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Réseaux électriques de transport et de répartition Réf. Internet : 42263

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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieest strictement interdite. – © Editions T.I. D 4 030v2 – 1

Stockage inertiel de l’énergie

par Juliette KAUVDocteur ès sciencesIngénieur de recherche à l’Institut français des sciences et technologies des transports,de l’aménagement et des réseaux IFSTTAR

Jean BONALIngénieur ESEDocteur ingénieurChargé de cours à l’École Spéciale des Travaux Publics ESTP

et Pierre ODRUIngénieur de recherche principalIFP Énergies nouvelles

n ce début de millénaire, les énergies fossiles représentent 80 % de laconsommation énergétique mondiale, mais force est de constater que les

besoins énergétiques de l’humanité ne pourront être satisfaits à l’aveniruniquement par ces énergies qui ont été stockées au cours des ères géolo-giques antérieures dans les couches superficielles de notre planète.

Le stockage de l’énergie à travers l’utilisation de combustibles fossiles estaisé. Il n’en est pas de même avec l’électricité, appelée à jouer un rôle de plusen plus important en substitution, qui ne se stocke pas directement, mais quidoit passer à travers des transformations réversibles (potentiel gravitaire,électrochimique, cinétique...).

1. Composants de stockage d’énergie électrique :volant d’inertie ..........................................................................................

D 4 030v2 - 3

1.1 Comparaison des caractéristiques des composants de stockage ........... — 31.2 Principe physique d’un volant d’inertie ..................................................... — 3

2. Volant d’inertie ......................................................................................... — 42.1 Considération sur les matériaux................................................................. — 42.2 Équation différentielle de base d’un disque en rotation........................... — 42.3 Résolution en matériaux homogènes ........................................................ — 52.4 Résolution en matériaux anisotropes ........................................................ — 52.5 Autres éléments de dimensionnement ...................................................... — 72.6 Principe de fabrication d’un volant composite.......................................... — 72.7 Périodes propres de vibration..................................................................... — 72.8 Paliers............................................................................................................ — 7

3. Système inertiel de stockage d’énergie SISE................................... — 83.1 Constitution d’un SISE................................................................................. — 83.2 Problèmes de thermique, du vide et de l’autodécharge........................... — 103.3 Sécurité d’un SISE ....................................................................................... — 123.4 Comment se caractérise un SISE................................................................ — 123.5 Remarques générales sur les SISE et la mesure de leur performance ... — 12

4. Applications des volants d’inertie (SISE) .......................................... — 124.1 Applications stationnaires........................................................................... — 124.2 Applications embarquées............................................................................ — 144.3 Coût et comparaison avec les autres composants de stockage d’énergie — 18

5. Conclusions générales ............................................................................ — 19

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

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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieD 4 030v2 − 2 est strictement interdite. − © Editions T.I.

STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE _____________________________________________________________________________________________________

Dans le futur, la fonction stockage deviendrait elle-même une source« dynamique » de puissance en ce sens qu’elle devrait être capable de fourniret d’accepter les pointes de puissance transitoires demandées par les chargesutilisatrices. La source « principale », quant à elle, se limitant à fournir la puis-sance moyenne appelée par ces charges.

Un tel découplage permettrait de réduire la puissance de dimensionnementde la source principale, ce qui devrait conduire à des gains en termes d’inves-tissement, de matière première et de coûts d’exploitation et à des gains auniveau du rendement global des divers systèmes énergétiques. De tellesévolutions seraient déjà en germe aux niveaux des engins de transport(voitures hybrides – réseau de transport en commun...) et des réseaux de dis-tribution en énergie électrique ou thermique.

Le challenge présentement proposé aux chercheurs et aux ingénieurs résidedans la mise au point de solutions de stockage adaptées aux demandes variéesdes divers secteurs économiques (transports, habitats, industries...).

Le stockage de l’énergie peut répondre à plusieurs problématiques :

– il peut compenser une insuffisance due à un écart entre l’offre et lademande, ou à un déphasage entre la production et la consommationd’énergie ; c’est notamment le cas lorsque l’on utilise des énergies renouvela-bles photovoltaïque ou éolienne. La taille de l’élément de stockage doit êtreadaptée en fonction des paramètres de la source et du consommateur ;

– il peut pallier une interruption accidentelle de la fourniture d’énergie ; c’estle cas notamment dans les applications alimentations de sécurité où la rupturede la chaîne énergétique ne peut être tolérée sous peine de dégâts irrépara-bles, par exemple, des salles d’opérations, des salles de commande de certainsprocess industriels ou de centres de décisions stratégiques ;

– il peut conduire à une baisse de la consommation énergétique dans toutesles applications de type cyclique où il est nécessaire de dépenser de l’énergiepour mettre des véhicules en mouvement et où une partie de cette énergiepeut être récupérée dans la phase de décélération du véhicule.

Dans ce dossier, nous présentons un composant de stockage d’énergie élec-trique, le volant d’inertie, qui est un dispositif symétrique tournant autour d’unaxe de révolution, ayant le plus souvent une forme discoïdale ou cylindrique,capable de stocker et de restituer de l’énergie sous forme d’énergie cinétique.

Le fait que des masses tournantes puissent emmagasiner et restituer del’énergie a été observé et utilisé par les artisans potiers de Mésopotamie il y aenviron 5 500 ans. Le premier brevet sur le volant d’inertie déposé par LouisGuillaume Perreaux de l’Orne datait du 26 décembre 1868. Ce dispositif per-mettait d’accumuler de l’énergie dans le but de lisser un mouvement derotation, il était utilisé plus tard pour le vélocipède à vapeur.

Nous décrivons un volant d’inertie en partant de son principe physique ettraitons ensuite la façon de concevoir un système inertiel de stockaged’énergie électrique. Nous abordons également les aspects de son dimension-nement, le choix des matériaux utilisés et les différents constituants pour safabrication. Nous terminons par des exemples d’utilisations des volantsd’inertie dans les domaines des applications stationnaires et embarquées.

Notations

E Pa module d’Young

r m rayon du disque

ω rad/s vitesse de rotation

u m déplacement

σ Pa contrainte

ε allongement relatif

ν coefficient de Poisson

ρ kg · m–3 masse volumique

Indicesr : direction radialet : direction circonférentielle

Notations

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_____________________________________________________________________________________________________ STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE

1. Composants de stockage d’énergie électrique : volant d’inertie

1.1 Comparaison des caractéristiques des composants de stockage

Le diagramme de Ragone représenté figure 1 [53] permet desituer les composants de stockage d’énergie électrique les uns parrapport aux autres, en termes de densité d’énergie spécifique et dedensité de puissance spécifique. Il apparaît que le supercondensa-teur est bien adapté pour fonctionner en régime impulsionnel(forte à très forte puissance pendant des temps très courts d’oùune énergie relativement faible).

Le volant d’inertie est un composant intermédiaire entre lescapacités diélectriques et les batteries électrochimiques. Il a desperformances en énergie et en puissance comparables aux super-condensateurs.

Il est important de rappeler que la comparaison des systèmes destockage d’énergie doit prendre en compte des paramètressuivants : temps de recharge du composant, sa durée de vie ou lenombre de cycles maximal pour une profondeur de déchargeoptimale sans dégradation prématurée du composant, et surtoutdu type d’application visée.

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

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

– pour maintenir la fréquence et la tension du réseau pourrépondre à des besoins ponctuels ou pour améliorer la qualité del’énergie électrique dans le cas des applications stationnaires ;

– comme sources de tension électrique embarquées sur lesvéhicules de transports ou sur les installations spatiales dans lecas des applications mobiles.

1.2 Principe physique d’un volant d’inertie

L’énergie cinétique emmagasinée par un volant en rotation estdonnée par l’expression classique :

avec J moment d’inertie,

ω vitesse de rotation.

Le moment d’inertie est une fonction de la masse et de la formede la pièce en rotation :

Par définition, la densité massique, ou énergie spécifique, estune des caractéristiques importantes d’un accumulateur ; ellecorrespond à la quantité d’énergie (Wh/kg) qu’il peut restituerpar rapport à sa masse.

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

La puissance massique, ou puissance spécifique, correspondà la puissance rapportée à la masse de l’accumulateur, ets’exprime en Watt par kilogramme (W/kg).

Le temps de recharge des supercondensateurs est inférieur à30 s et ils peuvent admettre des centaines de milliers de cycles decharge-décharge.

Le temps de recharge des volants d’inertie est compris entre 80et 120 s et ils admettent un nombre de cycles de plusieurs millions,sous réserve toutefois de l’usure des paliers.

Les batteries ont un temps de recharge plus long, de 30 min àplusieurs heures selon le type de chargeur et une durée de vie varia-ble, de l’ordre de quelques milliers de cycles, dépendant de la profon-deur de décharge sollicitée pour une contrainte d’utilisation donnée.

Figure 1 – Diagramme de Ragone [53]

Tableau 1 – Choix potentielsdes différents composants de stockage d’énergie

électrique selon la durée du cycleet les applications visées [8]

Durée de cycle ApplicationsTechnologies

utilisées

Jusqu’à quelques centaines de ms

Filtraged’harmoniquessur le réseau

Condensateurs films et papier

De quelques ms à quelques minutes

Compensation des creux de tensionet des coupuresde courantde courte durée

Super-condensateursVolants d’inertieBatteries à forte puissancespécifique

De quelquesdizainesde minutesà quelques heures

Écrêtagedes pointesde puissance demandéesau réseau (lissage de charge)

BatteriesélectrochimiquesVolants d’inertie

100,01

100 1 000 10 000

0,1

1

10

100

1 000

Puissance spécifique (W/kg)

Les temps indiqués sont les temps de charge/décharge

Én

erg

ie s

péc

ifiq

ue

(Wh

/kg

)

1 s

0,1 s

1 000 s100 s

10 000 s

10 s

Li-Ion

PbVolant d’inertie

Supercondensateur

NiCd

Capacité double couche

E Jc =12

2ω

J x mx= ∫∫∫ 2 d

ＱＳ


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STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE _____________________________________________________________________________________________________

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avec x distance du point au centre de rotation,

dmx masse associée.

Les moments d’inertie correspondant à des volants d’inertieclassiques sont donnés dans le tableau 2 pour des matériauxhomogènes.

En réalité, un volant d’inertie fonctionne entre une vitesse maxi-male ωmax , limitée par les capacités mécaniques du disque enrotation, et une vitesse minimale ωmin au-dessous de laquelle larécupération d’énergie perd son efficacité.

L’énergie récupérable s’écrit donc :

2. Volant d’inertie

2.1 Considérations sur les matériaux

Dans le cas d’un anneau tournant de rayon R, la masse estconcentrée sur l’anneau et le moment d’inertie s’écrit :

En substituant cette expression dans l’équation de l’énergie, onobtient :

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

avec ρ masse volumique du matériau.

Si σmax est la contrainte maximale admissible du matériau,l’énergie cinétique s’écrit :

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

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

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

2.2 Équation différentielle de based’un disque en rotation

Le paragraphe 2.1 a abordé quelques considérations théoriquessur l’énergie emmagasinée dans un anneau en rotation. Mais lesvolants d’inertie se présentent sous la forme de disques épais etleur dimensionnement mécanique est plus complexe. Lesméthodes d’analyse par éléments finis s’appliquent bien entendu.

Dans ce paragraphe vont être donnés des éléments de dimen-sionnement analytique permettant une première étude, tant enmatériaux homogènes (métaux) que composites (anisotropes).

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

Tableau 2 – Exemples de moment d’inertiepour des solides élémentaires

Solides élémentaires Moment d’inertie

Anneau mince de masse Met de rayon R

Disque plein de masse Met de rayon extérieur R

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

J MR= 2

J MR=12

2

J M R Re i= +12

2 2( )

E Jc = −12

2 2( )max minω ω

J mR= 2

E mRc =12

2 2ω

σ ρω= 2 2R

E m

Em

c

c

=

=

12

2

σρ

σρ

max

max

Tableau 3 – Caractéristiques mécaniqueset énergie spécifique d’un anneau de matériau

à vitesse maximale de rotation

Matériau Contrainte maximale

(MPa)

Densité Énergiespécifique

(Wh/kg)

Acier (AISI 4340) 1 800 7 800 32

Aluminium 400 2 700 21

Titane 850 4 500 26

Composite verre 1 800 2 100 120

Composite carbone 2 400 1 500 220

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

ri

dϕ

dr

dFc

dFc

σrrdϕ

(σr + dσr) (r + dr) dϕ

σtdr

σtdr

r0

r

h

ω

( )( ) sinσ σ ϕ σ ϕ σϕ

ρωr r r tr r r r hr+ + − − +d d d d dd

22

2 2 ddϕ = 0

ＱＴ


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_____________________________________________________________________________________________________ STOCKAGE INERTIEL DE L’ÉNERGIE

Après simplifications, on obtient l’équation différentielle :

La contrainte dans le sens de l’axe de rotation est bien entendunulle.

