Direction opérationnelle Auvergne Forez Clermont

Direction opérationnelle Auvergne Forez
Clermont-Ferrand
France
Travail de fin d’Etudes
Du 2 avril 2013 au 27 septembre 2013
Développement de l’offre Haute-Tension
Clément Tamisier
Année, Promotion 2013
Parcours Conception des Systèmes Automatisés
Tuteur Ecole :
Mohammed Boussak
Tuteur Entreprise :
Philippe Faye
Remerciements
Je tiens tout d’abord à remercier toute l’équipe pédagogique de l’Ecole Centrale Marseille
pour la formation d’ingénieur généraliste qu’elle m’a prodiguée pendant ces trois ans, et
plus particulièrement toute l’équipe encadrante du parcours de troisième année
« Conception des Systèmes Automatisés » qui m’a donné de solides bases en électricité et
en automatisme.
Je tiens à remercier Philippe Faye, responsable du bureau d’étude et tuteur de mon stage
qui m’a offert l’opportunité de réaliser ce travail de fin d’études. Merci de m’avoir
accompagné tout au long de ces six mois, en me donnant toute votre confiance et en
répondant à mes nombreuses interrogations.
Je remercie également Christophe Javaloyes pour son aide précieuse et sa motivation pour
transmettre son savoir ; ses conseils et son expérience m’auront été d’une grande aide et
m’ont permis de mieux comprendre le fonctionnement des réseaux électriques.
J’adresse plus généralement mes remerciements à tous mes collègues du bureau d’études :
Eric Ergül, Patrick Roche, Renaud Formenti, Pierrick Montagner, Géraud Morge, Pierre
Martin, Claude Grenet, Florian Combelle et Wilfried Tazo.
Résumé
[FR]
Le domaine de la haute tension n’est pas seulement destiné au transport de l’énergie
électrique puisque celle-ci sert également à alimenter directement des installations
industrielles et tertiaires. De par les valeurs élevées de tensions et de courants mis en jeu, il
est nécessaire de dimensionner au mieux ces installations pour protéger à la fois le matériel
et les personnes. Modéliser l’installation est donc la meilleure façon pour déterminer les
réglages des relais à effectuer et ainsi assurer une sélectivité et un dimensionnement des
câbles optimaux. IAO2000 est un de ces logiciels le permettant. Bien que puissant, il
convient de garder un œil averti sur les valeurs qu’il fournit, il n’existe par ailleurs aucune
notice d’utilisation. Le présent rapport s’articule autour d’une étude de sélectivité sur
laquelle s’est appuyée la rédaction d’une notice d’utilisation pour le logiciel IAO2000.
[ENG]
The high voltage field is not only used for the electricity transmission as it also serves to
power directly industrial and commercial installations. Due to the flow and the high values of
voltages, it is necessary to design those installations as good as possible to protect the
equipment and the human being. Thus, modelling the installation is the best way to
determine the relay settings and to ensure a selectivity and an optimal cable sizing. IAO200
is one of the programs that may provide the modelling of the installation. Although IAO2000
is a powerful software, we should keep a critical eye on data that it provides. Moreover,
there is no manual for this software at the moment. This report presents a selectivity study
with which the IAO2000 software’s manual was written.
Mots Clés
Sélectivité
Réseau Electrique
Court-circuit
IAO2000
Régime de neutre
Directionnalité
Section de câble
Transformateur
Relais de protection
Haute Tension (HTA)
Glossaire
CEI 60 909 : Norme internationale décrivant le calcul des Courants de court-circuit dans les
réseaux triphasés à courant alternatif
Courant homopolaire : Il correspond à la somme des trois courants de phases divisée par 3.
Court-circuit : Etablissement d’un courant anormalement élevé qui résulte d’un défaut dans
un réseau.
Directionnalité : Consiste à connaître le sens de propagation du courant/de l’énergie dans
un réseau.
HTA : Domaine de tension compris entre 1 000 et 50 000 volts.
Puissance de court-circuit : C’est la puissance maximum que peut fournir le réseau à
l’installation en défaut au point considéré pour une tension de service donnée.
Protection à temps dépendant : protection dite aussi à temps inverse dont le seuil dépend
du temps, la temporisation diminue quand le courant mesuré augmente.
Protection à temps indépendant : protection pour laquelle le seuil ne dépend pas du temps
Relais de protection : Appareillage de surveillance et de protection des réseaux électriques.
Les relais numériques sont de plus en plus utilisés, et de nombreuses fonctions peuvent leur
être associées pour détecter différents types de défauts.
Sélectivité: Méthode qui consiste à coordonner les protections de sorte que, lorsqu’un
défaut apparaît sur un circuit, seule la protection placée en tête de ce circuit se déclenche
évitant ainsi la mise hors service de la partie saine du réseau. Il existe 3 types de sélectivité :
Ampèremétrique (Pas de courant entre 2 relais consécutifs), chronométrique (pas de
temps), logique (Ordre logique d’attente venant du relais aval).
Contenu
Introdution .........................................................................................................................................1
I Présentation.....................................................................................................................................2
I.1 Identité...................................................................................................................................................... 2
I.2 Historique ................................................................................................................................................ 2
I.3 Chiffres clés ............................................................................................................................................. 3
I.4 SPIE Sud-Est............................................................................................................................................. 4
I.5 Offre d’étude HT .................................................................................................................................... 5
I.6 Présentation de la mission ................................................................................................................ 6
I.7 Présentation de Nexans ...................................................................................................................... 6
I.8 Contexte de déplacement du poste ................................................................................................. 6
I.9 Les aléas de la planification .............................................................................................................. 8
I.10 Données nécessaires à la réalisation d’un plan de protection ........................................... 8
II Travail réalisé ............................................................................................................................. 10
II.1 Description de l’installation ......................................................................................................... 10
II.1.1 Synoptique HTA ......................................................................................................................................... 10
II.1.2 Alimentation EDRF ................................................................................................................................... 10
II.1.3 Batterie de condensateurs .................................................................................................................... 11
II.1.4 Boucle 20kV ................................................................................................................................................ 11
II.1.5 Puissances installées ............................................................................................................................... 12
II.1.6 Puissance consommée ............................................................................................................................ 13
II.2 Plan de protection ............................................................................................................................ 14
II.2.1 Relais de protection numérique ......................................................................................................... 14
II.2.2 Fusibles départs transformateurs...................................................................................................... 15
II.2.3 Etendue de l’étude .................................................................................................................................... 15
II.3 Etude de Sélectivité .......................................................................................................................... 16
II.3.1 Hypothèse et normes de calcul............................................................................................................ 16
II.3.2 Calcul des courants de court-circuit.................................................................................................. 20
II.3.3 Calcul des courants de défaut à la terre ........................................................................................... 22
II.3.4 Définition des réglages des protections........................................................................................... 22
II.3.5 Présentation de IAO 2000 ..................................................................................................................... 28
II.3.6 Courbes de sélectivité ............................................................................................................................. 29
II.3.7 Carnets de réglages .................................................................................................................................. 30
II.4 Dimensionnement de la boucle 20kV........................................................................................ 31
II.4.1 Dimensionnement .................................................................................................................................... 31
II.4.2 Tenue thermique des câbles ................................................................................................................. 31
II.5 Commentaires, remarques et préconisations ........................................................................ 32
Conclusion sur la mission ........................................................................................................... 33
Bibliographie .................................................................................................................................. 35
Annexes ............................................................................................................................................. 36
Introdution
Durant mes cinq années d’études supérieures, j’ai pu acquérir de nombreuses connaissances
dans divers domaines, me permettant d’acquérir l’approche globale que se doit d’avoir un
ingénieur généraliste. C’est lors de ma dernière année à l’Ecole Centrale de Marseille, année
durant laquelle j’ai suivi le parcours d’approfondissement « Conception des Systèmes
Automatisés » que j’ai pu consolider mon savoir dans les domaines de l’Automatique et du
génie Electrique, domaines qui me passionnent depuis longtemps.
Le présent rapport a pour but de présenter mon Travail de Fin d’Etudes, réalisé au sein de
l’entreprise SPIE Sud-Est à Clermont-Ferrand. Une grande partie de mon travail a consisté à
maîtriser le logiciel d’ingénierie électrique IAO2000, à en écrire une notice d’utilisation, à en
étudier certains points précis, comme le régime de neutre compensé, pour savoir si leur
modélisation est possible. L’outil informatique est un outil fantastique pour réaliser des
calculs complexes et précis ; cependant son utilisation sans la connaissance de la théorie et
des démarches qui se trouvent derrière présente un réel danger, d’autant plus vrai pour le
domaine de la Haute Tension. C’est pourquoi j’ai choisi de consacrer la majeure partie de ce
rapport à la présentation du raisonnement interne du logiciel. Ce raisonnement se fait sur un
cas concret : Celui du déplacement d’un poste Haute Tension de l’usine Nexans de Lyon.
Ce stage est ma première vraie expérience dans le génie Electrique et constitue un tremplin
pour la suite de ma carrière.
1
I Présentation
I.1 Identité
Leader européen des services en génie électrique, mécanique et climatique, de l’énergie et
des systèmes de communication, SPIE améliore la qualité du cadre de vie en accompagnant
les collectivités et les entreprises dans la conception, la réalisation, l’exploitation et la
maintenance d’installations plus économes en énergie et plus respectueuses de
l’environnement.
Enracinée en Europe, SPIE est une des rares sociétés indépendantes de son secteur
d’activité. L'entreprise a achevé son repositionnement dans les services techniques de
proximité et se concentre désormais pleinement sur ses objectifs de leadership européen. La
vigoureuse progression de ses activités de services pétrole-gaz lui apporte par ailleurs un
précieux relais de croissance à l’international.
Partisan d’une économie qui protège l’avenir de la planète, SPIE a lancé depuis 2010 une
démarche d’économie verte qui met au premier plan les enjeux environnementaux dans la
stratégie de développement du Groupe. Objectif : Intégrer les meilleures pratiques
environnementales en conception, réalisation, maintenance, gestion de solutions, pour
mieux accompagner ses clients. Cet engagement donne lieu à de nombreux chantiers dans
l’entreprise, depuis l’évolution des offres jusqu’à l’amélioration des comportements.
Les valeurs de l’entreprise sont la proximité, la performance et la responsabilité.
I.2 Historique
L’histoire de SPIE commence en 1846 avec la création de la Société de Construction des
Batignolles. En 1900 se crée la Société Parisienne pour l’Industrie des Chemins de Fer et des
Tramways Electriques, qui devient la Société Parisienne pour l'Industrie Electrique, SPIE, en
1946. Et c’est en 1968 que ces deux sociétés fusionnent pour donner naissance à SPIE
Batignolles avec comme principal actionnaire Empain (qui deviendra par la suite Schneider
Electrique). A partir des années 90, le groupe commence à s’ouvrir à l’Europe et en 1997
Schneider vend SPIE à son personnel associé au groupe britannique AMEC. En 1998, le
groupe prend le nom de SPIE et est racheté en 2003 par AMEC qui devient AMEC SPIE, puis
en 2006, AMEC cède SPIE à PAI et le groupe reprend le nom de SPIE. Depuis les années 2000,
SPIE continue son développement européen (Pays-Bas, Belgique, Royaume-Uni et
Allemagne), acquiert de nombreuses sociétés, se diversifie dans divers domaines et continue
sa croissance.
2
I.3 Chiffres clés
Activité en Milliards
d’euros
Chiffre d’affaires en
millions d’euros
Effectifs
2010
2011
2012
3,699
4,047
4,217
196,2
218,2
242,9
28 600
29 055
30 200
Le modèle d’entreprise de SPIE est fondé sur une grande division des risques, une récurrence
des contrats et une activité peu cyclique et peu consommatrice de capital : ce modèle lui
donne la capacité à résister en période de crise et de générer du cash pour poursuivre sa
croissance. Depuis des années, il a permis à SPIE de se développer à un rythme soutenu, bien
au-dessus du PIB. Aujourd’hui, dans un contexte macroéconomique dégradé, priorité est
donnée à l’anticipation et à l’adaptation des organisations, en vue d’être partie prenante des
mutations actuelles.
3
I.4 SPIE Sud-Est
SPIE est divisé en filiales
Services multi techniques
- SPIE Ile-de-France Nord-Ouest
- SPIE Ouest-Centre
- SPIE Sud-Ouest
- SPIE Sud-Est
- SPIE Est
- SPIE Matthew Hall
- SPIE Belgium
- SPIE Nederland
Services de spécialités
- SPIE Communications
- SPIE Oil & Gas Services
- SPIE Nucléaire
A travers ses 45 implantations, SPIE Sud-Est couvre 3 grandes régions administratives :
Rhône Alpes, Auvergne et PACA, soit 20 départements français, ainsi que la Suisse romande.
Plus de 5 000 clients lui confient la conception et la réalisation de leurs projets, qu'ils soient
locaux, régionaux ou européens, mais aussi la maintenance et l'évolution de leurs
installations.
SPIE Sud-Est est constitué de 7 directions opérationnelles de proximité couvrant chacune un
territoire économique dédié, dont Direction opération Auvergne Forez, ainsi que de 3
directions opérationnelles de spécialité qui sont : Industries, Systèmes d'Information et
Transport, Génie climatique.
La Direction Opérationnelle Auvergne Forez compte près de 200 employés répartis dans 4
services :




