝑇3= 1,5 sec). En même temps c’est une zone de secours pour le relais de distance installé sur la ligne adjacente BC. Figure IV.9- Les zones de réglage de protection. Réglage des zones amont : La zone 𝑍4 doit protéger la ligne AB en cas de changement du sens de la puissance de transit entre les jeux de barre (de B vers A). Elle est réglée à 60 % de l’impédance totale 𝑍𝐴𝐵, avec un temps de déclenchement temporisé (𝑇4= 0,6 sec). Les équations de calcul des réglages des zones sont [26] : Première Zone (𝑍1) 𝑍1 = 80% 𝑍𝐴𝐵 = 0,8 [RAB+j 𝑋𝐴𝐵] (1) Deuxième Zone (𝑍2) 𝑍2 = 𝑍𝐴𝐵 + 20% 𝑍𝐵𝐶 = [RAB+j 𝑋𝐴𝐵] + 0 ,2 [RBC+j 𝑋𝐵𝐶] (2) Troisième Zone (𝑍3) 𝑍3 = 𝑍𝐴𝐵 + 40% 𝑍𝐵𝐶 = [RAB+j 𝑋𝐴𝐵] + 0 ,4 [RBC+j 𝑋𝐵𝐶] (3) Quatrième Zone (𝑍4) 𝑍1 = −60% 𝑍𝐴𝐵=− 0,6 [RAB+j.𝑋𝐴𝐵] (4) La vérification de synchronisation : Pour compléter le processus de connexion pour n’importe quel circuit, on suppose qu’il est branché complètement de l’autre côté et on branché le sectionneur de la ligne et jeux de barre à l’intérieur de poste [31] .alors qu’il y a deux tensions différentes sur les deux bornes de disjoncteur, l’une c’est la tension des jeux de barre et l’autre c’est celle qui existe sur le circuit d’autre part, pour faire le branchement il faut avoir compatibilité (synchronisation) entre les deux tensions qui se trouvent sur les deux bornes et pour avoir cette compatibilité il faut que : - La différence de la tension entre les deux bornes soit moins que la valeur de réglage - différant de déphasage soit moins que la valeur de réglage -la différence de de fréquence soit mois que la valeur de réglage Cet avantage se fait soit par un appareil spécial ou par le relais de distance automatiquement. Protection défaillance disjoncteur : Introduction : Là où les fusibles sont mal adaptés ou inappropriés, les relais de protection et les disjoncteurs sont utilisés en combinaison pour détecter et isoler les pannes. Les disjoncteurs sont les principaux appareils d’établissement et de coupure du courant d’un circuit électrique permettant le passage de courant en provenance d’une source vers le circuit de charge. Ils transportent le courant de charge continuellement et sans censés être ouverts par les charges (capacité de faire). Ils doivent aussi être capables de couper un circuit actif dans les conditions normales de fermeture de même que, dans les conditions de défaillance, de transporter le courant de défaut attendu jusqu’à isolement complet de la partie défaillante (capacité de coupure/interruption). En cas de défaillance, les disjoncteurs devraient pouvoir s’ouvrir sur instructions de dispositifs de surveillance comme les relais. Les contacts de relais sont utilisés dans l’établissement et la coupure des circuits de contrôle d'un disjoncteur et pour empêcher les disjoncteurs de se fermer ou de se déclencher dans des conditions de panne ou empêcher d’autres verrouillages. Combinaison relais de protection-disjoncteur : Le relais de protection détecte et évalue le défaut et il détermine ensuite le moment où le circuit doit être ouvert. Le disjoncteur fonctionne sous contrôle du relais pour ouvrir le circuit lorsque c’est nécessaire. Un disjoncteur fermé a suffisamment d'énergie pour ouvrir ses contacts quelle que soit la forme qu’ils pannent (généralement un ressort chargé). Quand un relais de protection déclenche l’ouverture du circuit, l’énergie stockée est libérée et force le disjoncteur à s’ouvrir. Sauf dans des cas particuliers où les relais de protection sont montés sur le disjoncteur, la connexion entre le relais et celui-ci est effectuée par un câblage véritable. La figure 7.1 indique schématiquement cette association entre le relais et le disjoncteur. D’un point de vue de la protection, les parties importantes du disjoncteur sont la bobine, d’excitation, le mécanisme de verrouillage, les contacts principaux et les contacts auxiliaires. Le rôle joué par ces