Si u est le déplacement dans le sens radial, on a les relations :

2.3 Résolution en matériaux homogènes

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

avec E module d’Young,

ν coefficient de Poisson.

Après substitution des variables, l’équation différentielledevient :

Dont la solution est :

avec λ et µ constantes à déterminer.

Pour un disque en rotation, les conditions aux limites sont descontraintes radiales nulles sur le rayon intérieur et le rayonextérieur :

Tout calcul fait, on obtient l’expression générale des contraintespour un disque en matériaux homogènes :

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

La figure 4 présente l’énergie spécifique (en tiretés) et l’énergietotale (en continu) pour un disque en acier en rotation de rayonextérieur 0,6 m, rayon intérieur variant de 0 à 0,6 m, de 10 cmépaisseur, dont la contrainte maximale à la rupture est de600 MPa.

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

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

2.4 Résolution en matériaux anisotropes

La relation contrainte-déformation s’écrit alors, compte tenud’une contrainte nulle suivant l’axe de rotation :

ddσ σ σ

ρωr r t

r rr+

−= − 2

ε εt rur

ur

= =etdd

σσ

νν

ν

νν

ν

r

t

E

E

E

E

= −

−

−

−

1

1

1

1

2

2

2

2

εεr

t

dd

dd

2

2 2

221 1u

r rur

ur E

r+ − = −− ν

ρω

u rr E

r= + −

−λ

µ ν ρω18

2 2 3

σ σr rr r( ) ( )1 2 0= =

σρω ν

σρω

r

t

r rr r

rr=

++ − −

=

2

12

22 1

222

22

2

38( )

(( ) ( )38

3 131

222 1

222

22+

+ + −+

+

ν νν

r rr r

rr

Figure 3 – Variation des contraintes circonférentielles et radiales dans un disque en rotation

Figure 4 – Énergie spécifique et énergie totale en fonctionde l’épaisseur d’un disque en acier

0,30

0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6

100

200

300

400

500

600

700

Distance à l'axe de rotation (m)

Contrainte circonférentielle

Contrainte radiale

Co

ntr

ain

te (

MP

a)

0,005 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,60,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Rayon intérieur du disque (m)

Én

erg

ie s

péc

ifiq

ue

(Wh

/kg

)É

ner

gie

to

tale

(kW

h)

Espec

Etot

εε ν

ν

r

t

r

rt

r

tr

t

t

E

E

E

E

=

−

−

1

1

σσ

r

t

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Gestion des interconnexions électriques en Europe

par Hervé LAFFAYEIngénieur de l’École centrale de ParisDirecteur du CNES (Centre national d’exploitation du système électrique) de RTE

Jean-Michel TESSERONIngénieur SupélecChef de la mission « Audit-Sûreté »Gestionnaire du Réseau de transport de l’électricité français (RTE)

Jean-Yves DELABREIngénieur EHEIConseiller de direction au CNES de RTE

et Jean-Marie COULONDREIngénieur ENSEEINTChef de projet à EDF R&D

vec la création du marché unique européen de l’électricien sans frontière,les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) sont aujourd’hui conduits,

à s’adapter et à être force de propositions pour faciliter les transactions commer-ciales des acteurs entre les marchés nationaux.

La fiabilité de fonctionnement du système électrique européen est considéréecomme un acquis. Le nouvel enjeu est celui des transferts d’énergie entre pays

1. Les interconnexions internationales : un secteur en pleineévolution..................................................................................................... D 4 085 - 2

2. Les avantages recherchés à travers les interconnexionsinternationales.......................................................................................... — 4

3. Des réseaux interconnectés : comment ça marche ? .................... — 53.1 Interconnexion et conduite des réseaux.................................................... — 53.2 Des principes techniques à la forme des transactions

pour les utilisateurs..................................................................................... — 63.3 Chemin contractuel et « flots parallèles » ................................................. — 7

4. En France : une transformation profonde et rapide....................... — 74.1 Modalités d’accès : historique.................................................................... — 84.2 État actuel des principaux mécanismes de gestion des interconnexions — 94.3 Situation actuelle sur les différentes interconnexions de RTE ................ — 104.4 Bilan : des interconnexions plus utilisées que jamais ! ........................... — 11

5. Les gestionnaires de réseaux et les règles techniquescommunes.................................................................................................. — 11

6. Des défis pour les dix prochaines années, à l’intention des passionnés de technique et d’économie ................................... — 12

7. Annexes ...................................................................................................... — 147.1 Annexe 1. Calcul des capacités maximales de transfert (TTC/NTC) ........ — 147.2 Annexe 2. La directive européenne et les gestionnaires de réseau........ — 157.3 Annexe 3. Un incident sur le réseau d’interconnexion ............................ — 16

Références bibliographiques et sites web ................................................. — 19

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et des lignes transfrontalières. Les capacités sont limitées car le réseau européeninterconnecté en synchrone n’a été conçu que pour des transferts d’énergieentre proches voisins. Les nouvelles contraintes environnementales et l’opinionpublique ne facilitent pas non plus la construction de nouveaux ouvrages pourrenforcer les équipements existants.

Il s’agit donc pour les gestionnaires de réseaux d’imaginer des solutions à cestransferts d’énergie par-delà les frontières, qui limitent les refus d’accès auréseau pour des importations, des exportations et des transits, dans la limite desûreté d’exploitation des réseaux.

Pour faire face au manque de capacités transfrontalières, les GRT développenten conséquence des mécanismes d’attribution de ces capacités de transfert.

Ce sujet a fait l’objet d’une publication dans la Revue de l’Électricité et de l’Électronique [9]

1. Les interconnexions internationales : un secteur en pleine évolution

Il y a une dizaine d’années, le monde des exploitants de réseauxde transport européens croisait soudainement le chemin de la Com-mission de Bruxelles. Le 21 mai 1992, le Conseil des ministres euro-péens de l’Énergie débattait de trois mesures proposées par laCommission visant à accroître l’efficacité économique d’ensembledu secteur électrique dans la Communauté :

— l’accès des tiers au réseau ;— l’abrogation des droits exclusifs de production d’énergie et de

construction des moyens de transport existant dans les législationsnationales ;

— la séparation des activités de production, de distribution et detransport.

Il est instructif de se reporter à cette année 1992 pour mesurerquelle effervescence saisissait alors tout ce qui touchait aux réseauxélectriques européens. À côté des questions soulevées par la Com-mission européenne, dont chacun essayait de peser lesrépercussions sur l’organisation et le fonctionnement des systèmesélectriques, et à côté des interrogations sur le devenir de modèlesinspirés du nouveau pool anglais, l’extension géographique del’interconnexion synchrone était en plein débat. Alors que la zoneeuropéenne interconnectée en synchrone était restée relativementstable depuis 30 ans, la disparition du rideau de fer changeait com-plètement la donne. Les perspectives d’interconnexion de l’Est et del’Ouest se dessinaient, et l’on pressentait aussi que le synchronismepourrait s’étendre également rapidement vers le sud à travers ledétroit de Gibraltar puis tout autour de la Méditerranée (voirfigure 1).

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

Une telle extension n’était pas sans poser de nombreux problèmespratiques.

En premier lieu, les perspectives d’interconnexion accrues’ouvraient paradoxalement à un moment où il devenait extrême-ment difficile de faire accepter la construction de nouvelles lignes detransport. En supposant cependant que de nouveaux ouvragesd’interconnexion puissent être construits, on cherchait aussi à endessiner la meilleure structure : fallait-il s’appuyer sur un dévelop-pement à l’identique du niveau de tension à 400 kV, ou plutôt entre-prendre la construction d’un réseau européen à plus haute tension,pour lequel on trouvait à la fois des tenants de la solution à courantalternatif et de la solution à courant continu ?

(0)

Par ailleurs, comment pourrait-on faire fonctionner un systèmeélectrique qui, de proche en proche, serait susceptible d’atteindreune taille quasiment planétaire ? La question se posait tant sur leplan technique que sur le plan de l’organisation : certains pensaientqu’il serait nécessaire de recourir à des « super-dispatching »,regroupant la conduite des réseaux de plusieurs pays, tout en ima-ginant l’avantage décisif que pourrait en retirer le pays accueillant lesuper-dispatching ; et tout le monde s’interrogeait pour savoir com-ment les différents acteurs pourraient s’organiser, face à la juxtapo-sition de cultures multiples et face au dilemme coopération/concurrence.

Simultanément, différents scénarios s’échafaudaient sur les typesd’échanges d’électricité qui se produiraient dans ce nouveau pay-sage interconnecté : la répartition de la production et de la consom-mation continuerait-elle grosso modo à rester relativementhomogène, ou bien connaîtrait-on des transferts massifs d’énergieentre des zones de production et des zones de consommation éloi-gnées de plusieurs milliers de kilomètres ? Ceci amenait l’interroga-tion fondamentale : l’électricité était-elle bien le vecteur d’énergieapproprié pour les échanges futurs ?

En réponse à ces interrogations, le présent article vise à donnerquelques aperçus sur la façon dont la communauté des électriciensa su répondre à ce rendez-vous pris par l’histoire. Dix ans après,force est de constater quelques faits :

• L’extension géographique du réseau synchrone s’est débloquée,comme le montre l’interconnexion des pays du CENTREL (Pologne,République tchèque, Slovaquie et Hongrie) et celle de l’Espagne et

Principaux sigles rencontrés dans l’article

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

CRE Commission de régulation de l’électricité (F)

ETSO European Transmission System Operator Association

GRT Gestionnaire de réseau de transport

IFA Interconnector Framework Agreement

NG National Grid (GB)

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

REE Red Electrica de España (E)

RTE Réseau de transport d’électricité (F)

UCTE Union pour la coordination du transport de l’électricité

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

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des pays du Maghreb (Algérie, Maroc et Tunisie), en passe de seprolonger à court terme autour de la Méditerranée jusqu’à la ferme-ture de la boucle entre la Turquie et la Grèce (voir encadré 1) ; pourcela, les pays concernés ont su s’accorder sur les dispositionsd’adaptation nécessaires et sur les tests à mettre en œuvre.

• Le paysage des échanges d’énergie effectués grâce au réseauélectrique a considérablement évolué, avec un certain accroisse-ment des niveaux d’échanges et une diversification des typesd’échanges, et surtout avec l’irruption de très nombreux nouveauxacteurs.

• Des débuts de solutions opératoires ont été trouvés pour arriverà faire fonctionner ensemble des organisations très différentes.

• Le paysage de l’interconnexion européenne a radicalementchangé avec l’application de la directive européenne sur l’ouverturedu marché de l’énergie, avec l’émergence du rôle essentiel desgestionnaires de réseau de transport pour garantir l’efficacité etl’équité d’accès au réseau.

• Il n’a été nécessaire de recourir ni à des super-réseaux ni à dessuper-dispatchings.

• Certes, de nombreux défis restent à relever, mais pour reprendrela célèbre formule des Anglais : « the lights still go on ! ».

C’est l’ensemble de ce panorama que nous nous proposons debrosser dans la suite de cet article.

Figure 1 – Système électrique paneuropéen

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

# 4 000 km

70 GW

120 GW

350 GW

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2. Les avantages recherchés à travers les interconnexions internationales

Il n’est pas si facile de dessiner un paysage incontestable desavantages et des inconvénients de l’interconnexion synchrone, dansune Europe de l’Ouest où ceci constitue un cadre naturel depuis silongtemps. On conçoit mieux la difficulté d’un tel questionnement sil’on essaie de se mettre à la place de pays confrontés aujourd’hui àl’examen de l’opportunité d’un raccordement à d’autres réseaux, oubien de vastes pays comme la Chine qui doivent déterminer le modeoptimal de développement de leur réseau.

Il est encore plus difficile d’estimer, après coup, de façon quanti-tative les avantages liés à l’interconnexion. L’UCTE (Union pour lacoordination du transport de l’électricité), qui a mené des travauxsur ce sujet de 1995 à 1997, en a bien saisi la mesure. En effet, unetelle évaluation suppose que l’on puisse procéder à une comparai-son de la situation réelle existante avec une situation de référencesans interconnexion. Mais comment raisonner ? Ouvrir de façon fic-tive les lignes d’interconnexion internationales existantes, pour endéduire comment se modifieraient les avantages quantitatifs ? Oubien se tourner vers le passé et essayer d’imaginer ce qu’aurait étéle développement de systèmes électriques nationaux sans aucuneinterconnexion ?