Tertiaire 
Réseaux
Industrie et sa filiale ACEM 
Maintenance et gestion technique tertiaire 
J’ai réalisé mon stage dans le Bureau d’Etudes du service industrie où j’ai travaillé sur la
partie HT.
4
I.5 Offre d’étude HT
Cette offre est destinée à l’étude et à la modélisation des réseaux HT internes aux usines.
Dès que la puissance demandée atteint 250 kVA, les entreprises industrielles ou tertiaires
sont alimentées en haute tension 20 kV (HTA) ; toutefois, l’alimentation en HTA est possible
dès 50 kVA. L’étendue de leur site fait qu’elles sont généralement amenées à réaliser un
réseau interne HTA. L’alimentation d’une installation électrique est effectuée avec un poste
de transformation HTA/BT qui est disposé au plus près des éléments consommateurs
d’énergie. L’offre HT proposée par SPIE concerne aussi bien l’étude proprement dite que les
mesures et essais ou encore l’assistance à la mise en service.
La partie étude réalise :
- Des bases de données fournies et actualisées (relevés de chantier, fiches types de
données d’entrées, valeurs typiques, documentations sur le matériel, verrouillages
réglementaires et d’exploitation)
- Des synoptiques sous Autocad
- Des analyses avec IAO2000 (Calcul de courts circuits, de section de câbles…)
- Le dimensionnement du matériel (transformateur, disjoncteurs et fusibles…)
- Des rapports complets portant sur le plan de protection, sur le pré-paramétrage des
relais de protection numérique et sur l’exploitation du système.
La partie « mesures et essais » réalise des mesures côté basse tension et analyse le réseau.
Les essais sont réalisés sur le réseau HT par injection de courants.
L’assistance s’occupe à la mise en service de :
- Postes de livraison, sous station
- Transformateurs HTB/HTA/BT
- Moteurs HTA ou BT
- Alternateurs couplage réseau interne / externe
- Résistances et bobines de point neutre
- Protection Wattmétrique Homopolaire
- Sélectivité logique
- Raccordements Producteur / ERDF ou RTE
5
I.6 Présentation de la mission
Le bureau d’études de Clermont-Ferrand possède une petite entité de deux personnes
destinée à l’étude et la modélisation des réseaux HT internes dans les usines. Le but de mon
stage a été de participer au développement de cette offre HT et ma mission principale de
réaliser une étude de sélectivité suite à un déplacement du poste de livraison de l’usine de
Nexans à Lyon. L’objet de cette étude a consisté à déterminer la coordination de l’ensemble
des protections du réseau 20kV de l’usine Nexans Lyon, afin de garantir la sélectivité en cas
de défaut entre phases, et entre phase et terre. Le deuxième objectif a été d’informer le
client sur l’état actuel de son installation. Le but final de cette étude a consisté dans la
fourniture des carnets de réglage de ces relais de protection numériques. L’autre principale
mission a été de rédiger une notice d’utilisation pour le logiciel IAO2000, logiciel de
modélisation des réseaux électriques, d’étudier certains points précis des réseaux HT afin de
voir si leur modélisation était possible.
I.7 Présentation de Nexans
Nexans est une entreprise internationale française créée il y a
plus de 100 ans ; il s’agit d’un des leaders mondiaux de
l’industrie du câble. Elle emploie plus de 25 000 personnes et
son chiffre d’affaires en 2012 a été de plus de 7 milliards
d’euros. Nexans présente une large gamme de câbles, tant
pour l’énergie ou encore les télécommunications.
Située à Lyon, l’usine concernée était anciennement dénommée les « câbles de Lyon ».
I.8 Contexte de déplacement du poste
L’usine de Nexans est implantée dans un quartier en pleine extension où de nombreux
immeubles neufs sont en construction. Possédant quelques terrains non utilisés, elle les
vend donc aux promoteurs immobiliers. Cela nécessite un déplacement du poste de livraison
qui est situé en limite de parcelle. Nexans a demandé à SPIE Vénissieux de s’occuper de
l’étude du déplacement du poste. SPIE Vénissieux ne possédant pas la connaissance des
réseaux HT a donc fait appel à SPIE Clermont-Ferrand pour réaliser l’étude de sélectivité car
elle avait pris connaissance des compétences du bureau de Clermont-Ferrand grâce à la
diffusion d’une plaquette explicative en début d’année. Celle-ci a pour but de consolider les
compétences du groupe, tout en étant très compétitif par rapport aux concurrents.
Après une prise de contact entre les deux agences SPIE, un devis a été réalisé par le Bureau
d’Etudes de Clermont-Ferrand ; SPIE Vénissieux demandait les missions suivantes :
6
-
Réalisation d’un rapport sur ce que met en évidence la simulation électrique sous IAO
(Etude de sélectivité, étude de réglage, vérifications des sections existantes, calcul
des courants de court-circuit, et réglage des protections numériques en tête de
boucle). Ceci est accompagné d’une série de relevés sur chantier.
- Réalisation d’injections de courant pour vérifier les relais de protection et réalisation
d’un rapport d’injection avec les diagrammes et les commentaires.
Environ 94 heures de travail ont été estimées à l’issue de ce devis.
Le but est de déplacer le poste EDF entre N5 et N6.
La première phase de la mission a consisté à demander des compléments d’informations à
SPIE Vénissieux, tels que des plans de l’installation, les caractéristiques du matériel, les
valeurs actuelles des relais de protection, les marques du matériel utilisé (pour connaitre la
procédure de paramétrage à l’aide des logiciels), et la planification du chantier, en particulier
la date de mise en service. Un plan de l’installation a été réalisé sous Autocad pour servir de
synoptique lors des mesures.
Cette phase a permis de préparer au mieux le déplacement sur chantier à Lyon le 4 Juin
2013, cette ville étant située à deux heures de route de Clermont-Ferrand. A l’issue de ce
dernier, un dossier d’une trentaine de pages a été réalisé : il était constitué de fiches de
données remplies lors de la visite sur chantier, données nécessaires à la réalisation de la
simulation sous IAO, regroupant des tensions, des puissances de court-circuit ou encore des
longueurs de câbles (mesurées avec un odomètre). Des photos de plaques signalétiques ont
été prises.
7
I.9 Les aléas de la planification
Initialement la planification était la suivante :
- L’étude de sélectivité était à rendre pour le 25 Juin 2013
- La mise en service à l’aide de la valise d’injection était prévue le 7 Août 2013
A l’issue de la visite sur Lyon, seules les données propres au réseau ERDF (Puissances de
court-circuit, Courants de défauts, Régime de neutre) étaient manquantes pour réaliser
l’étude, données fournies uniquement par le gestionnaire de réseau historique.
Malheureusement, suite à un refus de permis de construction, le chantier a été décalé de
plusieurs mois. ERDF n’a pas souhaité nous communiquer les informations dont nous avions
besoin, car pour eux le chantier était désormais « lointain ». L’étude a donc été suspendue le
temps que le permis soit obtenu.
Néanmoins, dans un but pédagogique, j’ai réalisé cette étude avec des valeurs « standards »,
légèrement sous-estimées car si le réseau ERDF supporte un défaut en usine avec une faible
puissance de court-circuit, il le supportera encore mieux si cette dernière est élevée.
I.10 Données nécessaires à la réalisation d’un plan de protection
L’étude du plan de protection d’un réseau électrique industriel nécessite de disposer d’un
grand nombre d’informations le concernant. Elles sont constituées par :
 Les données connues et issues des phases précédentes de la conception du réseau
qui sont :
- la structure de l’installation (schéma unifilaire)
- Les caractéristiques générales de ce réseau pour chacun des niveaux de tensions
(puissance, tension, fréquence, régime de neutre…)
- Les caractéristiques particulières (type, section, longueur) des organes à protéger
tels que moteurs, alternateurs, transformateurs, réducteurs de mesures…
- Les caractéristiques particulières des organes de coupure (fusibles,
disjoncteurs...)
 Les données complémentaires à recueillir impérativement au niveau du poste de
livraison du distributeur en régime normal et en régime dégradé :
- La puissance de court-circuit effective,
- Les surcharges admissibles (intensité et durée)
 Le cahier des charges d’exploitation du réseau industriel proprement dit (schémas,
sélectivité…)
 Les autres caractéristiques relatives aux éléments à protéger :
- Pour les moteurs : Les temps et le nombre de démarrages successifs autorisé à
chaud, dans une période définie
8
-
Pour les moteurs et les transformateurs : les constantes de temps thermiques et
éventuellement les conditions de service particulières
- Pour les alternateurs : le type d’excitation, le mode d’entrainement, et la
signalisation des modifications de schéma en régime perturbé pour pouvoir
éviter les couplages avec écart de phase trop important.
 Les courants des différents récepteurs et sources lors :
- De la mise sous tension des transformateurs
- Du démarrage des moteurs
- Des surcharges temporaires
Ces courants sont à déterminer pour pouvoir définir les réglages de courant et la
temporisation à adopter pour que les protections restent insensibles en exploitation
normale.
Le diagramme de sélectivité est établi afin de s’assurer de la parfaite coordination des
valeurs de réglage des protections entre elles, ainsi qu’avec les caractéristiques de
fonctionnement des relais à temps inverse et des fusibles. La sélectivité conditionne la
sécurité et la qualité de service du réseau.
9
II Travail réalisé
II.1 Description de l’installation
II.1.1 Synoptique HTA
L’alimentation haute tension 20kV de l’usine Nexans Lyon est constituée d’un poste de
livraison EDF comportant une arrivée située Rue Lortet (Arrivée Normale boucle).
Le réseau de distribution HTA en câbles du centre alimente sept postes HT/BT, comportant
au total neufs transformateurs HT/BT pour une puissance installée totale de 8 730 kVA.