composants dans le processus de déclenchement sont clairement illustrés à la figure 7.1. La procédure suivante étape par étape a lieu au moment l’isolement de la panne (les intervalles de temps entre chaque événement seront de l'ordre de quelques cycles électriques, veut dire millisecondes): • Le relais reçoit des informations qu’il analyse et détermine que le circuit devrait être ouvert. • Le relais ferme ses contacts en activant la bobine de déclenchement du disjoncteur. •Le disjoncteur est déverrouillé et ouvre ses contacts principaux sous le contrôle de bobine d’excitation. •La bobine de déclenchement est désactivée par l’ouverture des contacts auxiliaires du disjoncteur. Les disjoncteurs sont normalement équipés d’un certain nombre de contacts auxiliaires, qui sont utilisés de différentes manières dans les circuits de contrôle de protection (par exemple, pour alimenter des lampes sur un panneau distant et indiquer si le disjoncteur est ouvert ou fermé). Finalités des disjoncteurs : Le but principal d'un disjoncteur est de: • Commuter les courants de charge. • intervenir sur un défaut. • Couper les courants normaux et les courants de défaut. • Détourner le courant de défaut sans s’ouvrir, C’est-à-dire aucune distorsion due aux forces magnétiques dans des conditions de défaut. Les caractéristiques importantes du point de vue de la protection sont les suivantes: • La vitesse avec laquelle le courant principal est ouvert après la réception d'une impulsion de déclenchement. • La capacité du circuit que les contacts principaux sont capables d’interrompre. La première caractéristique est appelée "temps de déclenchement" et elle est exprimée en cycles. Les disjoncteurs modernes à grande vitesse ont des temps de déclenchement compris entre trois et huit cycles. Le temps global ou de coupures totales est composé comme suit: • Temps d'ouverture: temps qui s’écoule entre le moment de l'application de la puissance de déclenchement et le moment de séparation des contacts principaux. • Temps de déclenchement de l'arc: le temps écoulé entre le moment de la séparation des contacts principaux et le moment de l'extinction de l'arc produit par les courants de court-circuit. • Temps total de coupure: La somme des deux premiers (voir Figure 7.2). La deuxième caractéristique est appelée «pouvoir de coupure» et elle est exprimée en MVA. Le choix du pouvoir de coupure dépend des conditions de défaut réelles attendues dans le système et de la possible augmentation ultérieure du niveau de défaut de la source principale d’alimentation. Comportement dans des conditions de panne : Avant l’instant du court-circuit, le courant de charge passera dans l’interrupteur, ce qui peut être considéré comme nul si on le compare au niveau du courant de défaut qui circulerait. (Voir la figure 7.3). Arc électrique : L'arc électrique comporte les éléments suivants : 1. Extrémité de la cathode (–Ve): Il y a environ 30 à 50 V de chute due à l'émission d'électrons. 2. Colonne d'arc: Gaz ionisé ayant un diamètre proportionnel au courant. La température peut être comprise entre 6000 et 25 000 ° C. 3. Extrémité de l’anode (+ Ve): chute de tension de 10 à 20 V. En cas de court-circuit, un courant de défaut circule, correspondant aux paramètres du réseau. Le disjoncteur se déclenche et le courant est interrompu au zéro de courant naturel suivant. Le réseau réagit par des oscillations transitoires, ce qui génère la tension de récupération transitoire (TRV) aux bornes des contacts principaux du disjoncteur. Tous les principes de coupure impliquent la séparation des contacts, qui sont initialement reliés par une colonne d'arc chaude et hautement conductrice. Après une interruption au courant zéro, la zone de formation d'arc électrique doit être refroidie au point de vaincre la VTR et ne peut provoquer de coupure de tension dans l'intervalle ouvert. Les trois phases