Sur le plan historique, il est fort probable que le développementd’un réseau à très haute tension synchrone ne s’est pas fait en seposant immédiatement la question de connexions entre pays. Cequi comptait, c’était de pouvoir raccorder des groupes de produc-tion construits en fonction de ressources énergétiques (essentielle-ment, des centrales hydroélectriques) à des zones de consom-mation. Pour franchir les distances, le transport à courant alternatifs’est vite imposé en Europe. Ensuite, les effets de rendement ayantconduit à l’augmentation de la taille unitaire des groupes de produc-tion, tandis que la consommation restait relativement diffuse, leréseau de transport s’est progressivement développé. Le maillagedu réseau a ainsi permis de répondre à l’un des problèmes poséspar l’électricité, à savoir que celle-ci se stocke peu (du moins, vis-à-vis des niveaux de production et de consommation qui sont en jeu).

En suivant cette logique, on a pu voir se développer progressive-ment en Europe des réseaux de transport isolés, où le maillageinterne s’accroissait progressivement ainsi que le niveau de tension[1] (voir encadré 1). Petit à petit sont apparues également quelqueslignes d’interconnexion traversant les frontières, mais il s’agissaitde pouvoir relier des régions transfrontalières afin de favoriser deséchanges production-consommation entre régions locales proches,suivant un fonctionnement dit « en poche ». Cette technique, initia-lement commode, a posé par la suite de plus en plus de problèmesdu fait de son manque de souplesse, et a alors été considéréecomme un obstacle à la fluidité d’échanges entre partenaires inté-ressés. Le couplage en synchrone des différents réseaux préexis-tants, rendu possible par les progrès en matière de réglage desréseaux qui permettaient de lever les problèmes techniques inhé-rents au fonctionnement en synchrone d’un grand réseau [1] [2] [3],s’est alors progressivement réalisé à partir de 1958.

En s’appuyant sur cette esquisse rapide, on peut énumérer lesavantages de l’interconnexion, et plus spécialement de l’intercon-nexion synchrone :

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

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

Les historiens de l’électricité [1] datent de 1906 la premièreligne électrique traversant une frontière française ; les consom-mateurs de la ville de Morteau (dans le Jura français) et lesforces motrices de Saint-Imier (en Suisse) jugent alors écono-miquement préférable de traverser la frontière pour trouver unpartenaire plutôt que de devoir construire des lignes plus lon-gues sur leur réseau national.

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

Simultanément, le maillage du réseau progresse à l’intérieurde chaque pays, et les lignes « internationales » posent à cetégard des questions techniques d’un type nouveau. En effet, ilreste des problèmes à résoudre pour que des grands réseauxpuissent être interconnectés de façon synchrone, les techniquesproposées pour le réglage de puissance n’obtenant pas unconsensus. C’est pourquoi la pratique est alors d’utiliser leslignes transfrontalières en constituant des « antennes » ou des« poches » : soit l’extrémité productrice est séparée de sonréseau national pour être raccordée au réseau national del’extrémité consommatrice, soit une petite partie du réseau voi-sin est alimentée par la première zone. On trouve donc concrè-tement des blocs synchrones isolés, certains traversant desfrontières. Ainsi en 1949, il existe cinq systèmes électriquesprincipaux en Europe de l’Ouest, non synchrones entre eux.

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

C’est pourquoi les trois réseaux suisse, français et allemandsont couplés, d’abord en 1956 pour former une étoile autour dela région de Bâle, puis un an plus tard en refermant d’autrescouplages après s’être assuré que les nouveaux principes deréglage fréquence-puissance inventés fonctionnent bien. Petit àpetit, le couplage synchrone s’étend. En 1960, dix pays sontinterconnectés : Suisse, France, Allemagne, Espagne, Portugal,Belgique, Pays-Bas, Luxembourg, Autriche et Italie. Ce bloc syn-chrone, régi selon les recommandations de l’UCPTE (Unionpour la coordination de la production et du transport de l’électri-cité), est rejoint une quinzaine d’années plus tard par la Yougos-lavie et la Grèce, puis par l’Albanie.

Il faudra ensuite attendre 1995 pour aboutir au raccordementpermanent en synchrone des pays constituant le CENTREL(Pologne, République tchèque, Slovaquie, Hongrie), ainsi qu’à lajonction de l’Espagne et du Maroc en 1999.

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

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Réglage de la fréquencedans un environnement libéralisé : pratique en France

par Étienne MONNOTIngénieur-ChercheurEDF R&D – Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques

Yann REBOURSIngénieur-ChercheurEDF R&D – Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques

et Stefan STERPUIngénieur-ChercheurEDF R&D – Département Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques

a fréquence du système électrique est l’indicateur de l’équilibre entre laproduction et la consommation d’électricité. Si la consommation est supé-

rieure à la production, la fréquence diminue ; inversement, la fréquenceaugmente si la production est plus importante que la consommation. La fré-quence du système électrique est partagée par l’ensemble des utilisateursconnectés au réseau et présente les caractéristiques d’un bien public(non-exclusion d’un utilisateur et non concurrence dans la consommation).

Du fait de cette caractéristique de bien public, le réglage de la fréquenceincombe à l’ensemble des gestionnaires du réseau de transport (GRT) d’unemême zone synchrone, c’est-à-dire une zone partageant la même fréquence.Le réglage de la fréquence appartient ainsi aux « services système »,c’est-à-dire aux services fournis par le système électrique aux utilisateurs(consommateurs ou producteurs). D’autres services, comme par exemple leréglage de tension ou la reconstitution du réseau, appartiennent également àcette catégorie, mais ne font pas l’objet de ce dossier.

1. Contexte européen et définitions essentielles ................................ D 4 095 - 31.1 UCTE, ETSO & ENTSO-E ............................................................................. — 31.2 Services système et services auxiliaires .................................................... — 31.3 Organisation du réglage de la fréquence................................................... — 31.4 Réglage primaire.......................................................................................... — 41.5 Réglage secondaire...................................................................................... — 61.6 Impact de l’heure synchrone sur le réglage de fréquence ....................... — 7

2. Organisation en France et perspective européenne....................... — 72.1 Législation en vigueur ................................................................................. — 72.2 Contrat de participation aux services système.......................................... — 72.3 Contrôle des performances......................................................................... — 82.4 Rémunération et pénalités .......................................................................... — 10

3. Impact du réglage de la fréquence sur les producteurs................ — 113.1 Coûts fixes .................................................................................................... — 113.2 Coûts variables............................................................................................. — 113.3 Coûts d’un réglage insuffisant .................................................................... — 13

4. Évolution du contexte — 134.1 Évolution des besoins.................................................................................. — 134.2 Évolution des moyens de fourniture .......................................................... — 13

5. Conclusion.................................................................................................. — 16

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc. D 4 095

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

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieest strictement interdite. – © Editions T.I.D 4 095 – 2

En pratique, ce sont essentiellement les unités de production qui fournissent lapuissance nécessaire au réglage de la fréquence. Dans un environnement verti-calement intégré, les moyens de réglage appartiennent au responsable ducontrôle de la fréquence. Dans un environnement libéralisé, les moyens deréglage (principalement les producteurs) et le responsable du réglage (le GRT)sont séparés. Les GRT doivent alors formaliser le service qu’ils souhaitentobtenir auprès de leurs fournisseurs. Ces services fournis aux GRT sont appelésservices auxiliaires (car auxiliaires à la fourniture du produit « énergie ») et pos-sèdent les caractéristiques de biens privés. Ils permettent ensuite aux GRT defournir les services système adéquats pour l’ensemble des utilisateurs. Naturel-lement, la fourniture de ces services s’accompagne de flux financiers, dont lerèglement varie en fonction de la région considérée. Par exemple, dans le méca-nisme retenu en France, les fournisseurs de services auxiliaires sont rémunéréspar le GRT via des contrats bilatéraux. Le GRT facture ensuite le service renduvia le tarif d’utilisation du réseau pour recouvrir les coûts engagés.

Cette nouvelle répartition des responsabilités a donc changé les pratiquesdes opérateurs historiques. L’objectif de ce dossier est de décrire les caracté-ristiques essentielles de ces nouvelles pratiques en Europe, et tout particuliè-rement en France :

– la problématique dans le contexte européen et la définition du réglage defréquence selon les organismes de coordination européenne ;

– l’organisation adoptée en France afin que les acteurs remplissent à la foisles exigences techniques et réglementaires ;

– les principaux coûts qu’engendre le réglage de la fréquence pour lesproducteurs ;

– une mise en perspective des pratiques actuelles en comparant desmoyens innovants aux moyens conventionnels pour la fourniture de réglagede fréquence.

Notations et symboles

Symbole Unité Définition

f Hz fréquence instantanée du système électrique

fn Hz fréquence nominale du systèmeélectrique (50 Hz)

fc Hz fréquence de correction lorsdu rattrapage de l’heure synchrone

f0 Hz fréquence cible du systèmeélectrique, utilisée par le réglage secondaire de fréquence et définieen fonction de fn et fc

fqs Hz fréquence lors d’un écart quasistable

k (fqs) MW/Hz énergie réglante instantanée pour fqs

K (∆f ) MW/Hz énergie réglante ou gain du réglage primaire d’un groupe de production

MW/Hz estimation de l’énergie réglante

Lmax MW prévision de pic de consommation

Pconsommée MW consommation du systèmepour une fréquence donnée

Pproduit MW production du systèmepour une fréquence donnée

P MW déséquilibre production-consommation, défini par Pproduit – Pconsommée

ɶK

P0 MW production programmée pour un groupe de production (programme de marche)

P(t) MW puissance instantanée pour un groupe de production

T s constante de temps d’un groupede production (approximationd’un système de premier ordre)

s Hz variable de Laplace

∆e MW écart de réglage de la zonede contrôle considérée

∆f Hz écart de fréquence quasi stable, défini par fqs – fn

∆P MW différence entre deux déséquilibresproduction-consommation(une valeur positive indiquedonc un excès de production).

∆Pi MW écart des échangesaux interconnexions entrele programmé et le réalisé mesuré

ε MW erreur entre la puissance de réglage observée et la puissance de réglage théorique

τ s retard dans la réponse d’un groupe de production à un écart de fréquence



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

1. Contexte européenet définitions essentielles

1.1 UCTE, ETSO & ENTSO-EJusqu’en 2009, l’ensemble des GRT de la zone synchrone

continentale européenne était représenté par l’UCTE. Cette organi-sation avait pour rôle de coordonner l’ensemble des réseaux detransport nationaux, qui représentaient plus de 500 millions deconsommateurs répartis dans 24 pays et gérés par 34 GRT(figure 1). Bien que synchronisés avec les pays membres del’UCTE, les systèmes électriques de l’Albanie et du Maghreb béné-ficiaient d’un statut particulier. L’UCTE se focalisait essentiellementsur la coopération technique entre les différents acteurs du sys-tème électrique. L’organisation des marchés était donc laissée àl’initiative d’autres entités, notamment ETSO. En particulier,l’UCTE recommandait des performances techniques à respecterpar les contributeurs aux réglages de fréquence et de tension. Cesrecommandations sont décrites en détail dans l’UCTE OperationHandbook [1] et sont devenues contractuelles pour les GRT depuis2005. Les recommandations de l’UCTE sont toujours en vigueur.Elles ont pour vocation, à terme, de devenir les standards euro-péens en termes d’exploitation du système électrique continental.

Quant à l’ETSO, c’était une organisation qui comprenait 36 GRTeuropéens dont les réseaux n’étaient pas nécessairementsynchrones avec l’Europe continentale, comme par exemple laGrande-Bretagne ou les pays nordiques. Elle avait été créée afinque les GRT travaillent et formulent des propositions sur les sujetsrelatifs à la libéralisation du marché européen de l’électricité. ETSOétait ainsi le porte-parole des GRT auprès des autorités euro-péennes concernant leur rôle dans le fonctionnement commercialdu marché de l’électricité.

Pour une meilleure intégration du marché européen de l’électri-cité, l’Union Européenne a créé en 2009, dans le cadre du troisièmepaquet législatif [33] pour la libéralisation des marchés de l’énergie,ENTSO-E. Ce regroupement englobe les associations de GRT,notamment l’UCTE et l’ETSO. Les GRT peuvent ainsi coopérer effi-cacement dans un certain nombre de domaines clés, tels que :

– l’élaboration de codes de réseaux relatifs aux aspects tech-niques et au fonctionnement du marché ;

– la coordination de l’exploitation et du développement duréseau de transport européen ;

– les activités de recherche.

ENTSO-E fonctionne avec un mandat précis, défini enconcertation avec la Commission Européenne et les autorités derégulation. Les opérateurs de transport d’électricité peuvent ainsise concentrer sur des objectifs communs définis de manière trans-parente et parler d’une voix unique sur les enjeux liés au marchéintérieur de l’électricité.