Le poste N6 contient un transformateur de 1000 kVA.

Le poste N9 contient deux transformateurs de 1000 kVA

Le poste N10 contient un transformateur de 1000 kVA

Le poste N2 contient un transformateur de 1250 kVA

Le poste N3 contient un transformateur de 1250 kVA

Le poste N4 contient deux transformateurs de 800 kVA

Le poste N5 contient un transformateur de 630 kVA
Ces postes sont exploités en boucle fermée
Nouveau schéma d’exploitation
Le poste de livraison comporte 6 condensateurs de 250 kVar soit au total 1 500 kVar
II.1.2 Alimentation EDRF
L’arrivée EDRF 20kV est en simple dérivation (une seule voie d’alimentation) avec les
caractéristiques suivantes :
Arrivée NORMAL (poste de livraison):
 Pcc tri max : 166 MVA
 Pcc tri min : 133 MVA
 Icc tri max : 4675 A
Limitation EDRF sur défaut à la terre : 300 A
En réalité, l’arrivée en simple dérivation n’est pas utilisée en industrie car elle est peu
favorable à la continuité de service. Les schémas sont en fait de type Coupure d’artère (ou
boucle, c’est-à-dire que deux alimentations sont possibles mais que seul ERDF peut réaliser
le basculement) ou double dérivation (deux alimentations en parallèle).
10
Ce choix de simple dérivation est à but pédagogique lié à l’absence des données ERDF ; la
réalité voudrait que ce soit une arrivée en coupure d’artère.
Pour le distributeur du réseau le régime de neutre est en neutre impédant avec une
résistance de limitation.
II.1.3 Batterie de condensateurs
La batterie de condensateurs est composée de 6 gradins de 250 KVar connectées en double
étoile soit une puissance restituée sur le réseau de 1500 kVar.
Ses caractéristiques sont les suivantes :
- Tension réseau : 20kV 50Hz triphasé
- Isolement phases/masses : 24 kV (50 kV 50 Hz/125kV choc)
- Cuve en acier inoxydable
- Surtension admissible : +10%
- Surintensité admissible : +30%
- Résistances de décharge internes (temps décharge 10 min)
- Pertes réduites : 0.1W/kVar
- Imprégnant biodégradable
- Diélectrique « tout film » (durée de vite importante et grande stabilité thermique)
- Classe température : -15/+45°C
- Conformes à la norme CEI 871-1
Le couplage double étoile consiste à la connexion des
points de neutre de tous les condensateurs. Les
condensateurs ont pour but de compenser l’énergie
réactive du réseau. Ils permettent d’améliorer le facteur
de puissance et de réduire les courants de lignes et
donc de réduire les échauffements dans le matériel. Audelà de cette aspect matériel, EDF facture l’énergie
réactive de l’installation lorsque celle-ci est trop
importante, il convient donc de remonter le cosϕ afin
d’éviter des pénalités.
II.1.4 Boucle 20kV
La boucle HTA de l’usine est constituée des liaisons suivantes :
Repère de
liaison
Liaison
Section
(mm²)
Longueur
(m)
Ame
Capacité
homopolaire
(μF/km)
Résistance
(Ohms/km)
Inductance
(mH/km)
BOUCLE HTA
C26-12
PL -> N6-L,Gauche
150
18
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
C11-1
N5 L,Droit -> PL
150
27m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
11
C7-8
N3 Bt, A Centre -> N4 MMP
150
182m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
C5-6
N2 Bt,A Est -> N3 Bt,A Centre
150
65m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
C9-10
N4 -> N5 L,Droit
150
250m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
C19-22
N9 Bt A Ouest ->N10 Bt A,Centre
150
130m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
C13-18
N6 L,Gauche - > N9 Bt A,Ouest
150
310m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
C23-4
N10 Bt A,Centre -> N2 Bt A Est
150
90m
Alu
0,2468
0,20800
0,12270
Toutes les longueurs sont approximatives (mesurées avec un odomètre) et les liaisons dans
les armoires sont négligées. Ceci est dû à l’absence de plan recensant ces longueurs. Les
caractéristiques sont les caractéristiques standards pour cette section en aluminium et sont
tirées des catalogues constructeurs.
Le câble C7-8 est en papier imprégné, sa tenue n’est peut-être plus optimale, son état n’a
pas pu être vérifié lors de la visite sur chantier.
II.1.5 Puissances installées
La boucle HTA alimente sept postes HT/BT.
L’installation comporte neuf transformateurs au total.
Calibre
(A)
Coef
enclenchement
Ie/In
Constante de
temps (s)
32
32
11
10
0.3
0.35
43
10
0.3
43
10
0.3
43
10
0.3
63
9
0.35
63
9
0.35
4,5 Comeca Normabloc
32
10
0.3
5,5 Comeca Normabloc
32
10
0.3
Puissance
(kVA)
Type
Secondaire
(V)
Ucc
(%)
630
1000
Huile
Huile
220
220
4
5
1000
Sec
380
6
1000
Sec
220
6
1000
Sec
380
6
N2 TRA
1250
Huile
380
5
Areva
N3 TRA
1250
Sec
380
6
Areva
800
Huile
380
800
Huile
220
Réf.
N5 TRA
N6 TRA
N9
TRA1
N9
TRA2
N10
TRA
N4
TRA2
N4
TRA1
Marque
Cellule
Comeca Normabloc
Comeca Normabloc
Fluomatic
Alsthom
F500
Fluomatic
Alsthom
F500
12
Fluokit
M24
Fluokit
M24
Plusieurs données n’ont pu être relevées sur site, faute de la mise en évidence des plaques
signalétiques. C’est en recoupant les informations sur la marque des transformateurs et des
cellules qu’elles ont pu être retrouvées. L’ancienneté de cette installation (Années 70/80)
fait que la recherche de documentation a constitué une difficulté. Il a par ailleurs été
impossible de déterminer le modèle de la cellule N10.
Il existe deux types de transformateurs :
- De type huile : pour lequel le circuit magnétique et les enroulements sont immergés
dans de l’huile. Pendant longtemps cette huile a été très polluante (PCB jusqu’en
1987) ; l’huile minérale utilisée actuellement est biodégradable à 99% en 43 jours.
Cependant, la norme impose toujours de prévoir des bacs ou des fosses de
récupération. Des risques d’incendies et d’explosion existent. C’est pourquoi ils ne
sont pas utilisés en milieu sensible. En contrepartie, ils nécessitent peu d’entretien.
- De type sec : le circuit magnétique et les enroulements ne sont pas immergés dans
un liquide isolant, ils ne présentent ni risque d’incendie ou de pollution, mais ils
nécessitent un entretien régulier (dépoussiérage). Il est par ailleurs impossible de
connaitre son degré d’usure alors que des relevés d’huile permettent de le savoir
pour les transformateurs « huile ».
La tension de court-circuit est la tension obtenue au primaire de celui-ci lorsque l'on a
obtenu le courant nominal au secondaire en ayant mis le secondaire en court-circuit.
On vérifie bien que les transformateurs en parallèle respectent bien les critères
d’association :
-
-
Alimentation par le même réseau
Couplages avec indices horaires compatibles (Dyn11, ce qui signifie un couplage
triangle au primaire (D), étoile au secondaire (y) avec le neutre sortie (n) et un
déphasage entre le primaire et le secondaire de 11*30=330°, c’est un couplage
standard)
Tensions de court-circuit proches
La puissance du plus gros transformateur ne dépasse pas deux fois celle du plus petit
mais il est plus souhaitable d’avoir des transformateurs de même puissance.
Le coefficient d’enclenchement et la constante de temps associée sont des données
importantes lors de l’enclenchement des transformateurs ; nous y reviendrons dans les
paragraphes suivants.
II.1.6 Puissance consommée
La consommation totale estimée des transformateurs est de 8 730 kVA. On applique un
coefficient d’utilisation de 0.4, coefficient standard pour une usine. Cette valeur faible
s’explique d’une part parce que les transformateurs ne sont pas utilisés à 100% de leur
capacité de charge mais également par le fait que puisque l’on a des transformateurs de
puissances différentes en parallèle, alors la puissance totale disponible est inférieure à la
sommes des puissances des appareils couplés.
13
On a donc finalement une puissance consommée de 3 492 kVA, soit un courant de boucle
égale à
avec S la puissance apparente consommée, U la tension composée au
√
primaire : d’où I = 101.5A
II.2 Plan de protection
II.2.1 Relais de protection numérique
La boucle HTA, équipée de sept postes, est protégée par des relais numériques au niveau du
poste de livraison :