critiques sont distinguées lors d’une interruption d’arc, chacune caractérisée par ses propres processus physiques et par une interaction entre le système et le disjoncteur. Phase de haute intensité : Il s'agit d'un plasma hautement conducteur à très haute température correspondant à une faible masse volumique et à une vitesse d'écoulement extrêmement élevée. Une conception de contact appropriée empêche la présence de vapeur de métal dans la région critique de l’arc. Phase thermique : Avant le courant zéro, le diamètre de la colonne de plasma diminue très rapidement avec le courant décroissant et continue d’exister sous forme d’un filament extrêmement fin pendant le passage au courant zéro. Cette phase thermique est caractérisée par une course entre le refroidissement du reste du plasma et le réchauffement provoqué par la montée rapide de la tension. En raison de différence de température et de vitesse entre le flux axial relativement lent et froid du gaz environnant et le flux rapide dans le cœur du plasma chaud, une turbulence vigoureuse se produit en aval de la gorge, ce qui entraîne un refroidissement efficace de l'arc. Cette turbulence est le mécanisme dominant qui détermine le rallumage thermique ou interruption. Phase diélectrique : Après une interruption thermique réussie, le plasma chaud est remplacé par une colonne résiduelle de milieu chaud, mais plus conducteur de l'électricité. Cependant, en raison de la conductivité ionique marginale, la distorsion locale de la distribution du champ électrique est causée par l'apparition de la TRV à travers la rupture ouverte. Cet effet influe fortement sur la résistance diélectrique de la rupture et doit être prise en compte lors de la conception de la géométrie de la disposition des contacts. Types de disjoncteurs : Les types de disjoncteurs se réfèrent au support dans lequel le rupteur s'ouvre et se ferme. Ce support peut être de l’huile, de l’air, du vide ou du SF6 (hexafluorure de soufre). La classification suivante intègre les coupures simples ou doubles. Dans un type de disjoncteur à simple coupure, seule l’extrémité de la barre omnibus (source) et du câble (charge) sont toutes deux coupées. Cependant, dans les installations modernes, la double coupure est le type le plus fréquemment accepté. Appareil de control d’arcs : Un disjoncteur consiste en un contact mobile et fixe. Pendant le fonctionnement de coupure, les contacts sont dissociés et l'arc créé lors de cette séparation doit être contrôlé. Les dispositifs de contrôle de l'arc, autrement appelés générateurs de tourbillons ou de pots d'explosion, permettent d'atteindre ces objectifs: 1. Turbulence causée par les bulles d'arc. 2. Forces magnétiques tendant à écarter les contacts principaux et les mouvements aspirent l'huile à travers les ports et la font gicler au-delà de l’espace ouvert. 3. Une fois l'arc éteint (à zéro), les gaz ionisés sont éliminés pour empêcher le réamorçage de l'arc (voir Figure 7.4). Disjoncteurs à huile : Dans les installations modernes, les disjoncteurs à huile qui deviennent obsolètes sont remplacés par des disjoncteurs sous vide et par des disjoncteurs SF6. Cependant, il existe de nombreuses installations qui continuent à employer ce type de disjoncteur, car son remplacement est une opération couteuse .Dans la conception des disjoncteurs à huile, les contacts principaux sont immergés dans l’huile, celle-ci agit comme élément ionisant entre les contacts. L’huile est de type minéral avec un pouvoir diélectrique élevé pour résister à la tension entre contacts dans les conditions normales d’utilisation. Les disjoncteurs à huile sont de deux types : 1.à double coupure (utilisés depuis 1890) voir le figure. 2.à simple coupure (plus utilisés à l’origine parce que plus économiques à fabriquer. 