Nota

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

1.2 Services système et services auxiliaires

Comme présenté en introduction, il est important de distinguerles services système des services auxiliaires, et ce, afin de mieuxcomprendre la répartition des rôles des différents acteurs du sys-tème électrique. Les services système sont les services fournis parle système électrique aux utilisateurs du réseau (consommateurs

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

1.3 Organisation du réglage de la fréquence

Le contrôle de la fréquence est en général réalisé à l’aide detrois réglages complémentaires :

– le réglage primaire de la fréquence est automatique, rapide(efficace en quelques dizaines de secondes) et pour un tempslimité (au moins 15 min). Ce réglage, fourni de concert parl’ensemble du système électrique synchrone, permet decompenser rapidement les déséquilibres entre production etconsommation, en particulier lors des pertes importantes etfortuites de production ;

– le réglage secondaire est assuré de manière automatique, enquelques minutes et uniquement par la zone du système électriqueayant généré la perturbation de fréquence. La zone concernée,appelée zone de contrôle, doit compenser le déséquilibre qu’elle aoccasionné, et ramener la fréquence et les échanges physiquesaux interconnexions à leurs valeurs contractuelles en une dizainede minutes ;

– le réglage tertiaire, plus lent que les deux précédents, consisteà ajuster manuellement le programme de production durant lajournée et à rétablir les réserves en puissance active nécessaires

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

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

Figure 2 – Services système et services auxiliaires [5]

PB

DK

ALBE

FR

ES

PO

MAAG

TN

IT

CH

CZ

AUSK

HU

RO

BG

SBMN KO

MC

GRAB

BH

SL HR

PL

pays membres de l’UCTE pays partenaires

Système électrique

Services système(réglage de la fréquence,

par exemple)Services auxiliaires

Certains utilisateurs(producteurs, par exemple)

Autres utilisateurs

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


aux réglages primaire et secondaire. Étant fortement lié au produiténergie et bénéficiant d’une organisation spécifique au paysconsidéré (en France, ce réglage est réalisé via le mécanismed’ajustement et des contrats spécifiques), le réglage tertiaire n’estpas étudié dans ce dossier.

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

1.4 Réglage primaire

1.4.1 Recommandations de l’UCTE

L’UCTE établit entre autres les recommandations pour l’organi-sation des réglages primaire et secondaire de fréquence dans lesystème synchrone continental [1]. Les principes techniquessous-tendant ces deux réglages sont disponibles dans ledossier [D 4 092], tandis que le présent paragraphe se focalise surles paramètres essentiels qui doivent être contractualisés entre leGRT et les fournisseurs de services auxiliaires dans un environne-ment libéralisé.

Le réglage primaire de fréquence est un service qui doit possé-der des performances qui le différencient de la simple fournitured’énergie. En effet, le réglage primaire permet de stabiliser la fré-quence à une valeur quasi stationnaire en quelques secondes suiteà tout déséquilibre entre production et consommation. Au sein del’UCTE, le double objectif du réglage primaire est :

– en régime transitoire, de ne pas solliciter le premier cran dedélestage de la consommation. Ce cran étant réglé à 49 Hz, l’UCTEa fixé à 49,2 Hz le seuil à ne pas franchir en transitoire ;

– en régime quasi stationnaire, de rétablir la fréquence à50 ± 0,2 Hz.

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

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

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

Tableau 1 – Synthèse de performancesrecommandées par l’UCTE en termes de réglage

primaire de fréquence

Critères Recommandations UCTE

Réserve primaire UCTE 3 000 MW

Dynamique de libération Inférieure à 30 spour l’incident de référence

Bande morte des régulateurs de vitesse ± 10 mHz

Bande morte des chaînes de mesure ± 10 mHz

Statisme de la régulation Pas de recommandation (1)

Temps de maintien de la réserve Au moins 15 min

Énergie réglante minimale UCTE 15 GW/Hz

(1) Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTEdemande que les nouveaux groupes de production soientconstructivement capables d’avoir un statisme réglable à partir de3 % [7].

50,0

49,0

0 10 20 30 40

Temps (s)

Fréq

uen

ce (

Hz)

50 60 70

49,2

49,4

49,6

49,8

Réponse à l'événementdimensionnant de l’UCTE

1er cran de délestage automatique

Figure 4 – Paramètres importants d’une régulation de fréquence

Retard

Régulationsimplifiée :

Paramètres :

K

1 + T · se–τ·s

RecommandationsUCTE :

∆f ∆P

Bande morte Processus Limiteur Maintien

Dynamiquede libération

Bande morte Statisme,dynamique

de libération et énergie

réglante

Réserve primaire

et énergie réglante

Temps de maintien

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Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés D 4 096 – 1

Réglage de tension

Rôles, obligations et organisationdu producteur pour les besoinsdu système électrique en France

par Daniel SOUQUEIngénieur-expert régulation-services systèmeDépartement Performances EDF DTG

Laurent CHATONNETIngénieur-chargé d’affaires senior régulation-services systèmeDépartement Performances EDF DTG

et Étienne MONNOTIngénieur-chercheur expertDépartement Économie, Fonctionnement et Études des Systèmes Énergétiques EDF R&D

e réglage de la tension est indispensable pour une exploitation sûre dusystème électrique, pour minimiser les pertes et exploiter les matériels

dans leur domaine de fonctionnement normal. Sur le réseau de transport le

1. Réglage de la tension et de la puissance réactive ....................... D 4 096 - 31.1 Pourquoi régler la tension........................................................................ — 31.2 Puissance réactive..................................................................................... — 31.3 Couple tension réactif ............................................................................... — 3

2. Structuration du réglage en France ................................................. — 4

3. Réglementation ...................................................................................... — 5

4. L’alternateur source de tension – ses limites................................ — 54.1 Diagramme simplifié de l’alternateur synchrone................................... — 54.2 Limites de l’alternateur synchrone .......................................................... — 64.3 Fonctions de limitation du régulateur de tension .................................. — 6

5. Un moyen de contractualiser le réglage de tension :le diagramme UQ ................................................................................... — 7

5.1 Principe d’élaboration du diagramme UQ .............................................. — 75.2 Diagramme UQ : outil de contractualisation du réglage

de tension .................................................................................................. — 8

6. Outils de surveillance du producteur ...................................... — 96.1 Surveillance de premier niveau du réglage de tension des centrales.. — 116.2 Surveillances de deuxième et troisième niveaux................................... — 12

7. Dispositifs de réglage en réseau ............................................. — 137.1 Compensation statique............................................................................. — 137.2 Compensateurs synchrones..................................................................... — 137.3 FACTS ........................................................................................................ — 13

8. Nouvelles perspectives de réglage .......................................... — 14

9. Conclusions ............................................................................. — 16

Pour en savoir plus ........................................................................................ Doc. D 4 096

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D 4 096 − 2 Copyright © – Techniques de l’Ingénieur – Tous droits réservés

RÉGLAGE DE TENSION _______________________________________________________________________________________________________________

réglage de la tension est effectué en contrôlant la puissance réactive car sur cetype de réseau, en raison des caractéristiques des lignes, ce sont essentielle-ment les transits de puissance réactive qui créent des chutes de tension.

En France, trois niveaux de réglage permettent d’atteindre les objectifs cités :

– le réglage primaire qui maintient la tension au stator des alternateurs àune valeur de consigne ;

– le réglage secondaire qui coordonne au niveau régional l’action des alter-nateurs et règle la tension en des points stratégiques du réseau appelés pointspilotes ;

– le réglage tertiaire qui harmonise les réglages entre les régions et permetde reconstituer les marges en puissance réactive des groupes en réglage.

Aujourd’hui, ces fonctions sont réalisées par les alternateurs synchrones degrande puissance qui constituent les principales sources de tension sur leréseau.

Les performances exigées pour participer aux réglages sont encadrées pardes textes réglementaires et déclinées ensuite dans les documents d’exploita-tion du gestionnaire du réseau de transport RTE. Le producteur qui participe auréglage de la tension souhaite, d’une part, connaître la sollicitation des alterna-teurs pour contrôler l’exploitation de ces derniers dans le domaine defonctionnement normal et surveiller l’usure de ces matériels et, d’autre part,pour vérifier que ses installations sont conformes aux performances requisespar RTE dans le contrat de participation aux Services Système.

Une méthode pour construire les diagrammes de fonctionnement ten-sion/réactif (diagramme UQ) au point de raccordement des alternateurs auréseau de transport et suivre en temps réel les points de fonctionnements desalternateurs en réglage de tension a été élaborée dans ce cadre . Les produc-teurs ont également développé des outils de surveillance et de diagnostic pourcontrôler les performances de leurs installations en réglage de tension. La sur-veillance s’étend de la salle de commande de la centrale (niveau 1) aux centresd’ingénierie (niveau 2 et 3) au travers de l’utilisation d’outils d’e-monitoring.Ces outils permettent de suivre la dérive de paramètres importants pour lasûreté d’exploitation des centrales mais également du système électrique.

Le réglage de la tension est un bien commun à l’ensemble des utilisateurs dusystème électrique. Dans ce contexte, de nouveaux dispositifs de réglage dudomaine régulé (FACTS, inductance, condensateur) mais aussi du domainedérégulé (fermes éoliennes et photovoltaïques) peuvent compléter les actionsdes alternateurs synchrones de forte puissance appartenant également à cedernier domaine. Ces nouvelles technologies qui se raccordent sur le réseauauront à l’avenir à participer à la fonction réglage de tension.

Cet article fait un point sur l’ensemble de ces sujets dans le contexte français.



E V Force électromotrice

I A Courant stator

Ir A Courant ligne

A Courant rotor (inducteur)

mSans

dimen-sion

Rapport de transformation

If

P W Puissance active

Paux W Puissance active consomméepar les auxiliaires de la centrale

Q var Puissance réactive

Qr var Puissance réactive au pointde livraison

Qaux var Puissance réactive consomméepar les auxiliaires de la tranche

Notations et symboles (suite)


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_______________________________________________________________________________________________________________ RÉGLAGE DE TENSION

1. Réglage de la tensionet de la puissance réactive

1.1 Pourquoi régler la tensionLa tension est un paramètre local du réseau électrique dont la

valeur fluctue par nature. Elle est d’abord affectée par des variationslentes et générales liées aux cycles d’évolution saisonnière, hebdo-madaire et quotidienne de la consommation. Elle subit aussi desvariations rapides liées à de multiples aléas : fluctuations aléatoiresdes charges, changements de topologie du réseau, déclenchementsd’ouvrages de transport ou de groupes de production.

Le réglage de la tension aux différents endroits du réseaus’avère donc être une nécessité pour :

– exploiter au mieux le réseau en assurant sa sûreté. Le réglagede la tension permet d’éviter les phénomènes d’écroulement detension qui peuvent entraîner des black-out [D 4 090] ;

– maintenir la tension d’alimentation des clients dans les plagescontractuelles. Pour les clients et les distributeurs, chaque contratde fourniture définit la tension nominale de raccordement ainsique la plage de variation acceptée autour de cette valeur ;

– respecter les contraintes de fonctionnement des matériels. Lematériel raccordé au réseau est défini pour un point de fonctionne-ment nominal, et des variations trop importantes de tension à sesbornes peuvent dégrader ou générer un vieillissement prématurédu matériel. Des tensions trop hautes entraînent le vieillissementou la destruction des matériels raccordés, des tensions trop bassesprovoquent des surcharges dans les lignes, perturbent le bon fonc-tionnement de certaines protections et des régleurs en charge destransformateurs ;

– le producteur. La tension doit aussi être maintenue dans uneplage qui soit acceptable pour les installations auxiliaires et afin degarantir la stabilité de l’alternateur principal, faute de quoi, les

groupes peuvent être contraints à se déconnecter, ce qui affaiblit lasûreté du système électrique ;

– minimiser les pertes. Un bon réglage de la tension permet deminimiser les pertes réseau ;

– utiliser au mieux la capacité des ouvrages de transport. Réglerla tension sur le réseau électrique permet d’optimiser les flux depuissance qui transitent dans les lignes et de contrôler au mieuxces transits [D 4 090].

1.2 Puissance réactive

Les notions de puissance dans les réseaux triphasés ont été pré-sentées dans [D 4 300]. Nous rappellerons simplement ici que lapuissance réactive bien qu’homogène à des watts s’exprime envoltampères réactifs (var) pour la distinguer de la puissance active.La puissance réactive dans un système triphasé est donnée parl’expression :

La puissance réactive apparaît lorsqu’il existe un déphasageentre la tension et le courant qui traverse le récepteur, c’est-à-direlorsque celui-ci comporte des inductances ou des condensateursen régime sinusoïdal. Elle caractérise l’existence d’unecomposante de courant qui ne donne lieu à aucun échange depuissance moyenne mais qui occasionne des pertes et des chutesde tension.

Nota : les considérations précédentes sont celles utilisées usuellement. Dans le casgénéral, avec des charges non linéaires et/ou discontinues, on fait apparaître la notion de

charge déformante D telle que : . Cette notion ne sera pas abordéedans ce qui suit.

1.3 Couple tension réactif

La tension en un point du réseau est fonction, d’une part, desforces électromotrices des générateurs qui y sont raccordés et,d’autre part, des chutes de tension dans les divers éléments duréseau (machines, transformateurs, lignes, etc.).