1 cellule de protection générale (PL_D0)
 relais de protection SEPAM S48
1 cellule départ vers poste N6 (PL_D1)
 relais de protection SEPAM S41
1 cellule départ vers poste N5 (PL_D2)
 relais de protection SEPAM S41
1 cellule dédiée aux condensateurs (PL_DC)
 relais de protection SEPAM S40
Les relais de protections numériques sont un appareillage de surveillance et de protection
des réseaux électriques. Les relais numériques sont très répandus, et de nombreuses
fonctions peuvent leur être associées pour détecter différents types de défauts. Ils peuvent
mesurer des tensions, des courants, des puissances ou encore des déphasages pour la
directionnalité. En annexe 2 se trouve une photo d’un relais MICOM dans sa cellule.
Le plan de protection préconise un fonctionnement en boucle ouverte.
Arrivée ERDF
SEPAM
S48
PL_D
0
PL_D
C
SEPAM
POSTE DE LIVRAISON
S40
PL
SEPAM
D1
S41
PL
SEPAM
D2
S41
N6
N5
N9
N10
N2
14
N3
N4
Les caractéristiques des réducteurs de mesure (Transformateurs de courant) sont :
Poste
Cellule
PL_D0
PL_D1
PL_D2
PL_DC
Poste de livraison EDF
Réducteurs de mesure des TC
200/5A
100/5A
200/5A
100/5A
200/5A
100/5A
200/5A
5/5A
Les transformateurs de courant sont utilisés pour fournir l’information aux relais de
protection et/ou de mesure du courant, de la puissance, de l’énergie. Ils délivrent un courant
secondaire proportionnel au courant primaire qui les traverse. Ils doivent donc être adaptés
aux caractéristiques du réseau. Ils sont définis par leur rapport de transformation, leur
puissance et leur classe de précision. La classe de précision (précision en fonction de la
charge du TC, et de la surintensité) est choisie en fonction de l’utilisation. Il existe deux types
de transformateur de courant : ceux destinés à la protection (dont le calibre secondaire est
de 1A) et ceux destinés aux mesures (calibre secondaire de 5A imposé par RTE et ERDF).
II.2.2 Fusibles départs transformateurs
Des fusibles sont placés à chaque départ de transformateur.
Réf
Transfo
Calibre
PdC I1
(kA)
N5 TRA
N6 TRA
N9 TRA1
N9 TRA2
N10 TRA
N2 TRA
N3 TRA
N4 TRA2
N4 TRA1
32
32
43
43
43
63
63
32
32
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
Courant
mini de
coupure
I3(A)
158
158
193,5
193,5
215
315
315
160
158
Référence
32A FNW 24 KV
43A FN 24KV
43A FN 24KV
63A FNW 24 KV
63A FNW 24 KV
32A FNW 24 KV
32A FNW 24 KV
II.2.3 Etendue de l’étude
L’étude menée comprend :
Le déplacement du nouveau poste
la définition des nouveaux réglages de protection pour les cellules PL_D1, PL_D2 et
PL_D0 au poste de livraison
la concordance et l’efficacité de la sélectivité globale de l’installation en marche
normale
la validation du dimensionnement de la liaison de boucle
15
Elle aura des limites :
L’étude de sélectivité qui prendra en compte les réglages EDF proposés par l’étude
EDF
les réglages des protections (PL D1, PL D2)
le réglage de la protection condensateur
les calculs des courants phases et phase-terre seront limités aux jeux de barres de
chaque tableau et aux points de raccordement des transformateurs
les calculs de dimensionnement (autres que la liaison de boucle 20kV) ne font pas
partie de l’étude
le fonctionnement des protections du côté BT ne sera pas vérifié
la sélectivité entre le réseau BT et la boucle HT ne sera pas vérifiée
le bon état du câble en papier ne sera pas vérifié
les courbes de fusion des fusibles correspondent aux courbes théoriques et non pas
réelles
II.3 Etude de Sélectivité
II.3.1 Hypothèse et normes de calcul
II.3.1.1 Normes de calcul
Norme de calcul de court-circuit :
Norme de dimensionnement :
C60909,
C15-100, 13-100, 13-200, 13-205
II.3.1.2 Calcul des courants d’enclenchement
Le courant d’enclenchement est un courant très élevé qui apparaît lorsqu’un transformateur
est énergisé à vide, ou encore lors de microcoupures. Sa valeur doit être connue de façon à
éviter que les protections ne déclenchent sur un courant d’enclenchement (phénomène
transitoire normal différent d’un défaut).
Principe de calcul :
( ) est calculé pour chaque transformateur à la
Le courant d’enclenchement
temporisation t qui n’est autre que la temporisation de réglage du seuil.
La valeur crête du courant d’enclenchement est calculée en utilisant la formule suivante :
()
16
avec :
: Courant d’enclenchement
: Courant nominal
k : Coefficient d’enclenchement
T : Constante de temps
t : Temps
On considère pour l’étude de sélectivité la somme des courants d’enclenchement de tous les
transformateurs vus par les relais de protection numérique. Le courant d’enclenchement
possède une forte composante continue. La valeur aux premiers instants peut atteindre plus
de 10 fois la valeur nominale et peut donc être interprétée comme un défaut. La valeur crête
est filtrée par l’algorithme du relais qui divise la valeur réelle par √ En réalité, le relais
mesure la valeur efficace de l’ondulation du courant, soit
√
avec
valeur efficace de l’ondulation
valeur efficace totale
D’où :
√√⟨ ⟩
⟨⟩
Avec i valeur instantanée du courant
Le relais est donc insensible aux composantes apériodiques. Ce filtrage concerne les relais
SEPAM S40 des PL D1 et PL_D2 et SEPAM S48 de la cellule PL D0. Il faut cependant ne pas
perdre de vue le fait que le courant vu par le relais n’est pas la valeur réelle du courant qui
circule dans les câbles et que ce dernier est beaucoup plus élevé, cela pouvant amener à un
sous-dimensionnement des câbles. Il est donc nécessaire d’avoir bien conscience qu’il est
primordial de dimensionner les câbles en fonction de la valeur crête.
N5 TRA
N6 TRA
N9 TRA1
N9 TRA2
N10 TRA
N2 TRA
N3 TRA
N4 TRA2
N4 TRA1
200
71
289
102
289
102
289
102
289
102
324
115
324
115
231
82
231
82
La tension d’exploitation issue du réseau EDF est considérée comme étant figée à la tension
de service de 20kV.
17
Lors d’un court-circuit, le courant de défaut n’est pas constant. Généralement, il est la
somme d’une composante alternative d’amplitude décroissante et d’une composante
apériodique, décroissante jusqu’à la valeur nulle. En pratique la connaissance exacte de
l’évolution du courant de court-circuit en fonction du temps n’est pas indispensable. La
norme CEI60 909 permet de calculer de manière simple les courants de court-circuit
maximaux et minimaux. Les formules données ci-dessous sont redémontrables en exploitant
les composantes symétriques : la méthode consiste à écrire les équations liant courants et
tension dans la zone de déséquilibres, dans la zone de symétrie, définir la continuité à la
frontière des deux zones et à résoudre le système.
II.3.1.3 Calculs des impédances
Les impédances sont calculées selon les équations suivantes :
Impédances EDRF :
Impédance des transformateurs
Impédance des câbles 20kV :
(
)
II.3.1.4 Calculs des courants de court-circuit
Court-circuit triphasé
Les courants de défaut triphasés francs ne représentent que 5% des cas : il s’agit de la
réunion accidentelle des trois phases. Ce défaut est celui qui provoque les courants les plus
élevés ; son calcul permet de choisir le matériel en fonction des intensités maximales qu’il
doit supporter (Pouvoir de coupure, tenue thermique des câbles). Il se calcule selon la
formule suivante :
√
avec :
= impédance totale directe
Le facteur de tension c est défini suivant la norme CEI 60909, ce qui permet de tenir compte
des variations de tension dans l’espace et dans le temps des changements éventuels de prise
des transformateurs. En HTA ce facteur prend la valeur 1,1.
18
Court-circuit biphasé
Les courants de défaut biphasés francs représentent environ 15% des cas et consistent à la
mise en contact de deux phases. Bien que plus faibles que les courants de court-circuit
triphasé, ils engendrent des contraintes électrodynamiques bien plus importantes. En effet,
un conducteur électrique parcouru par un courant I(A), placé dans un champ magnétique
créé par un conducteur parallèle à une distance d(m) parcouru par un courant I(A) est
soumis à une force électromagnétique F(N/m) :
Où
est la perméabilité du vide et
celle du conducteur
Ces forces de Laplace peuvent être telles qu’en cas de sous-dimensionnement, les câbles
peuvent vibrer lors du défaut voir même se détorsader et les jeux de barres plier.
Les courants de défaut biphasés se calculent donc selon la formule suivante :
(
avec :
)
= impédance directe
= impédance inverse
En l’absence de machine tournante, les impédances inverses sont égales aux impédances
directes ; on peut donc écrire les courants de défaut biphasés francs sous la forme :
√
Courant monophasé
Les courants de défaut monophasés à la terre francs, c’est-à-dire la mise à la terre d’une
phase, représentent 80% des cas. Ils se calculent selon la formule suivante :
√
(
)
avec :
= impédance directe
= impédance inverse
= impédance homopolaire
Cependant, comme nous le verrons plus loin, leurs calculs ne sont pas nécessaires étant
donné la sensibilité des protections homopolaires.
II.3.1.5 Calculs des courants de défaut à la terre
Le courant capacitif linéique remontant des câbles 20kV peut être calculé avec la formule
suivante :
19
avec
n : nombre de câbles par phase
: capacité homopolaire par phase (F/km)
ω : pulsation = 2f
V : tension simple (phase neutre)
La connaissance est importante pour connaître le courant homopolaire qui peut circuler en
régime normal et éviter un déclenchement intempestif.
II.3.1.6 Calcul du courant nominal de la batterie de condensateurs
Le courant nominal des condensateurs est donné par la relation suivante :
√
Où
est la puissance de compensation installée et U la tension aux bornes des
condensateurs.
On a donc
√
II.3.2 Calcul des courants de court-circuit
Pour optimiser le traitement de ces calculs et obtenir une bonne idée de certains réglages
avant même d’utiliser IAO, tout particulièrement lors d’un réglage d’urgence, j’ai réalisé une
interface sous Excel entièrement codée en VBA, à partir des informations suivantes :