3. moins de cuivre, appareillage de contrôle d’arc, etc. ; voir le figure L'énergie de l'arc décompose l'huile en 70% d'hydrogène, 22% d'acétylène, 5% de méthane et 3% d'éthylène. Arc est dans une bulle de gaz entourée d’huile. L’huile a les avantages suivants: • possède la capacité à froid de se glisser dans l’espace libéré après disparition du courant zéro et de l’arc. • Surface de refroidissement présentée par l'huile. • absorption d'énergie par sa décomposition. • Action de l’huile en tant qu’isolant, favorisant une conception plus compacte de l’appareil. Désavantages: • Inflammabilité (surtout s'il y a de l'air près de l'hydrogène) • Entretien (changer et purifier). Au début, l’utilisation de disjoncteurs à huile à grand volume était plus courante. Dans ce type de disjoncteurs, toute l’unité de coupure est immergée dans l’huile. Ce type présente l’inconvénient de produire de grosses quantités d’hydrogène durant la formation de l’arc et d’imposer des contraintes élevées en matière de maintenance. Par la suite il a été remplacé par un modèle à bas niveau d’huile dans lequel ’arc et la bulle sont confinés dans une chambre plus petite, ce qui a pour effet de minimiser la taille de l’unité. Computeur pneumatique : Les contacts de coupure sont situés dans l’air au lieu de tout autre support artificiel (voir Figure 7.7). L’arc est découpé en un certain nombre de petits arcs par la glissière d’arc, au fur et à mesure qu’il augmente en raison de la chaleur et des forces magnétiques. Les disjoncteurs à air sont normalement utilisés pour une distribution de 380 ~ 480 V. Disjoncteurs SF6 : L'hexafluorure de soufre (SF6) est un gaz isolant inerte, qui gagne de plus en plus en popularité dans les conceptions d'appareillage de commutation modernes, à la fois comme isolant et comme moyen d'extinction d'arc. Les commutateurs isolés au gaz (GIS) sont une combinaison de disjoncteurs, isolateurs, TC, PT, etc., et sont utilisés pour remplacer les sous-stations extérieures fonctionnant à des niveaux de tension plus élevés, à savoir 66 kV et plus. Pour les installations à moyenne et basse tension, le disjoncteur SF6 reste en principe identique à celui des disjoncteurs huile et air mentionnés ci-dessus, à l’exception de la chambre de coupure d’arc de conception spéciale, remplie de SF6. Pour interrompre un arc dessiné lorsque les contacts du disjoncteur sont séparés, un flux de gaz est nécessaire pour refroidir la zone d’arc en cas de coupure de courant (c’est-à-dire zéro). Cela peut être obtenu par un flux de gaz généré avec un piston (principe dit "de gonflage"), ou par chauffage du gaz à volume constant avec l’énergie de l’arc. La dilatation de gaz qui en résulte est dirigée à travers les buses pour fournir le flux de gaz requis. La pression du gaz SF6 est généralement maintenue au-dessus de la pression atmosphérique; une bonne étanchéité des chambres à gaz est donc vitale. Les fuites entraîneront une perte de matériau isolant et les dégagements ne sont pas conçus pour une utilisation à l’air libre. Comparaison des types de disjoncteurs : La courbe suivante indique l'exigence d'espaces entre électrodes pour les disjoncteurs dotés de différents isolants (voir Figure 7.12). Le tableau suivant présente les caractéristiques des différents types de disjoncteurs. [1] Pr.Adelhafid Hellal (école polytechnique Alger) et Pr. Mohamed Boudour (département de génie électrique Université de l’USTHB Alger) « Génie électrique –réseaux électriques-», Octobre 2014 [2] Guillaume RAMI « contrôle de tension auto adaptatif pour des productions décentralisées d’énergies connectées au réseau électrique de distribution» Thèse de doctorat INPG, 2006. [3] J.M. DELBARRE, « Postes à HT et THT - Rôle et Structure », Techniques de l’Ingénieur, Traité Génie électrique, D 4570, 2004. [4] W.D. STEVENSON, « Elements of Power System Analysis », 4th edition, McGraw Hill Book 1982. [5] S. MEDJMADJ & A. 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