Il est montré dans [D 4 300] que, pour un réseau triphasé, l’écartde tension peut être approché par la relation :

(1)

La diminution de la chute de tension entre deux sommets d’unréseau passe ainsi par une réduction de la somme RP + XQ et uneaugmentation de la tension U d’exploitation. Pour un réseau detransport, dans lequel la résistance des lignes HTB est négligeablepar rapport à la réactance la relation (1) devient :

(2)

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

R Ω Résistance

S VA Puissance apparente

U V Valeur efficace de la tension entre phases

Uex V Tension d’excitation

Un V Valeur nominale efficace de la tension entre phases

Ur V Valeur efficace de la tension entre phases au point de livraison

Us V Valeur efficace de la tension stator

V V Valeur efficace de la tension simple

Vp V Tension mesurée au point pilote

Vc V Tension de consigne au point pilote

Uo V Consigne de tension stator

X Ω Réactance

Xd Ω Réactance synchrone de l’alternateur

XHTB/HTA Ω Réactance du transformateur HTB/HTA

XHTA/BT Ω Réactance du transformateur HTA/BT

ϕ degré (o) Déphasage tension courant

δ degré (o) Angle interne

k Niveau Niveau de participation en réactif (Réglage secondaire de tension)

Notations et symboles (suite)


Une inductance consomme de l’énergie réactive (lapuissance réactive correspondante est positive ou reçue duréseau) et un condensateur fournit de l’énergie réactive auréseau (la puissance réactive correspondante est négative).

Q U= 3 I sinϕ

S P Q D= + +2 2 2

∆ = − =+

U U URP XQ

U1 22

( )X R 10

∆ =UXQ

U2

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RÉGLAGE DE TENSION _______________________________________________________________________________________________________________

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Pour régler la tension sur un réseau, il faut donc maîtriser letransit de la puissance réactive dans les ouvrages du réseau detransport. Pour réaliser cet objectif, il faut donc compenser lapuissance réactive :

– au plus près des charges essentiellement consommatrices depuissance réactive ;

– des réseaux de transport et de distribution qui peuventproduire ou consommer de la puissance réactive selon l’état decharge du réseau.

Comme les moyens de compensation statiques en réseau ouchez les clients sont souvent insuffisants et de moindreperformances (réglages lents et discontinus), le réglage continu etdynamique des groupes de production est donc indispensablepour la tenue de la tension sur le réseau de transport.

Pour augmenter la capacité de transit des lignes existantes etaméliorer la sûreté du réseau et la qualité de l’électricité acheminée,il est donc conseillé de :

– produire ou consommer la puissance réactive là où elle estconsommée ou produite (alternateurs, compensateurs synchrones,condensateurs, inductances, FACTS pour Flexible AlernativeCurrent Transmission System) ;

– maintenir un niveau de tension constant en un maximum depoints du réseau (alternateurs, FACTS, régleurs en charge) ;

– compenser les impédances des lignes de transport (FACTS,inductances, condensateurs).

2. Structurationdu réglage en France

Le réglage de tension en France est organisé selon une structurehiérarchique à trois niveaux.

Le réglage primaire de tension

Les seules sources de tension du réseau de transport sontconstituées par les alternateurs, qui sont équipés d’un régulateurde tension. Le régulateur primaire de tension (en anglais Automa-tic Voltage Regulator, ou AVR) maintient automatiquement la ten-sion aux bornes du stator de l’alternateur constante et égale à unevaleur de consigne, par action sur la tension d’excitation quicommande le courant rotor de la machine. Pour plus de renseigne-ments sur les différents systèmes d’excitation existants on peut sereporter à [D 3 545].

La constante de temps de ce réglage est de l’ordre de plusieurs-dixièmes de seconde. L’alternateur réagit ainsi, en modifiant sa

production de puissance réactive, aux variations de la tensionconsécutives à de faibles variations de puissance réactive appeléespar les consommateurs ou dues à des défauts éloignés ou desmanœuvres sur le réseau. Cette action est disponible tant quel’alternateur n’a pas atteint ses limites de fonctionnement.

Le réglage secondaire de tension

L’objectif du réglage secondaire est de coordonner automatique-ment les actions des régulateurs primaires de tension des groupesde façon à assurer au mieux l’équilibre global production-consom-mation d’énergie réactive. Il permet ainsi de reconstituer des réser-ves de réactif lorsque, sous l’action du réglage primaire, un groupeest arrivé en butée de réactif, ou de suivre les fluctuations degrande amplitude mais généralement lente de la tension (dues parexemple aux variations de la charge dans la journée), tout enconservant à tout instant une bonne répartition de la productionréactive (figure 1).

Le contrôle du plan de tension ne peut être assuré que si l’on res-pecte des équilibres locaux production-consommation d’énergieréactive ; aussi la mise en pratique du réglage secondairerepose-t-elle sur une division du réseau en zones. Dans chaque zoneest choisi un « point pilote ». Les zones et les points pilotes sontdéterminés de telle sorte que, si la tension est tenue au point pilote,la tension en tout point de la zone associée reste dans les limitesacceptables en exploitation normale avec des zones indépendantes.À chaque zone sont associés un certain nombre de groupes dont laproduction de réactif agit de façon significative sur la tension de lazone. Le principe du réglage consiste à élaborer automatiquementune correction de la valeur de consigne des régulateurs primairesde ces groupes à partir d’une mesure de la variation de tension aupoint pilote. En outre, l’action sur les groupes est réalisée de façon àrépartir équitablement les sollicitations entre les différents groupesde la zone. La dynamique du réglage secondaire est assez lente (del’ordre de quelques minutes) de façon à éviter les interactions entrele réglage primaire et le réglage secondaire et à diminuer lescontraintes sur les groupes. Deux réglages sont adoptés aujourd’huisur le réseau français, le réglage secondaire de tension (RST) ou leréglage secondaire coordonné de tension (RSCT) pour la zoneouest. Le RSCT est plus performant que le RST. Son algorithme uti-lise un ensemble de points pilotes ainsi que des points sensibles etintègre les limites de fonctionnement desalternateurs de la zone. Lacoordination des alternateurs est optimisée, ce qui permet un tempsde réponse plus rapide et une meilleure précision tout en intégrantles performances des différents alternateurs.

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

Figure 1 – Synoptique du réglage primaire et secondaire (d’après [1])

Participation

Groupe i + 1 Groupe de production iGroupe i + 2 Réseau

Uex

Jeu de barrespilote

réactif produit par le groupe

tension stator U

Transmission de la tension du point pilote Vp

Régulateurde zone

Boucleen

réactif

Régulateurprimaire

de tensionDispatching

régionalNiveau

k

ConsigneVc

Consigne V0

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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite.© Techniques de l’Ingénieur D 4 091 − 1

Réseaux d’interconnexion et de transport : fonctionnement

par Pierre BORNARDDirecteur de la Division Système Électrique à RTE (Réseau de Transport d’Électricité)

Michel PAVARDAgent d’Électricité de France en inactivité

et Georges TESTUDChef Adjoint du Département Exploitation du Système Électrique à RTE

our des raisons économiques (effet de taille...) ou techniques (localisationdes réserves hydrauliques et des sources froides...), les unités de production

sont souvent géographiquement très concentrées. Par contre, la consommationest beaucoup plus dispersée.

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

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

1. Problématique du fonctionnement des réseaux ............................. D 4 091 — 2

2. Répartition des transits ......................................................................... — 3

2.1 Problème général ........................................................................................ — 3

2.2 Puissance transmissible dans une ligne.................................................... — 3

2.3 Chute de tension dans une ligne................................................................ — 4

2.4 Calculs de répartition de puissances ......................................................... — 4

3. Pourquoi régler la tension et la fréquence ? .................................... — 5

3.1 Tension ......................................................................................................... — 6

3.1.1 Tension en un point du réseau .......................................................... — 6

3.1.2 Besoins de tenue de tension.............................................................. — 6

3.2 Fréquence..................................................................................................... — 7

3.2.1 Causes des variations de fréquence ................................................. — 7

3.2.2 Besoins de tenue de la fréquence ..................................................... — 7

3.3 Organisation des réglages .......................................................................... — 8

4. Fonctionnement en régime perturbé.................................................. — 8

4.1 Maîtriser les incidents banals : le plan de protection ............................... — 8

4.2 Mécanismes des grands incidents ............................................................. — 9

4.2.1 Généralités .......................................................................................... — 9

4.2.2 Types de fonctionnement d’un système électrique en régime très perturbé ............................................................................................... — 9

4.3 Protection du système électrique............................................................... — 11

4.4 Reprise de service........................................................................................ — 11

5. Conclusion ................................................................................................. — 12

Références bibliographiques ......................................................................... — 12

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RÉSEAUX D’INTERCONNEXION ET DE TRANSPORT : FONCTIONNEMENT __________________________________________________________________________

Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite.D 4 091 − 2 © Techniques de l’Ingénieur

les plages contractuelles de tension et de fréquence et les limites constructivesdes constituants du réseau.

Les incidents pouvant affecter le fonctionnement du système électrique doi-vent être maîtrisés pour limiter la gêne occasionnée aux utilisateurs du réseau etsurtout éviter les phénomènes d’écroulement complet du système.

1. Problématique du fonctionnement des réseaux

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

Trois objectifs majeurs gouvernent l’exploitation du système pro-duction-transport-consommation, que nous appellerons aussi sys-tème électrique, plutôt que réseau, terme que nous réserverons àl’ensemble des moyens de transport et de transformation del’électricité :

— garantir la sûreté de fonctionnement (assurer le fonctionne-ment normal du système, limiter le nombre d’incidents et éviter lesgrands incidents, limiter les conséquences des grands incidents)[1] ;

— favoriser la performance économique et l’ouverture du marchéélectrique ;

— satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clientsraccordés.

Le stockage massif de l’énergie électrique sous une forme immé-diatement disponible n’est, actuellement, pas possible dans desconditions économiques satisfaisantes (article [D 4 030] Stockaged’électricité dans les systèmes électriques). Le problème majeur del’exploitant est donc de maintenir, en permanence, l’équilibre entrel’offre disponible et la demande potentielle, l’équilibre instantanéentre production et consommation étant une condition nécessairede fonctionnement du système électrique.

Par ailleurs, le maillage du réseau permet de faire face aux aléasqui peuvent affecter l’exploitation (indisponibilité d’ouvrage, aléasde consommation, incidents...).

La qualité du service impose en outre à l’exploitant de chercher à :

— maintenir les caractéristiques du produit (tension, fréquence)dans les limites précises du cahier des charges et des contrats con-clus avec les utilisateurs du réseau ;

— limiter, autant que faire se peut, les interruptions de service.

Les réseaux THT jouent un rôle très important pour respecter cescontraintes car :

— les références de tension, qui vont conditionner l’ensemble duplan de tension dans le réseau, sont fixées, pour l’essentiel, par lesgroupes de production raccordés aux réseaux THT ;

— la fréquence est, de même, fixée par ces groupes de produc-tion qui doivent rester synchrones en régime permanent ;

— la sécurité d’alimentation des grands centres de consomma-tion dépend très fortement de la structure des réseaux de transport.

Mais il faut savoir que, compte tenu de l’inertie mécanique relati-vement faible de certains composants des systèmes électriques(groupes de production et moteurs) et de la grande vitesse de pro-pagation des phénomènes, les réseaux THT créent un couplagedynamique très fort entre les moyens de production, d’une part, etles charges (consommation), d’autre part. Du fait des intercon-nexions internationales, une perturbation importante en Europe duNord peut être ressentie quelques secondes plus tard en Europe duSud.

Au-delà de l’examen du problème de la répartition économique eten sécurité de la puissance, l’étude du fonctionnement de ces vastessystèmes interconnectés et fortement couplés est donc absolumentnécessaire. Elle portera sur leur réglage et leur stabilité.

Enfin, il va de soi qu’il est nécessaire de protéger les systèmesélectriques qui peuvent être affectés par de nombreux types d’inci-dents. Il convient de distinguer la protection des ouvrages du réseauproprement dit (lignes...) et celle du système production-transport.La protection du système production-transport est essentielle, carcertains incidents (pertes de ligne en cascade, pertes brutales demoyens de production importants...) peuvent induire des consé-quences catastrophiques (effondrement du système électrique).

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

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

En définitive, l’étude du fonctionnement du système produc-tion-transport-consommation est dominée par quatrepréoccupations :

• maintenir en permanence les conditions nécessaires d’unéquilibre entre la production et la consommation (problème deconduite) ;

• maintenir les caractéristiques de la tension et de la fré-quence dans les plages contractuelles (problème de réglage) ;

• tenir compte du fort couplage dynamique entre productionet consommation via le réseau (problème de stabilité) ;

• assurer l’intégrité des ouvrages (problèmes de protection) etdu système électrique (problèmes de stabilité et de protection).