Plaque signalétique d’un transformateur et calibre de son fusible
Caractéristiques du câble (section et , facteur dépendant de l’âme du conducteur
et de l’isolant)
Caractéristiques du réseau (
,
, et tension nominale)
Le programme fournit alors :
 Les différents courants (
et
au secondaire du transformateur vus au primaire
, et les courants de défauts minimum et maximum du réseau).
 Les différentes impédances (transformateur, réseau et totale)
 Une proposition de réglages des seuils de courant des relais à temps dépendant selon
la C13-200
 Un diagramme de sélectivité reprenant les différents courants
Les courbes de fusibles sont celles des fusibles FNW6 ; cependant, il sera aisé de compléter
cette base de données en reprenant les courbes de fusion des constructeurs.
Un aperçu de cette interface est disponible en annexe 1.
20
II.3.2.1 Calculs d’impédances
Impédance de source EDRF :
ZdEDRF (Lortet)
2.41 Ω
Impédances des transformateurs :
N5 TRA
N6 TRA
N9 TRA1
N9 TRA2
N10 TRA
N2 TRA
N3 TRA
N4 TRA2
N4 TRA1
25.4 Ω
20 Ω
24 Ω
24 Ω
24 Ω
16 Ω
19.2 Ω
22.5 Ω
27.5 Ω
Impédances des liaisons :
C26-12
C11-1
C7-8
C5-6
C9-10
C19-22
C13-18
C23-4
Longueur (m)
18
27
182
65
250
130
310
90
R (Ω)
0,004
0,006
0,038
0,014
0,052
0,027
0,064
0,019
L (mH)
0,002
0,003
0,022
0,008
0,031
0,016
0,038
0,011
Z (m Ω)
3,8
5,7
38,5
13,8
52,9
27,5
65,6
19,0
Au regard de la longueur des câbles, leurs impédances peuvent être négligées dans le calcul
des courants de défauts polyphasés. Elle est en revanche prise en compte dans les calculs
effectués par le logiciel IAO2010, ce qui explique les légères différences de résultats entre les
calculs présents dans les tableaux suivants et les valeurs sorties par le logiciel.
II.3.2.2 Mode d’exploitation n°1 : ERDF
Défaut dans la boucle et les postes 20kV
Icc 3
Icc 2
3840—4790 A
3325—4148 A
21
Défaut au secondaire des transformateurs 630kVA vu côté primaire
Icc 3
Icc 2
447 A
389 A
Défaut au secondaire des transformateurs 800kVA vu côté primaire
Icc 3
Icc 2
379—455 A
328—394 A
Défaut au secondaire des transformateurs 1000kVA poste H vu côté primaire
Icc 3
Icc 2
472—557 A
409—482 A
Défaut au secondaire des transformateurs 1250kVA vu côté primaire
Icc 3
Icc 2
572—678 A
525—627 A
II.3.3 Calcul des courants de défaut à la terre
Comme mentionné dans les données de l’étude, les courants de défaut à la terre sur le
réseau 20kV sont limités à :
 300 A dans le cas d’un fonctionnement sur le réseau ERDF,
Pour les courants capacitifs des liaisons, on a pour chaque section :
Section (mm²)
150
Icapacitif (A/km)
2,68
Le courant capacitif total de tout le réseau HTA 20kV est de 2,68A. Par conséquent, le
courant capacitif vu par chaque relais de départ sain en cas de défaut à la terre sur un autre
départ est négligeable.
II.3.4 Définition des réglages des protections
II.3.4.1 Généralités
Les carnets de réglage des relais SEPAM sont réalisés avec le logiciel de paramétrage SEPAM
SFT 2841.
Conformément à la Norme C13-100, le contact de déclenchement du SEPAM S48 arrivée
20kV C13100 est configuré à sécurité positive.
22
Les valeurs indiquées dans la suite de l’étude sont au pas de réglage près des relais de
protection SEPAM.
Les fonctions des relais de protection sont codées numériquement selon le code
ANSI d’après la norme C37-2.
Une protection à maximum de courant est une protection électrique qui consiste à comparer
le courant mesuré dans le réseau à une valeur limite. Si le seuil est dépassé, la protection
conclut qu'un court-circuit ou qu’une surcharge, selon les cas, a lieu. Elle est utilisée pour
protéger les transformateurs et les lignes. On peut différencier deux familles de protection à
maximum de courant, celle à temps indépendant et celle à temps inverse (ou temps
dépendant). Elles portent respectivement les codes ANSI 50 et 51. Il est basé sur le fait que
dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné
de la source. Une protection ampèremétrique est disposée au départ de chaque tronçon :
son seuil est réglé à une valeur inférieure à la valeur de court-circuit minimal provoqué par
un défaut sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué
par un défaut situé en aval (au-delà de la zone surveillée). Ce système est économique,
simple et rapide. La protection est reliée à un transformateur de courant qui permet de
réduire le courant du traversant le réseau à un niveau qui le rend mesurable par un appareil
électronique. Ce sont ces seuils que l’on va définir par la suite.
Remarque : Dans les réseaux les plus récents, les reconfigurateurs de boucle sont de plus en
plus implantés afin d’isoler seulement le tronçon défectueux et assurer ainsi une continuité
optimale. Ils sont de deux types : - Manuel (voyant de détection, appelé vulgairement Bardin
qui signale le tronçon en défaut) et - Automatique (un contrôleur intelligent reconfigure
automatiquement la boucle en cas de défaut, les relais de protection dans les sous-stations
remontent les informations)
II.3.4.2 Sélectivité entre les différentes cellules
La sélectivité est préconisée entre les départs et arrivées comme suit :
sélectivité logique entre l’arrivée C13100 (cellule PL_D0) et les départ PL_D1 et
PL_D2
sélectivité logique entre l’arrivée C13100 (cellule PL_D0) et le départ PL_DC
II.3.4.3 Fonctionnement de la sélectivité logique
La sélectivité logique préconisée entre les départs PL_D1, PL_D2, PL_DC et l’arrivée PL_D0
fonctionne comme suit :
23
en cas de défaut sur le départ 20kV PL_D1 ou PL_D2, un contact de sortie du S41 (sur
lequel sont affectées les fonctions I>>>, I>> et Io>>>) monte immédiatement pour
aller polariser une entrée logique de l’arrivée PL_D0 l’informant d’un défaut sur le
départ. La réception de cette information par le S48 entraîne le blocage de sa
temporisation de base et l’activation de sa temporisation de sélectivité logique (ou
temporisation de secours). Ceci permet de creuser l’intervalle de sélectivité entre les
départs de boucle et l’arrivée du 20 kV au poste de livraison.
En cas de défaut sur le jeu de barres de l’arrivée 20kV, le relais des départs PL_D1 et
PL_D2 ne voit pas le défaut et n’envoie donc aucune information à l’arrivée. Par
conséquent, le S48 élimine le défaut à sa temporisation de base.
II.3.4.4 Réglages des seuils Phases
Arrivée C13-100 au Poste de Livraison (Sepam S48) – Cellule PL_D0
Rappel de l’article 433.3 de la norme C13-100 (protection à maxi de courant phase) :
Lorsque la protection du poste est assurée par disjoncteur, le réglage du relais doit être tel
que le courant minimal de court-circuit de l’installation à haute tension (Iccbi) provoque le
fonctionnement du dispositif de protection dans un temps permettant d’assurer une
sélectivité satisfaisante avec la protection du réseau à haute tension. En outre dans toute la
mesure du possible, les appels de courant résultant de la mise sous tension des installations
ne doivent pas provoquer de fonctionnement intempestif du dispositif de protection.
Ces conditions sont satisfaites si le courant de réglage est égal à la plus petite des deux
valeurs, soit : MINI [8Ib ; 0.8Iccbi]
Rappel de l’article 433.3 de la norme C13-100 (temporisation du déclenchement du
disjoncteur HTA) :
L’élimination du courant de court-circuit doit pouvoir être effectuée en 0,3 seconde au plus.
Pour les réglages, en accord avec le distributeur, un temps supérieur peut être admis si la
tenue aux contraintes thermiques de l’installation et du réseau le permet.
Le seuil de phase doit être réglé de telle sorte à assurer une protection en cas de défaut
phase en aval de la cellule PL_D0 du Poste de Livraison, tout en restant :
o Critère n°1 : respecter la condition : MINI [8Ib ; 0.8Iccbi]
o Critère n°2 : être sélectif au-dessus des courbes de fusion fusibles 20kV. Un
défaut dans un transformateur sera ainsi éliminé sélectivement par les fusibles du
départ en défaut.
o Critère n°3 : être supérieur à l’appel de courant magnétisant de l’ensemble des
transformateurs.
24
Critère n°1 :
Source
Normal ERDF (Lortet)
8*Ib (A)
2017
0.8*Icc2 (A)
3072
Le courant d’emploi Ib est calculé en tenant compte d’une utilisation de 100% de la
puissance disponible par l’ensemble des 9 transformateurs de puissance.
Conformément à l’article 433.3 de la C13-100, nous retiendrons pour le critère n°1 le
réglage :
[I>>>]PL_D0 = 2017A
Aussi, conformément au temps maximum d’élimination des défauts défini par la norme C13100 au niveau de l’arrivée C13-100 (300ms), et en tenant compte d’un temps maximum
d’ouverture du disjoncteur C13-100 de 80ms, nous arrivons à une temporisation de réglage
maximale de 220ms.
[tI>>>]PL_D0 = 0.12s sans sélectivité logique
0.22s avec sélectivité logique
Critère n°2 : Le réglage retenu doit permettre aussi d’être sélectif par rapport au fusible le
plus haut sur la courbe de sélectivité, à savoir le fusible 63A. La courbe de fusion confirme ce
réglage : pour une temporisation de 0.22s, la fusion des fusibles indique 580A, donc le
réglage à 2017A convient.
Critère n°3 : Le réglage doit également être au-dessus du courant vu par le relais en cas
d’enclenchement des transformateurs en aval.
Le courant d’enclenchement vu par le relais est :
Cellule Temporisation (s)
PL_D0
0,220
Courant d’enclenchement Courant filtré
(A)
(A)
344
Constante de
temps (s)
0.237s
Le réglage proposé permet de s’affranchir du courant d’enclenchement.
Départ boucle 20kV (SEPAM S41) – Cellules PL_D1 et PL_D2
Cas le plus critique : la boucle est entièrement alimentée par une des deux cellules