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__________________________________________________________________________ RÉSEAUX D’INTERCONNEXION ET DE TRANSPORT : FONCTIONNEMENT


Le présent article expose la problématique générale du fonction-nement et des réglages des réseaux de transport, l’article associé[D 4 092] détaillant la mise en œuvre des réglages de tension et defréquence et le problème de la stabilité. Les problèmes de protec-tion ne seront abordés que très brièvement, car ils sont développésdans les articles Protection des réseaux.

2. Répartition des transits

2.1 Problème général

Pour résoudre le problème de l’acheminement de la puissancedisponible sur les lieux de consommation, dans le cas d’un réseaumaillé, il convient de vérifier la compatibilité des niveaux de produc-tion de chaque groupe déterminés par les producteurs pour satis-faire, d’une manière économiquement optimale pour eux, leursengagements et les transits de puissance dans le réseau.

En général, il existe une multitude de plans de production qui per-mettent de faire face à la demande. Toutefois, certains de ces plansne sont pas adaptés pour acheminer la puissance sur les lieux deconsommation en respectant les contraintes technico-économiquesd’exploitation (minimiser les coûts de production et le coût des per-tes, respecter les limites thermiques des ouvrages, maintenir la ten-sion dans certaines plages en chaque nœud du réseau, être capablede faire face le plus rapidement possible à certains types dedéfaillance...).

Le problème général de la production et de la répartition optimaleet en sécurité de la puissance dans un système production-trans-port-consommation alternatif maillé est donc fort complexe. Lefonctionnement d’un système électrique est gouverné, à chaque ins-tant, par l’équilibre nécessaire entre les puissances actives et réac-tives produites et consommées.

Lorsque cette condition nécessaire de fonctionnement estrespectée, l’état du système est caractérisé, en régime station-naire, par la fréquence f (grandeur globale) et les tensions V (gran-deurs locales). La fréquence f est fixée par la vitesse de rotation detoutes les machines qui doivent rester synchrones en régimepermanent.

Contrairement à ce qu’un abus de langage pourrait laisser croire,l’objectif du réglage des réseaux n’est pas tant de maintenir l’équili-bre entre la production et la consommation (les lois de Kirchhoffs’en chargent dans la mesure où f et V restent dans certaines plagescorrespondant aux conditions nécessaires de fonctionnement) quede maintenir la fréquence et la tension dans des limites contractuel-les, plus contraignantes en fait que les limites imposées par les con-ditions nécessaires de fonctionnement. Nous examinerons cespoints dans les paragraphes qui suivent.

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

2.2 Puissance transmissible dans une ligne

Contrairement à une idée très répandue, ce n’est pas l’échauffe-ment maximal des conducteurs qui, en général, limite la puissancetransmissible à travers une ligne.

En effet, considérons la figure 1 qui représente, de manière trèssimplifiée, par un dipôle d’impédance Z = R + jX, une ligne destinéeà alimenter la charge dessinée en tireté. Sans nuire à la généralitédu propos, nous supposerons d’abord que la résistance R de la ligneest nulle (elle est généralement très faible vis-à-vis de laréactance X) et que la puissance réactive Q2 de la charge est nulle(ce qui est vrai en cas de bonne compensation de puissance réac-tive).

Nous montrerons d’abord qu’il est important de réguler la tensionaux bornes de la charge.

Si nous désignons par θ l’angle entre V1 et V2, nous avons, en con-sidérant la figure 2 simplifiée (avec R = 0), I en phase avec V2, d’où :

XI = V1sinθ

et la puissance active est :

(1)

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

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

monophasé équivalent

Figure 2 – Diagramme des tensions correspondant à la figure 1

P1 P2

V1V2

X------------- θsin= =

S1

V1

Z = R + jX

V2

Z

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1

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S1 = P1 + j Q1

S2 = P2 + j Q2

Puissances apparentes :

V1

V2R I

jX I

∆V

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Réseaux d’interconnexion et de transport : réglages et stabilité

par Pierre BORNARDDirecteur de la Division Système Électrique à RTE

Michel PAVARDAgent d’Électricité de France en inactivité

et Georges TESTUDChef Adjoint du Département Exploitation du Système Électrique à RTE

onserver la maîtrise de la sûreté du système et respecter les engagementscontractuels pris vis-à-vis des utilisateurs des réseaux de transport impli-

quent la mise en œuvre de systèmes de réglages de la fréquence et de la tensionperformants (Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique.Fonctionnement [D 4 091]). Le présent article présente une vue synthétique desméthodes et des moyens mis en œuvre pour assurer le réglage de la tension etde la fréquence ainsi que la stabilité des réseaux de transport THT.

1. Rappels de la problématique générale............................................... D 4 092 — 2

2. Réglage de la fréquence et de la puissance active ........................ — 22.1 Adaptation de la production à la consommation ..................................... — 22.2 Adaptation de la consommation à la production ..................................... — 5

3. Réglage de la tension et de la puissance réactive ......................... — 73.1 Dualité réglage de la tension-compensation réactive .............................. — 73.2 Compensation de la puissance réactive .................................................... — 73.3 Chaîne de réglage de la tension................................................................. — 73.4 Réglage de la tension des réseaux THT ..................................................... — 83.5 Écroulement du plan de tension ................................................................ — 9

4. Stabilité des alternateurs ...................................................................... — 94.1 Stabilité statique (en petits mouvements)................................................. — 104.2 Stabilité transitoire ...................................................................................... — 114.3 Méthodes de simulation numérique.......................................................... — 134.4 Amélioration de la stabilité......................................................................... — 13

5. Conclusion ................................................................................................. — 14


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


1. Rappels de la problématique générale

Les réseaux de transport et d’interconnexion à THT (très hautetension) assurent la liaison entre les grands centres de production etles grandes zones de consommation. Ils permettent aussi d’échan-ger de la puissance à travers les lignes d’interconnexion, entre paysou grandes zones relevant de gestionnaires de réseaux différents.

Trois objectifs majeurs gouvernent l’exploitation du système pro-duction-transport-consommation, que nous appellerons systèmeélectrique, plutôt que réseau, en réservant ce terme à l’ensembledes moyens de transport et de transformation de l’électricité :

— garantir la sûreté de fonctionnement (assurer le fonctionne-ment normal du système, limiter le nombre d’incidents et éviter lesgrands incidents, limiter les conséquences des grands incidents)[1] ;

— favoriser la performance économique et l’ouverture du marchéde l’électricité ;

— satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clientsraccordés.

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

Il montre également que pour atteindre ces objectifs, des systè-mes de réglages performants doivent être mis en œuvre,s’appuyant en particulier sur les groupes de production raccordéssur le réseau THT, selon les principes généraux d’organisationsuivants :

— les réglages de la puissance active P et de la fréquence f sontétroitement liés (couplage P, f) ;

— les réglages de la puissance réactive Q et de la tension V sontégalement étroitement liés (couplage Q, V) ;

— le réglage de la fréquence est global (en régime permanent, lafréquence est identique dans tout le réseau) ;

— le réglage de la tension est local (la valeur de la tension de con-signe peut être légèrement différente selon les points d’un réseauexploité à un même niveau de tension nominale).

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

— découplage des réglages (Q, V) et (P, f) ;

— hiérarchisation de chaque réglage dans le temps et dansl’espace.

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

2. Réglage de la fréquence et de la puissance active

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

Le problème de l’adaptation, à tout instant, de la production à lademande est donc intimement lié à celui du réglage de la fréquence(Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique.Fonctionnement [D 4 091]). Cette adaptation ne peut être réaliséeque de deux façons :

— en faisant varier constamment la production pour satisfaire laconsommation ; c’est le mode d’exploitation normal ;

— en ajustant la consommation à la production ; c’est ce que l’onest contraint de faire en période de pénurie (structurelle ou acciden-telle).

2.1 Adaptation de la production à la consommation

2.1.1 Généralités

Au fur et à mesure de l’évolution de la technologie et de la struc-ture des réseaux, des solutions de plus en plus élaborées ont étéappliquées pour adapter automatiquement la production à la con-sommation.

Les actions qui permettent de maintenir les conditions d’un équi-libre production-demande se placent à différentes échéances dansle temps :

— les décisions d’investissement sont prises très en amont dustade opérationnel ; elles permettent de définir le volume et lanature des moyens de production à mettre en service à une datedonnée, à partir des prévisions de consommation à long terme, etde planifier les moyens de transport indispensables pour acheminerla puissance vers les zones de consommation ;

— sur une période qui s’étale de quelques années à un jour avantl’instant considéré, la gestion prévisionnelle du parc de productionet du réseau va aboutir à la définition des programmes de marchedes centrales en s’efforçant de coordonner au mieux les objectifs deminimisation des coûts de production (objectifs des producteurs) etles objectifs de minimisation des coûts de transport et le maintiende la sûreté du système (objectifs du gestionnaire du réseau) ;

— en temps réel, les centrales réalisent leur programme demarche ; celui-ci est ajusté si besoin, sur demande de l’opérateur dugestionnaire de réseau pour faire face aux écarts constatés face à laconsommation effective ou tout autre aléa.

Le délai d’action d’un opérateur n’est cependant pas suffisantpour répondre à certains aléas. Il faut donc compléter son action pardes réglages rapides et automatiques.

Le réglage primaire agit localement sur chaque groupe de produc-tion et assure, de façon automatique, la correction de l’écart entreproduction et demande. Il aboutit à un nouvel équilibre dansl’ensemble du réseau interconnecté, mais à une fréquence de fonc-tionnement différente de la fréquence de référence.

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

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

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

2.1.2 Réglage primaire

2.1.2.1 Rôle du réglage primaire

Si on laissait agir les générateurs et les récepteurs suivant leurspropres lois d’autorégulation (Réseaux de transport et d’intercon-nexion. Fonctionnement [D 4 091]), notamment en laissant les orga-nes d’admission du fluide moteur sur les groupes générateurs àouverture constante, les variations de fréquence, sous l’effet desvariations inévitables de la charge, risqueraient de prendre rapide-ment des amplitudes prohibitives [4].

En outre, les variations de la charge appelée par le réseau serépartiraient entre les groupes en fonction des caractéristiquesnaturelles des machines et du réseau (coefficients a d’autoré-gulation). Il en résulterait :

— sur les ouvrages de transport, des modifications de transits dif-ficiles à maîtriser ;

— une désadaptation erratique du programme de production(préjudiciable à l’économie et à la sécurité d’exploitation).

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

2.1.2.2 Principe du réglage primaire

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

Pour fixer le point de fonctionnement des groupes, il faut établirune relation biunivoque entre la fréquence et la puissance débitéepar chaque groupe.

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

ou : (1)

avec f fréquence du réseau correspondant aufonctionnement à la puissance Pi,

f0 fréquence de consigne du réseau,

Pi puissance débitée par le groupe i,

puissance programmée du groupe i pour lafréquence f0,

puissance nominale du groupe i,

si statisme permanent du régulateur du groupe i.

Considérons maintenant le cas d’un réseau constitué den machines ; soit P0 la puissance programmée pour une fréquencef0 :

(2)

Examinons l’effet d’une variation ∆P de la puissance appelée. Ilest utile de définir une grandeur reliant les variations de fréquenceà celle de la puissance appelée. Pour la puissance du réseau, on nepeut pas parler de valeur nominale et l’on est obligé de se référer àla puissance programmée P0 à l’instant considéré. On écrira doncl’équation de fonctionnement en régime permanent :

(3)

avec P0 puissance programmée totale du réseau àl’instant considéré,

s statisme équivalent de ce réseau.

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

d’où :

(4)

Le plus souvent, tous les groupes ne sont pas soumis au réglageprimaire de vitesse : certains sont en butée de réglage, d’autresfonctionnent en réglage de puissance. Le statisme équivalent duréseau est donc supérieur à la moyenne pondérée des statismespermanents des groupes puisque :

En général, on préfère caractériser un réseau par son « énergieréglante primaire » (le terme usuel énergie étant d’ailleurs utilisé icipar abus de langage) :

avec K exprimé en MW/Hz.

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

Pi P0i–

Pni

------------------

1si

----

f f0–

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------------–=

∆Pi

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1si

---- ∆ff0

------–=

P0i

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En France, le statisme constaté du réseau est de l’ordre de12 %.

P0 P0ii 1=

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∑=

∆PP0

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------–=

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∆P ∆Pii 1=

n ′

∑ ∆ff0

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Protection des réseaux de transport et de répartition : présentation

par Benoît CALMETIngénieur de l’École d’électricité, de production et des méthodes industriellesIngénieur au Département exploitation du Centre national d’expertise réseaux de RTE

es réseaux électriques représentent des investissements considérablesconsentis par les Gestionnaires de Réseaux de Transport et de Distribution

(GRT ou GRD) pour alimenter leurs clients dans les meilleures conditions decoût et de qualité de service. En France, le GRT est RTE (Réseau de Transportd’Électricité). Il gère principalement les réseaux HTB. Les réseaux publics dedistribution (RPD) HTA et BT, qui, historiquement sont placés sous le régimede la concession, sont gérés par des GRD (Gestionnaire de réseaux de distribu-tion au sens de la loi 2000-108). En France métropolitaine, ERDF (ÉlectricitéRéseau Distribution France) est le principal GRD, puisqu’il gère environ 95 %des réseaux publics de distribution. On notera toutefois que 170 ELD (Entre-prises Locales de Distribution) assurent également cette fonction sur desterritoires plus ou moins étendus, dont les réseaux pour des raisons histo-riques n’ont pas fait l’objet d’une nationalisation en 1946.

Pour des raisons techniques et économiques évidentes, il n’est pas possiblede construire des réseaux exempts de défauts de fonctionnement ; ils sont, enparticulier, exposés aux agressions naturelles comme la foudre. Les réseauxsont donc affectés de perturbations qui peuvent mettre en cause la pérennitédu matériel et la qualité du service rendu et dont il faut chercher à minimiserles conséquences.

Tout défaut doit donc être identifié immédiatement afin d’isoler le plus rapi-dement possible du réseau sain l’ouvrage siège du défaut. C’est l’objet de laprotection des réseaux.

La Commission électrotechnique internationale (CEI) définit la protectioncomme l’ensemble des dispositions destinées à détecter les défauts ou lesautres situations anormales dans un réseau d’énergie, à permettrel’élimination des défauts, à mettre fin aux situations anormales et à lancer desordres ou des signalisations.

La protection des différents réseaux (transport et interconnexion, distributionpublique, distribution industrielle privée) fait l’objet de dossiers spécialisés. Enpréambule à ces dossiers, on rappelle ici les caractéristiques essentielles de

1. Rappel sur les réseaux ............................................................................ D 4 800v2 - 3

2. Défauts de fonctionnement .................................................................. — 5

3. Élimination des défauts .......................................................................... — 6

4. Automates de reprise du service ......................................................... — 8

5. Technologie et mise en œuvre ............................................................. — 10

6. Annexe : réseaux triphasés en régime de défaut ............................ — 12

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

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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieD 4 800v2 − 2 est strictement interdite. − © Editions T.I.

PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION : PRÉSENTATION ______________________________________________________________

ces réseaux en donnant des indications sur les défauts qui les affectent. Onprésente également les critères communs à tous les réseaux qui sont àprendre en considération lors de la conception de leur protection.

Tout ce qui suit ne concerne que la protection contre les courts-circuits etles défauts d’isolement. La protection contre les incidents affectant le fonction-nement d’ensemble du système Production-Transport-Consommation, tels queles surcharges, les pertes de synchronisme, les écroulements de tension, lesbaisses de fréquence, se trouve, dans le dossier Réseaux de transport etd’interconnexion : réglage et fonctionnement [D 4 090].

Les autres dossiers sur la protection des réseaux sont les suivants :

– [D 4 801] « Protection des réseaux de transport et de répartition contre lescourts-circuits et les défauts d’isolement » ;

– [D 4 802] « Protection des lignes et des câbles de transport et derépartition » ;

– [D 4 803] « Protection des barres et transformateurs : apport des techni-ques numériques » ;

– [D 4 804] « Réseaux de transport et de répartition : aspects Système etplans de protection » ;

– [D 4 805] « Protection des réseaux de transport et de répartition » ;– [D 4 810] « Protection des réseaux à moyenne tension de distribution

publique » ;– [D 4 815] « Protection des réseaux à basse tension de distribution

publique » ;– [D 4 820] « Protection des installations industrielles et tertiaires ».

Ils concernent les réseaux à courants alternatifs triphasés.

Ces réseaux et les installations qui les constituent sont repérés par leurniveau de tension normalisé (en France, la publication applicable est l’UTEC18-510) :

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

De plus, en France, la HTB se décompose de la manière suivante (décretno 2003-588 du 27 juin 2003) :

– HTB1 : 50 kV < Un 130 kV ;– HTB2 : 130 kV < Un 350 kV ;– HTB3 : 350 kV < Un 500 kV.

Toutefois, par abus de langage, nous rencontrons fréquemment lesanciennes appellations :

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

Les valeurs des tensions assignées (ou nominales) correspondant à chaqueniveau, adoptées dans les différents pays, sont très diversifiées et trop nom-breuses pour être toutes citées ; celles couramment utilisées en France, sontles suivantes :

400 kV ; 225 kV ; 90 kV ; 63 kV ; 20 kV et 15 kV ; 400 V ; 230 V.

On note qu’il existe encore des ouvrages 150 kV et 42 kV sur le territoire fran-çais, mais qui sont voués à disparaître au fur et à mesure du renouvellementdu réseau.

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______________________________________________________________ PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION : PRÉSENTATION

1. Rappel sur les réseaux

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

1.1 ProductionNota : le lecteur pourra se reporter au dossier Conduite d’un système de

production-transport [D 4 080] et en [Doc. D 4 800v2] aux articles référencés [2] [3].

L’énergie est produite par des moyens centralisés ou décentrali-sés, raccordés au réseau de transport ou aux réseaux dedistribution :

– des centrales thermiques classiques (charbon, fuel, gaz) etnucléaires ;

– des usines hydrauliques ;– des parcs éoliens ;– des cogénérations ;– de la production photovoltaïque.

En France, en 2007, la production se répartissait de la manièresuivante :

– thermique nucléaire : 76,9 % ;– thermique à flamme : 10,1 % ;– hydraulique : 11,6 % ;– éolien : 0,7 % ;– sources d’énergies renouvelables hors hydraulique et éolien :

0,7 %.

Aujourd’hui, dans la plupart des pays industrialisés, l’énergie estproduite par des centrales de grande puissance, souvent de plu-sieurs milliers de mégawatts.

Les centrales sont éloignées des centres de consommation parsuite :

– de sujétions d’alimentation en eau de refroidissement ;– de sujétions d’approvisionnement en combustible (localisation

des centrales près des bassins miniers, des ports ou desgazoducs) ;

– de situations géographiques dans le cas de l’hydraulique.

Les unités de forte puissance doivent évacuer l’énergie produiteen 225 kV et 400 kV du fait :

– de contraintes techniques ; il faut utiliser des tensions d’autantplus élevées que la puissance à transporter est importante et quela distance de transport est grande ;

– de contraintes économiques ; pour une puissance à transpor-ter donnée, en élevant la tension, on diminue le courant à transi-ter, donc la section des conducteurs et les pertes par effet Joule.

1.2 Consommation

La consommation électrique en France s’élevait en 2007 à480,3 térawattheure (1 TWh est égal à 1 milliard de kWh).

Les utilisateurs sont extrêmement nombreux et répartis sur toutle territoire.

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

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

Certains industriels produisent de l’électricité, de par leur pro-cess. On estime à 2,6 % de la consommation française la produc-tion autoconsommée par ces industriels sur leurs sites.

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

1.3 Divers types de réseaux

1.3.1 Réseau de transport et d’interconnexion

La mission des réseaux de transport et d’interconnexion estprincipalement :

– de collecter la puissance produite par les centrales importanteset de l’acheminer vers les zones de consommation : fonctiontransport ;

– de permettre une exploitation économique et sûre des moyensde production en assurant une compensation des aléas et en utili-sant, en priorité, les groupes de production les plus économiquesdu fait de leur puissance, de la nature du combustible, de leur âge,enfin, d’assurer des échanges commerciaux entre les différentspays : fonction interconnexion.

En France, ce double rôle est essentiellement celui du réseau400 kV.

Les réseaux de ce type sont très maillés et sont constituésd’ouvrages capables de très forts transits.

Ces capacités de transit ne sont jamais utilisées en permanence ;elles sont calculées pour se prémunir de la perte d’un ouvrageadjacent et ainsi supporter le report de charge.

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

1.3.2 Réseaux de répartition régionale

En France, ce sont les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV.

Leur fonction est d’amener l’énergie prélevée sur les réseaux detension supérieure jusqu’aux points d’injection sur les réseaux dedistribution et chez les gros utilisateurs industriels.

Ces réseaux ont très souvent une structure dite bouclée.

L’intérêt de cette topologie réside surtout dans la notion desecours d’alimentation ; en effet, la perte d’une liaison d’alimenta-tion est compensée par les autres ouvrages, qui transitent alors lapuissance demandée.

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

L’exploitation des réseaux de répartition se fait :

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

Certaines alimentations se font en antenne, comme celle réali-sée au moyen de la ligne L1 ou encore en piquage comme le rac-cordement de L2 sur la ligne L3 (figure 1).

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

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

Exemple : les circuits aériens du réseau 400 kV du Réseau detransport d’électricité RTE peuvent transiter plus de 3 500 A.

Exemple simplifié : un réseau de ce type est présenté sur lafigure 1. Les lignes représentées en bleu forment une boucle.

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PROTECTION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION : PRÉSENTATION ______________________________________________________________


1.3.3 Réseaux HTA de distribution publique

Ces réseaux (cf. dossier Réseaux de distribution. Structure etplanification [D 4 210]) alimentent un grand nombre d’utilisateurs :

– soit directement pour des puissances allant jusqu’à quelquesmégawatts ;

– soit, après transformation, en BT.

Leur structure et leur mode d’exploitation varient selon les pays.

Les réseaux à structure radiale sont exploités débouclés ; on ren-contre deux types principaux de structures :

– en coupure d’artère (figure 2), typique des réseaux urbainssouterrains ; ces réseaux sont conçus pour un éventuel fonction-nement bouclé ;

– à structure arborescente, typique des réseaux ruraux aériens(figure 3) ; ces réseaux comportent des points de bouclage pourassurer un secours par la HTA.

1.3.4 Réseaux BT de distribution publique

Ces réseaux alimentent des consommateurs de faible puissanceunitaire, jusqu’à environ 250 kVA ; ils peuvent être :

– à structure radiale avec ou sans point de bouclage ;– maillés ; si il peut subsister localement quelques poches de

réseaux « expérimentaux » maillés, en tous cas, à Paris, ils ont étélargement utilisés dans les années 1960, et ont totalement disparudepuis les années 1990. En effet, cela impliquait trop decontraintes de construction (Icc importante) et d’exploitation(risque de perte totale de la maille). On peut toutefois rencontrerdes réseaux BT maillés à l’étranger (États-Unis et Japon).

1.3.5 Réseaux d’usine

L’alimentation électrique de certaines industries nécessite deconstruire des réseaux spécialisés, HTA et BT, en aval du réseaudu distributeur [1] ; ces réseaux ont comme caractéristiques :

– d’être essentiellement constitués de câbles souterrains ;

– d’être courts ;– de transiter des puissances souvent très élevées ;– de comporter des dispositions spécifiques pour assurer la pro-

tection des personnes.

Il existe également des industries autoproductrices d’électricitéappelées cogénérations.

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

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

1.4 Constitution des réseaux

Figure 1 – Exemple de réseau de répartition bouclé

Remarque : le point d’ouverture (ou coupure) est présentdans le but de ne pas boucler le réseau HTB par le réseau HTA(les transits d’énergie seraient trop important pour les installa-tions HTA). En régime normal, le point de coupure est doncouvert.

HTA

HTA

HTA

HTA

HTB

HTB

HTB

HTB

HTB

HTB

HTB

L2

L3

L1Figure 2 – Réseau HTA souterrain en coupure d’artère

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

Exemple : les industries fortement productrices de vapeur.

Dans ce dossier et les dossiers qui suivent, les éléments desréseaux électriques sont indifféremment désignés par ouvragesou installations. Parmi ces ouvrages, on distingue principale-ment des ouvrages de transformation et des ouvrages de tran-sit. Les ouvrages de transit étant utilisés comme lien entre lesdifférents points géographiques des réseaux, et les ouvrages detransformation pour transformer les tensions d’un réseau àl’autre (par exemple, pour abaisser l’énergie issue du réseau detransport vers le réseau de distribution).

HTB

HTA HTA

HTB

BT

point de débouclage

BT BT

Souterrain

Interrupteurfermé

Interrupteur aérientélécommandé

PosteHTA/BT

Interrupteurmanuel

Interrupteurouvert

Remontée aéro-souterraine

BTBT

BT

BT

BT

BT

BT

BT

HTBHTB

HTA

HTA Pointd’ouverture

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Protection des réseaux de transportet de répartition contre les courts- circuits et les défauts d’isolement

par Jean-Luc CHANELIÈREIngénieur de l’École supérieure d’électricitéIngénieur senior du Centre national d’expertise réseauxRéseau de transport d’électricité (EDF Transport)

Actualisation du dossier [D 4 805] (1995) rédigé par Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

e dossier traite de la protection des réseaux à très haute tension (THT) età haute tension (HT) contre les courts-circuits et les défauts d’isolement ;

la protection contre les fonctionnements anormaux du système ProductionTransport-Distribution (pertes de synchronisme, baisse de fréquence, chutesde tension) a fait l’objet d’un dossier « Réseaux de transport et d’inter-connexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage » [D 4 090] et nesera pas reprise ici.