Le seuil de phase doit être réglé de telle sorte à assurer une protection en cas de défaut
phase en aval du Poste de Livraison (dans la boucle 20kV), dans le respect des :
o Critère n°1 : être sélectif en dessous de la protection C13-100 (2017A/0.22s
valeurs types données par ERDF).
25
o Critère n°2 : être supérieur à l’appel de courant magnétisant de l’ensemble des
transformateurs.
o Critère n°3 : être sélectif au-dessus des courbes de fusion fusibles 20kV. Un
défaut dans un transformateur sera ainsi éliminé sélectivement par les fusibles du
départ en défaut
o Critère n°4 : être inférieur au courant de défaut pour un défaut biphasé franc
minimum dans la boucle 20kV, soit 3225 A.
Critère n°1 : Le seuil ampérométrique est réglé à I>>>C13100/1.2 (intervalle de sélectivité
ampérométrique de 1,2 par rapport au relais C13100), soit :
[I>>>]PL_D1 = 1681A / 0.05s
Critère n°2 : Le courant d’enclenchement vu par le relais est :
Cellule Temporisation (s)
PL_D1
et
PL_D2
Courant d’enclenchement Courant filtré
(A)
(A)
0,05
705
Constante de
temps (s)
0.237s
Le courant d’enclenchement est une valeur crête ce qui nécessite de la diviser par √ pour
obtenir la valeur efficace. Les protections Sepam masquent la composante continue due à
l’enclenchement des transformateurs (elles sont insensibles aux composantes apériodiques).
Ainsi, la valeur réellement lue par le Sepam, à la magnétisation des transformateurs, sera de
50% de la valeur réelle (ratio valable pour les Sepam S20, S40 et S48).
Ainsi avec cet algorithme, le réglage proposé permet de s’affranchir du courant
d’enclenchement dans le cas où le courant est filtré, et où la boucle ouverte est alimentée
par une seule cellule (cas le plus critique).
Critère n°3 : Pour une temporisation de 0.05s, la courbe de fusion des fusibles indique une
fusion à 850A, donc le déclenchement du relais est effectué à 197% de la fusion du fusible.
Cette marge est plus que correcte et permet d’être sélectif. Ainsi, lors d’un court-circuit
immédiatement en aval des transformateurs (et en amont des protections générales BT), ou
en cas de dysfonctionnement de la protection générale BT, seule la protection fusible du
transformateur est sollicitée.
Critère n°4 : Ce seuil est bien inférieur au courant de défaut pour un défaut biphasé franc
minimum dans la boucle 20kV.
La marge entre la fusion du plus gros fusible et le déclenchement du relais étant important,
on peut rajouter un seuil de courant pour plus de sécurité. Les 4 critères à respecter sont les
mêmes que ceux pour le réglage de I>>>. Les critères 1 et 4 sont naturellement vérifiés.
On choisit arbitrairement :
[I>>]PL_D1 = 600A / 0.72s
26
Ce choix est lié à la courbe de fusion du fusible 63A.
Critère n°2 : La temporisation est plus grande que la constante d’enclenchement, le courant
maximum vu par le relais est le de l’installation soit 252A. Ce critère est donc respecté.
Critère n°3 : Pour une temporisation de 0.72s, la courbe de fusion des fusibles indique une
fusion à 480A, donc le déclenchement du relais est effectué à 125% de la fusion du fusible.
Cette marge est au-dessus de celle préconisée (être supérieure à 120%) donc le critère est
vérifié.
Départ condensateurs (SEPAM S40) – Cellules PL_DC
La norme NF EN 60871-1 définit les niveaux de surcharge en courant harmonique admissible
par les condensateurs de puissance. Les condensateurs sont conçus pour supporter un
niveau de surtension égal à 10 % de leur tension assignée. Ils peuvent en complément
accepter une surcharge en courant de 30 %. Ces deux contraintes ne sont pas cumulables,
l’énergie réactive qu’ils fournissent ne devant pas dépasser 30 % de leur puissance nominale.
C’est pourquoi le réglage du seuil de courant est réglé à :
[I>>]PL_DC =
= 67.6A/0.22s
La sélectivité avec la protection avec la cellule C13-100 est ainsi respectée.
II.3.4.5 Réglages des seuils Terre
Arrivée C13-100 au Poste de Livraison (SEPAM S48) – Cellule PL_D0
Rappel de l’article 434.2 de la norme C13-100 (protection à maxi de courant homopolaire) :
Le courant de réglage du relais homopolaire doit être le plus faible et, en tout état de cause
inférieur au courant de réglage du relais homopolaire du départ du distributeur. Cette
condition est en général remplie pour un réglage supérieur ou égal à 12% du courant nominal
des transformateurs de courant.
Rappel de l’article 433.3 de la norme C13-100 (temporisation du déclenchement du
disjoncteur HTA) :
L’élimination du courant de court-circuit doit pouvoir être effectuée en 0.3seconde au plus.
Pour les réglages, en accord avec le distributeur, un temps supérieur peut être admis si la
tenue aux contraintes thermiques de l’installation et du réseau le permet.
Conformément à la Norme C13-100, le réglage devrait donc être de : 12%*In. ERDF
proposera donc de régler le seuil terre comme décrit ci-dessous :
[Io>>>]PL_D0 = 0.12 * 200 = 24Aprimaire
27
[tIo>>>]PL_D0 = 0.12s sans sélectivité logique
0.22s avec sélectivité logique
Départ boucle 20kV (SEPAM S41) – Cellules PL_D1 et PL_D2
1) Groupe de réglage 1 : Mode ERDF :
En cas de fonctionnement sur ERDF, le seuil terre doit être réglé de telle sorte à assurer une
protection en cas de défaut terre en aval du Poste de Livraison, tout en respectant :
o Critère n°1 : rester sélectif au-dessous de la protection C13-100
o Critère n°2 : rester insensible au courant capacitif maximum de la boucle.
Critère n°1 : Le seuil ampérométrique est donc réglé à :
[Io>>>]PL D1 = [Io>>>]C13100/1.2 = 24A / 1.2 = 20A / 0.05s
La sélectivité chronométrique avec la protection C13-100 est assurée par le biais de la
sélectivité logique.
Critère n°2 : Le courant capacitif de 2.68A est bien inférieur au seuil.
Les fusibles ne peuvent voir les défauts monophasés car les courants engendrés sont trop
faibles. Un défaut monophasé fera donc déclencher le relais numérique avec l’apparition
d’un courant homopolaire.
L’enclenchement des transformateurs de puissances entraine la saturation des
transformateurs de courants, ce qui peut produire un déclenchement par faux défaut
homopolaires de manière aléatoire. Ceci est dû à la magnétisation du circuit suivant un cycle
d’hystérésis. Le taux d’harmonique de rang 2 est très important lors de la saturation, le
risque de déclenchement intempestif peut être éliminé en activant la retenue à
l’harmonique de rang 2 dans les paramètres du Sepam.
Départ condensateurs (SEPAM S40) – Cellules PL_DC
La protection est assurée par un relais de déséquilibre détectant un courant circulant dans la
liaison entre les deux neutres des étoiles. Ce courant est inférieur à 1A en général.
II.3.5 Présentation de IAO 2000
Le programme IAO est un outil de calcul de dimensionnement et d'étude de protection des
réseaux électriques. Pour chaque installation étudiée il permet :
- Le calcul des valeurs minimales et maximales des courants de court-circuit aux
niveaux des récepteurs et des jeux de barre
28
-
La vérification de la sélectivité par rapport aux courants de court-circuit calculés en
traçant les diagrammes de réglages des relais
La simulation des démarrages/déconnexions des composants et ses effets sur le
réseau
Le dimensionnement des câbles
Ce logiciel a longtemps été utilisé par le service de sélectivité de Schneider jusqu’à ce qu’ils
développent en interne Selena (Schneider ELEctrical Network Analysis) mais ce dernier
repose sur IAO. L’avantage d’IAO s’explique par le fait qu’il n’est associé à aucune marque ce
qui permet d’utiliser n’importe quel matériel pour les simulations. Bien que très puissant, cet
outil est peu intuitif et nécessite un peu de pratique avant d’être correctement maîtrisé.
Comme tout logiciel de simulation il est important d’avoir un regard critique vis-à-vis des
résultats qu’il peut fournir, c’est pourquoi une étude de sélectivité comprend toujours la
partie « manuelle » décrite dans ce rapport car elle permet d’avoir une bonne idée des
ordres de grandeur de sortie. Le tutoriel inclus est par ailleurs pédagogique. Une des
missions de mon stage a donc été d’en écrire une notice d’utilisation et de découvrir de
nouvelles fonctionnalités. Cette notice est disponible en Annexe 4.
II.3.6 Courbes de sélectivité
Les calculs sont effectués grâce au logiciel IAO2010 et selon la norme C60909. Les résultats
de ces calculs sont cohérents avec ceux obtenus dans ce rapport par les formules énoncées
(les valeurs des courants de court-circuit sont légèrement différentes par la prise en compte
des liaisons par le logiciel).
On peut retrouver dans le document en annexe 3 les synoptiques du réseau et les courbes
de sélectivité des protections Phase et Terre.
Les courants d’enclenchements suivant qu’ils sont « vus » par le fusible ou le relais subissent
le cas échéant un facteur de réduction de √ .
29
II.3.7 Carnets de réglages
II.3.7.1 Réglages proposés
Poste
Cellule
Relais
Rapport de TC
Phase
Terre
Mode ERDF
Phase
[I>>] [tI>>]
[I>>>]
Terre
Remarques
[tI>>>] [I0>>>] [tI0>>>]
SEPAM
200/5A 200/5A 600A 0.72s 1681A 0.05s 10.1A
0.22s
S41
Poste de
SEPAM
PL_D2
200/5A 200/5A 600A 0.72s 1681A 0.05s 10.1A
0.22s
livraison
S41
SEPAM
PL_DC
200/5A 5/5A
56A 0.22s
X
1A
0.05s
S40
SEPAM
PL_D0
200/5A 200/5A
X
2017A 0.22s 12.2A
0.22s
S48
La sélectivité au poste de livraison entre les cellules PL_D1, PL_D2, PL_D et PL_D0 est assurée.
PL_D1
30
Sélectivité logique entre les
départs et l’arrivée
II.4 Dimensionnement de la boucle 20kV
Le dimensionnement des câbles HTA est vérifié suivant la norme NFC13-205.
II.4.1 Dimensionnement

Nature des câbles :
Unipolaire à champ radial 150mm² Aluminium

Mode de pose :
Variable 43 ou 13

Coefficients correctifs :
K12 = 1
K13 = 1
K14 = 1
K16 = 1
K17 = 1

Courant admissible non corrigé :
305 A

Courant admissible corrigé :
305 A
Le courant permanent circulant dans la liaison, à 100% d’utilisation des transformateurs est
de 252 A, donc bien inférieur au courant admissible par la liaison.
II.4.2 Tenue thermique des câbles
La contrainte thermique représente la durée maximale supportée par les câbles en cas de
court-circuit :
(
)
Avec
d’après la C13-205

Tenue thermique (1s) du câble :
Ith = 74 A/mm² (11 100A)

Courant de court-circuit maximum :
Iccmax = 4790 A

Temps maximum de durée du défaut :
tmax = 5,37 s
La nature de la liaison conduirait à un temps d’élimination maximum de 5,37 s.
Le temps d’élimination des protections au poste de livraison étant inférieur à 1s, il n’y a pas
de contrainte thermique sur les câbles.
Les câbles sont parfaitement dimensionnés pour leur utilisation.
31
II.5 Commentaires, remarques et préconisations
Actuellement l’installation fonctionne en boucle fermée. Bien que ce mode de
fonctionnement autorise une exploitation sans interruption de services lors d’incidents ou
de travaux sur la boucle, il exige toutefois un système de protection complexe adapté basé
sur l’utilisation de dispositifs directionnels ou différentiels : chaque transformateur devra
être surveillé par un relais numérique. Dans notre cas, la boucle est protégée par des
fusibles, et donc, au premier défaut, les protections PL_D1 et PL_D2 vont déclencher
simultanément ce qui provoquera un arrêt total de la production. Ceci est d’autant plus vrai
pour les défauts monophasés représentant 80% des défauts et qui ne sont vus que par les
relais PL_D1 et PL_D2. C’est pourquoi il serait utile de mettre en place des relais de
protection homopolaire au niveau de chaque transformateur, ainsi seul le transformateur
voyant le défaut serait isolé, l’association d’un voyant de signalisation permettrait une
reconfiguration manuelle de la boucle pour une continuité de production optimale (Relais
« Bardin »). De plus, les courants de magnétisation sont importants et il convient autant que
possible d’éviter d’alimenter la boucle par une seule cellule : ceci en particulier pour le câble
C7-8 en papier imprégné, ce câble ancien étant dans un état qui nous est inconnu. Compte
tenu du risque non négligeable d’incendie, il sera préconisé un changement de ce dernier et
une ouverture de la boucle à plus ou moins la moitié de l’installation. Enfin la compensation
mise en place en tête d’installation devrait être remplacée par une compensation partielle.
En effet, même si la compensation globale supprime les pénalités pour la consommation
excessive d’énergie réactive, elle ne soulage en aucun cas les installations en aval car la
totalité du courant réactif est présente dans les câbles jusqu’aux récepteurs.
Le relais Sepam 41 propose un réglage directionnel dit « Protection Wattmétrique
Homopolaire » : ce dernier n’est pas pris en compte. En effet, cette protection détecte
uniquement les défauts amont, ce qui la rend inopérante dans notre cas puisque seul le
relais S48 se trouve en amont.
Certaines remarques peuvent être faites concernant l’installation. Bien que sortant du
contexte de la mission, il m’a paru opportun de les noter :

A l’arrière du transformateur N3_TRA, une tôle est manquante, une personne
passant derrière au moment d’un dégazage peut être brûlée.

Transformateur N4_TRA2, les pastilles des fusibles sont manquantes.

Transformateur N4_TRA1, les capsules des fusibles sont absentes.

Transformateur N6_TRA, les soufflets sont noirs et par conséquent sont usés.
32
Conclusion sur la mission
A l’issu de ce stage j’ai pu mener avec succès les différentes missions qui m’ont été confiées.
La réalisation de cette étude de sélectivité a constitué une bonne approche de tous les
phénomènes que l’on peut rencontrer sur un réseau industriel HTA. Un des objectifs de ce
stage était de fournir un regard nouveau sur l’offre HTA, la lecture de très nombreuses
documentations m’a entre autre permis de découvrir que les relais numériques ne voient
pas les composantes continues des courants, ce qui permettra à SPIE d’être plus « souple »
dans ses réglages lors de ses prochaines affaires.
Il existe désormais une notice d’utilisation du logiciel IAO2000 : elle permettra aux nouveaux
utilisateurs de SPIE Sud-Est de prendre rapidement en main ce software toujours en
développement. De nouvelles fonctionnalités seront très certainement ajoutées à ce
dernier, mais cela ne changera en rien son ergonomie qui est la même depuis sa création.
Parmi ces fonctionnalités, on pourrait retrouver une meilleure gestion des protections
différentielles qui sont pour l’instant assez rebutantes à l’utilisation, ou encore la possibilité
d’utiliser des composants biphasés (Moteur, Transformateur…) afin de pouvoir étudier les
déséquilibres engendrés dans les installations. L’implantation du régime de neutre
compensé est certainement le point le plus important à pouvoir simuler ; j’ai pu rentrer en
contact avec les programmeurs pour obtenir plus d’informations. Ces derniers m’ont
proposé une solution alternative qui revient à utiliser une neutre impédant ce qui n’est
guère satisfaisant puisque cela n’annule que partiellement la partie réactive du courant
(c’est-à-dire la partie « fixe » puisqu’il faut recalculer en permanence la valeur de
l’inductance).
Le seul regret que je pourrais avoir est de n’avoir pu mener le déplacement du poste de
livraison jusqu’au bout du chantier, d’une part, de par le fait qu’ERDF ne m’a pas fourni les
données manquantes, mais surtout par le fait que je n’ai pu procéder aux essais par injection
,ce qui aurait constitué une bonne expérience et m’aurait permis, entre autre, d’observer le
filtrage appliqué par les relais. Mais ceci m’a fait également prendre conscience qu’un
chantier se déroule rarement comme prévu car différents intervenants doivent coopérer et
que la mission de l’ingénieur est de jongler avec tous ces aléas pour réussir son travail.
Le parcours « Conception des Systèmes Automatisés » m’a fourni des connaissances diverses
et variées dans les domaines des automatismes et de l’électricité : ceci est un atout qui
permet à la fois d’avoir une vision globale mais aussi d’approfondir un ou plusieurs domaines
durant sa vie professionnelle. C’est le cas de ce stage qui m’a permis d’approfondir mes
compétences en génie électrique. Cette expérience enrichissante m’a conforté dans mon
choix de continuer dans cette branche. La vétusté électrique de la plupart des installations
industrielles en France, qui datent des années 70/80, laisse, de plus, présager de
nombreuses perspectives d’avenir en termes de rénovations.
33
Ces six mois en immersion totale m’ont permis de m’imprégner du travail en bureau
d’études. J’ai pu rencontrer des personnes venant d’horizons différents, aussi bien des
techniciens que des chargés d’affaires. Les échanges avec eux ont été très instructifs et ont
apporté de nombreuses réponses à mes interrogations.
34
Bibliographie
CEI 60909 « Courants de court-circuit dans les réseaux triphasés à courant alternatif ». Juillet
2001
NF C13-200 « installations électriques à haute tension – Règles complémentaires pour les
sites de production et les installations industrielles, tertiaires et agricoles ». Septembre 2009
NF C13-100 « Postes de livraison établis à l'intérieur d'un bâtiment et alimentés par un
réseau de distribution publique HTA (jusqu'à 33 kV) ». Avril 2001
NF C15-100 « Installations électriques à basse tension ». Octobre 2010
UTE C13-205 « Détermination des sections de conducteurs et choix des dispositifs de
protection ». Juillet 1994
« Etude d’une installation HTA », Schneider Electric, 2012
Cahier technique de Schneider :
n°158 « Calcul des courants de court-circuit ». B. de Metz-Noblat, F.Dumas, C.Poulain
Septembre 2005
n°18 « Analyse des réseaux triphasés en régime perturbé à l’aide des composantes
symétriques». B. de Metz-Noblat, Juin 2005
Cahier Technique « Systèmes de coupure et de protection », Socomec, 2011
Techniques de l’ingénieur :« Lignes aériennes: échauffements et efforts électrodynamiques »
Michel Gaudry, Jean-Luc Bousquet, 10/02/1999, d4439
Spécification Technique EDF : « Régime de neutre compensé – Spécification de la protection
wattmétrique homopolaire », P.Juston, L.Berthet, S.Vivier, A,Pinget, R.Jeanjean, novembre
2001, HN 45-s-54
Techniques de l’ingénieur : « Plan de protection des réseaux de distribution publique à
moyenne tension – Principes », Michel ODDI, 10/05/2011, d4811
Techniques de l’ingénieur : « Plan de protection des réseaux de distribution publique à
moyenne tension – Mise en œuvre », Michel ODDI, 10/05/2011, d4812
Techniques de l’ingénieur : « Plan de protection des réseaux de distribution publique à
moyenne tension – Evolutions récentes et compléments électrotechniques », Michel ODDI,
10/05/2011, d4813
Guide technique de la distribution d’électricité : « Réseau HTA à neutre compensé – Plan de
protection Homopolaire » EDF-GDF, 01/06/01, C11/B61-231
35
Annexes
Annexe 1 .............................................................................................................................................. 1
Annexe 2 .............................................................................................................................................. 2
Annexe 3 .............................................................................................................................................. 3
Annexe 4 .............................................................................................................................................. 9
36
Annexe 1
Interface sous Excel
Les données à rentrer sont dans les cases blanches, les cases grises sont les cases calculées
par le code VBA. Les calculs reposent sur le raisonnement décrit précédemment. Les cases à
cocher permettent d’afficher ou non les courbes sur le graphique et les menus
déroulants permettent de choisir : le calibre du fusible, le type de temps dépendant et le
courant d’enclenchement crête ou vu par le Sepam.
Dans la capture ci-dessus les données sont celles du plus grand transformateur de notre
installation. Le graphique associé est le suivant (Le courant d’enclenchement est le courant
du plus gros transformateur vu par le Sepam).
On observe que la sélectivité est bien réalisée et donc que les réglages sont corrects pour
cette configuration (pour plus d’explications voir annexe 3)
1
Annexe 2
<=3 relais MICOM P122 gérant 3 cellules différentes.
Relais Sepam
utilisé pour protéger la batterie de condensateurs.
2
S40
Annexe 3
Fonctionnement sur boucle 1 [16h 1 le 27/ 8/2013]
Tensions nominales: Un,
PL
428 mô
133 -1 66 MVA
999
20 kV
PL_D 0
1
20 kV
JEU_D E_B
PL_D C
110
PL_D 1
112
PL_D 2
20 kV
111
C11-1
1x150 ²Al
27 m
5
20 kV
JEU_D E_B
D5
COND O
1.5 MVAR
C9-10
1x150 ²Al
250 m
551
4
N5_T RA
630 kVA
DYn1 1
4%
51
20 kV
JEU_D E_B
C420
1x150 ²Al
1m
230 V
C410
1x150 ²Al
1m
C7-8
1x150 ²Al
182 m
JEU_D E_B
420
42
JEU_D E_B
3
410
N4_T RA2
800 kVA
DYn1 1
4.5 %
400 V
41
20 kV
JEU_D E_B
N4_T RA1
800 kVA
DYn1 1
5.5 %
C300
1x150 ²Al
1m
C5-6
1x150 ²Al
65 m
2
300
230 V
JEU_D E_B
N3_T RA
1.25 MVA
DYn1 1
6%
31
20 kV
JEU_D E_B
C200
1x150 ²Al
1m
C23-4
1x150 ²Al
90 m
10
200
400 V
JEU_D E_B
N2_T RA
1.25 MVA
DYn1 1
5%
21
20 kV
JEU_D E_B
C100 0
1x150 ²Al
1m
C19-2 2
1x150 ²Al
130 m
9
1000
380 V
JEU_D E_B
11
20 kV
JEU_D E_B
D9
N10_ T RA
1 MV A
DYn1 1
6%
C910
1x150 ²Al
1m
991
N9_T RA2
1 MV A
DYn1 1
5%
400 V
JEU_D E_B
92
C13-1 8
1x150 ²Al
310 m
6
910
20 kV
JEU_D E_B
N9_T RA1
1 MV A
DYn1 1
5%
220 V
C600
1x150 ²Al
1m
JEU_D E_B
91
600
400 V
JEU_D E_B
N6_T RA
1 MV A
DYn1 1
5%
61
230 V
JEU_D E_B
Synoptique de l'installation sous IAO, les fusibles ne sont pas représentés mais ils sont bels et bien présents sur les câbles en amont des transformateurs
(Se référer à la notice pour plus d’explications)
3
Défaut triphasé au secondaire d’un transformateur :
Fonctionnement sur boucle 1 [Protections Phases]
Triphasé, coupé: Ikb
Référence : PL_D0
999
Sec
In
10
D0
TR2
I²t
1
D2
TR2
D0
0.1
D2
TR2
Icc
0.01
Ie
0.1
1
10
Kilo Amp
TR2_C200
D0_PL_D0
D2_PL_D2
Court-circuit triphasé du côté basse tension d’un transformateur de 1 250 kVA (Nœud 21 du
synoptique de l’annexe 1), ce défaut est vu par le relais PL_D2 ; le courant d’enclenchement
subi le facteur de réduction de √ . Ce courant global d’enclenchement des
transformateurs ne va pas activer les protections numériques comme nous pouvons le voir.
En cas de court-circuit aval le défaut est bien éliminé seulement par le fusible en amont de
ce transformateur et seulement par lui. De plus la contrainte thermique du câble est bien
respectée car très au-dessus du courant de court-circuit. La sélectivité logique entre PL_D2
et PL_D0 se traduit par la mise en pointillé de PL_D0.
La sélectivité est donc bien respectée.
Fonctionnement sur boucle 1 [Protections Phases]
Triphasé, coupé: Ikb
Référence : PL_D0
999
Sec
In
10
D0
TR2
1
D2
TR2
D0
0.1
D2
TR2
Ie
0.01
10
100
Icc
1000
Amp
TR2_C200
D0_PL_D0
D2_PL_D2
Le même court-circuit mais cette fois-ci vu par le fusible en amont du transformateur (C200).
Le courant d’enclenchement est le courant crête de ce transformateur, il est bien inférieur
au seuil de fusion du fusible, ce n’est pas une surprise puisque le calibre est imposé selon la
puissance par la C13-200.
4
Fonctionnement sur boucle 1 [11h47 le 28/ 8/2013]
Court-circuit minimum,Triphasé, coupé: Ikb au jeu de barres 21
RES
402 mô
133 -16 6 MVA
999
561 A
561 A
D0
S48
PL_D1
PL_D2
PL_D 0
1
JEU_D E_B
D2
S41
PL_D 2
111
561 A
C11-1
1x150 ²Al
27 m
5
JEU_D E_B
C9-10
1x150 ²Al
250 m
561 A
4
JEU_D E_B
C7-8
1x150 ²Al
182 m
561 A
3
JEU_D E_B
C5-6
1x150 ²Al
65 m
561 A
2
JEU_D E_B
TR2
FNw
C200
1x150 ²Al
1m
200
561 A
N2_T RA
1.25 MVA
DYn1 1
5%
21
JEU_D E_B
Le courant de court-circuit est très proche de la valeur calculée en II.3.2.2, la différence
provenant de la prise en compte des longueurs de câble dans le logiciel ainsi qu’une
modélisation plus fine des transformateurs. Tous les défauts au secondaire des
transformateurs sont ainsi vérifiables et les valeurs calculées correspondent aux valeurs du
logiciel.
5
Défaut triphasé dans la boucle 20 kV :
Fonctionnement sur boucle 1 [Protections Phases]
Triphasé, coupé: Ikb
Référence : PL_D0
999
Sec
10
D0
1
D2
D0
0.1
D2
Icc
0.01
0.1
1
Kilo Amp
D0_PL_D0
D2_PL_D2
Fonctionnement sur boucle 1 [11h55 le 28/ 8/2013]
Court-circuit minimum,Triphasé, coupé: Ikb au jeu de barres
RES
402 m ô
133 -166 M VA
3.63 k A
999
3.63 k A
D0
S4 8
PL _ D1
PL _ D2
PL_D0
1
JEU_DE_ B
D2
S4 1
PL_D2
111
3.63 k A
C11-1
1x150 ²Al
27 m
5
JEU_DE_ B
C9-10
1x150 ²Al
250 m
4
3.63 k A
JEU_DE_ B
C7-8
1x150 ²Al
182 m
3
3.63 k A
JEU_DE_ B
C5-6
1x150 ²Al
65 m
2
3.63 k A
JEU_DE_ B
3.63 k A
C23-4
1x150 ²Al
90 m
10
JEU_DE_ B
C19-22
1x150 ²Al
130 m
9
3.63 k A
JEU_DE_ B
C13-18
1x150 ²Al
310 m
6
3.63 k A
JEU_DE_ B
0.0 A
C600
1x150 ²Al
1m
600
6
6
Court-circuit triphasé au nœud 6, encore une fois la valeur donnée correspond à la valeur
d’IAO, le logiciel est donc cohérent avec nos résultats. La sélectivité est bien respectée tout
comme la contrainte thermique (non tracée pour éviter une modification d’échelle).
Défaut homopolaire sur la boucle 20kV :
Fonctionnement sur boucle 1 [Homopolaires]
homopolaire: I"kE1E
Référence : PL_D2
1
Sec
10
1
0.1
PL PL
Icc
0.01
1
10
100
1000
Amp
PL_PL_D0
PL_PL_D2
La sélectivité est bien respectée. Comme expliqué au paragraphe II.3.1.4, la sensibilité des
protections homopolaire fait qu’il n’est pas nécessaire de calculer les courants de courtcircuit monophasé. La sélectivité est bien respectée, il existe une sélectivité logique entre les
relais d’où le même seuil de temps.
7
Vérification du dimensionnement de la boucle 20 kV
Courant admissible permanent
Courant maximum à 100% d’utilisation des
maximum pouvant circuler
transformateurs
dans les câbles
La boucle est correctement dimensionnée pour supporter tous les transformateurs à 100%
de leur utilisation (cas hypothétique). La valeur du courant admissible est légèrement
supérieure à la valeur théorique, ceci s’explique par le fait que le câble utilisé dans cette
simulation est un câble dont les caractéristiques sont fournies par le constructeur, on peut
donc logiquement penser que ce câble peut supporter un courant légèrement plus élevé
qu’un câble standard.
La contrainte thermique est plus facilement vérifiable sur les courbes de sélectivité. (Voir
défaut triphasé au secondaire d’un transformateur)
8
Annexe 4
IAO2000
Notice d’utilisation
Version 2013.08
9