Les défauts sur les réseaux provoquent des perturbations affectant leur fonc-tionnement et la qualité d’alimentation de la clientèle (cf. [D 4 800v2]« Protection des réseaux. Présentation générale »). Par exemple, un défaut maléliminé sur le réseau THT de transport et d’interconnexion peut conduire à unincident de grande ampleur privant d’alimentation une partie importante duterritoire alors que les défauts sur les réseaux de répartition HT entraînent descreux de tension ou des coupures brèves, voire des coupures longues, chez lesclients.

1. Performances et contraintes imposées aux protections D 4 801 - 2

1.1 Performances fonctionnelles ...................................................................... — 21.2 Environnement climatique et électromagnétique..................................... — 41.3 Technologie .................................................................................................. — 4

2. Classification des protections— 5

2.1 Protections à sélectivité absolue et à sélectivité relative.......................... — 52.2 Utilisation de liaisons de transmission ...................................................... — 52.3 Protections à signaux de commande ......................................................... — 6

3. Influence des régimes transitoires ......................................................— 6

3.1 Régimes transitoires créés par l’apparition de courts-circuitssur le réseau ................................................................................................. — 6

3.2 Régimes transitoires au niveau des transformateurs de mesure ............ — 7

4. Fonctions élémentaires de mesure des relais— 8

4.1 Relais de mesure de courant....................................................................... — 84.2 Relais de mesure de tension ....................................................................... — 104.3 Relais de mesure d’impédance................................................................... — 114.4 Relais de mesure de puissance................................................................... — 15


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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieD 4 801 − 2 est strictement interdite. − © Editions T.I.

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

Si le nombre de défauts dépend des caractéristiques des ouvrages, notam-ment de leur niveau d’isolement et de leur environnement, en particulier deleur exposition aux perturbations atmosphériques, la qualité de leur élimina-tion est directement fonction des performances des systèmes et deséquipements de protection.

Les performances et contraintes imposées aux protections par les différentstypes de réseaux sont précisées.

Après une présentation de la classification des protections courammentadmise au plan international, et un rappel sur l’influence des régimes transi-toires sur le comportement des protections, les fonctions élémentaires demesure des relais sont détaillées.

Dans ce dossier, en conformité avec le langage courant, nous conserveronsles notations THT (225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénominationactuelle (UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV.

Ce dossier fait partie d’une série sur la protection des réseaux de transport etde répartition :

– « Présentation » [D 4 800v2] ;– « Protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement »

[D 4 801] ;– « Protection des lignes et des câbles » [D 4 802] ;– « Protection des barres et des transformateurs. Apport des techniques

numériques » [D 4 803] ;– « Aspects systèmes et plans de protection » [D 4 804].

1. Performanceset contraintes imposéesaux protections

1.1 Performances fonctionnelles

1.1.1 Performances imposées par les réseaux THTde transport et d’interconnexion

La taille des groupes générateurs modernes nécessite de les rac-corder aux réseaux de tensions les plus élevées :

– 400 kV dans le cas de la France et de la plupart des payseuropéens ;

– 500 ou 750/765 kV aux États-Unis et au Canada.

Ces réseaux ont essentiellement une fonction de transportd’énergie et d’interconnexion.

Certains réseaux de tensions inférieures peuvent jouer un rôleanalogue lorsqu’une part importante de production leur estraccordée ; c’est le cas, en France, de certains réseaux à 225 kV etHT régionaux (Alpes, Sud-Est, Sud-Ouest) sur lesquels débitent denombreux groupes hydrauliques. Néanmoins, les contraintes defonctionnement de ces réseaux sont le plus souvent moins sévèresque celles relatives aux réseaux THT.

En France, on a également l’habitude de particulariser les zonesdu réseau à 225 kV dites électriquement proches des centralespuissantes raccordées au réseau à 400 kV. Schématiquement, cesont des zones situées dans un rayon de 20 à 30 km autour desgrands postes 400/225 kV. Des défauts polyphasés survenant dansces zones peuvent mettre en cause la stabilité des groupes s’ils nesont pas éliminés rapidement.

Les contraintes à considérer pour concevoir le plan de protectiondes réseaux THT de transport et d’interconnexion découlent desspécificités de ces réseaux et des conditions de fonctionnementqui en résultent. Ces contraintes imposent aux protections les per-formances suivantes (§ 1.1.1.1, § 1.1.1.2, § 1.1.1.3 et § 1.1.1.4).

1.1.1.1 Rapidité d’élimination des défauts

Dans la plupart des réseaux THT, c’est le maintien de la stabilitétransitoire de fonctionnement des groupes générateurs quiimpose le temps maximal d’élimination des défauts, essentiel-lement des défauts polyphasés qui sont les plus contraignants.

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

Ce temps maximal se situe le plus souvent dans la fourchette de100 à 200 ms ; des valeurs plus basses – de l’ordre de 60 à 80 ms –peuvent être nécessaires dans des situations de réseaucontraignantes.

Sur les réseaux à 225 kV électriquement proches, ce temps est del’ordre de 150 à 250 ms.

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

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

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

1.1.1.2 Sélectivité d’élimination des défauts

Les réseaux THT de transport et d’interconnexion sont égale-ment caractérisés par de forts transits d’énergie ; des courants decharge de plusieurs milliers d’ampères sont fréquents. En cas dedéclenchement d’un ouvrage, il se produit instantanément unreport de charge sur les ouvrages restant en service.

La sélectivité d’élimination des défauts est donc indispensablepour garantir la pérennité du fonctionnement d’un réseau.

En THT, on rencontre de plus en plus des configurations deréseau pour lesquelles la prise en compte de la contrainte desélectivité conduit à accroître la complexité des protections :

– c’est le cas des lignes à deux circuits sur la même file depylônes et sur lesquelles peuvent survenir des défauts atteignantsimultanément les deux circuits : en France, on compte enmoyenne 0,2 défaut de ce type par an et par 100 km de file depylônes. Lorsque ces défauts doubles sont monophasés etatteignent deux phases différentes, la sélection de la phase endéfaut est délicate. Seules certaines protections permettent d’évi-ter un déclenchement triphasé des deux circuits, inutile etcontraignant ;

– c’est également le cas des lignes à plusieurs extrémités, dontcelles avec raccordement de transformateurs en piquage. L’élimi-nation sélective des défauts est encore difficile à réaliser et imposel’emploi de protection particulières adaptées.

1.1.1.3 Fiabilité des protections statiques électroniques

Le non-fonctionnement d’une protection est contraignant s’ilconduit à une élimination tardive et non sélective des défauts.

En fonction du type de protection et de son rôle dans le réseau,des objectifs de sécurité, de sûreté et de disponibilité (probabilitéde pannes) sont fixés par les exploitants.

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

Chaque chaîne de mesure et de décision est analysée sur le plande la sécurité et de la sûreté. Cette analyse peut éventuellementamener le concepteur à changer de composants ou à modifier lesschémas pour atteindre les objectifs fixés.

L’étude de la disponibilité prévisionnelle est un autre pointimportant de l’étude de fiabilité, dès que l’équipement comprendun grand nombre de sous-ensembles complexes. Dans ce derniercas, le risque de non-fonctionnement est augmenté, le concepteurpeut être amené à doubler certains sous-ensembles ou certaineschaînes de décision dont l’incidence sur la probabilité de non-fonc-tionnement globale de l’équipement est importante.

1.1.1.4 Niveau des courants de défaut. Sensibilitéet dynamique de fonctionnement des protections

Sur les réseaux considérés ici, les courants de court-circuit lesplus élevés atteignent plusieurs dizaines de kiloampères.

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

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

En cas de défaut à la terre, le niveau des courants de court-cir-cuit dépend très fortement du mode de mise à la terre des pointsneutres des réseaux. L’interposition d’une impédance dans cettemise à la terre (cf. [D 4 800v2]) permet de réduire les courants decourt-circuit.

Cela est fait en sorte que le rapport entre l’impédance homopo-laire Z0 et l’impédance directe Zd résultantes en tous points duréseau soit toujours :

De cette façon, la valeur maximale du courant de défaut mono-phasé à la terre ne dépasse jamais celle des courants de défautstriphasés.

On note que l’on fait également en sorte que ce rapport en THTreste toujours tel que :

pour satisfaire aux exigences de coordination des isolementscontraignantes en THT.

Dans de nombreux pays, aucune mesure particulière n’est prisepour limiter les courants de défaut à la terre ; les points neutressont alors en général raccordés directement à la terre et le courantmaximal peut être supérieur à celui rencontré en cas de défaut tri-phasé.

Il est relativement difficile de préciser la valeur minimale des cou-rants de court-circuit. Celle-ci est fortement influencée par leschéma d’exploitation du réseau. En particulier, en période de faiblecharge, le nombre de groupes générateurs connectés est notable-ment réduit et des lignes de transport sont mises hors tension, cequi contribue à réduire fortement les courants de court-circuit poly-phasé. De même, les courants de court-circuit à la terre peuvent êtreconsidérablement réduits par le choix du schéma d’exploitation,mais aussi par la nature du court-circuit lui-même : certains défautsà la terre peuvent être très résistants (amorçage avec de la végéta-tion, conducteur tombé au sol par exemple) et la résistance dudéfaut contribue alors à la réduction du courant de défaut.

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

La notion de fiabilité recouvre à la fois l’absence de fonction-nement intempestif (sûreté) et l’absence de défaut de fonction-nement (sécurité) [D 4 800v2].

Exemple : les installations du réseau français à 400 kV sontconçues pour tenir un courant de court-circuit de 40 kA et même de63 kA sur quelques sites en nombre limité. Dans certains pays, desvaleurs de 50 kA sont courantes.

Exemple : en France, les points neutres du réseau à 400 kV sontmis à la terre par l’intermédiaire de réactances de 25 Ω dans le casdes transformateurs des groupes générateurs et de 40 Ω dans le casdes autotransformateurs 400/225 kV.

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


1.1.2 Performances imposées par les réseaux THTet HT de répartition régionale

Ces réseaux sont présentés dans le dossier [D 4 800v2].

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

En exploitation débouclée et dans le cas d’alimentation decharges en antenne, il est souvent possible d’utiliser desprotections très simples, telles que les relais de courant à seuil fixepar exemple.

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

1.1.2.1 Rapidité d’élimination des défauts

En général, ce n’est pas une exigence critique ; le temps minimald’élimination des défauts, plus long que pour les réseaux de trans-port et d’interconnexion, est essentiellement imposé par :

– la nécessité de réduire la durée des perturbations induites parles défauts ; notamment la durée :

• des creux de tension et des coupures brèves, voire des inter-ruptions de fourniture, particulièrement sensibles en cas dedéfaut polyphasé,

• des phénomènes d’induction sur les circuits de télécommuni-cation proches et parallèles aux lignes HT ; sous cet aspect,ce sont les défauts à la terre qui sont les plus contraignants.

Il faut donc chercher à éliminer le plus grand nombre de défautsen des temps ne dépassant pas 200 à 300 ms ;

– la tenue des matériels aux courants de court-circuit ; les tempsmaximaux d’élimination résultant de cette contrainte sont rare-ment inférieurs à 0,5 s et augmentent très rapidement lorsquel’intensité du courant de court-circuit diminue.

Néanmoins, les exigences de plus en plus sévères des clientssensibles vis-à-vis des creux de tension conduisent à se rappro-cher des performances obtenues sur les réseaux de transport.

1.1.2.2 Sélectivité d’élimination des défauts et fiabilitédes protections

Vis-à-vis de ces contraintes, ce sont encore des considérationsde qualité de service qui sont prépondérantes : une mauvaise éli-mination d’un défaut se traduit le plus souvent par une interrup-tion de fourniture.

1.1.2.3 Niveau des courants de défaut et sensibilitédes protections

Sur les réseaux HT, la sensibilité des protections aux faibles cou-rants de défaut est une contrainte qui doit être soigneusementappréciée dans chaque cas d’application.

Les courants de court-circuit triphasé maximaux sont de l’ordrede 10 à 20 kA ; ils diminuent très rapidement lorsque le défauts’éloigne des postes THT/HT. Les courants minimaux sont iciencore difficiles à estimer ; ils sont aussi très dépendants des sché-mas d’exploitation et leur discrimination par rapport aux courantsde charge peut être délicate.

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

domaine sont très différentes d’un pays à l’autre ; certains ne fontpas de la maîtrise de ces courants une priorité et les courants dedéfaut à la terre ont alors une évolution semblable à celle des cou-rants triphasés ; d’autres au contraire, comme la France, cherchentà les maintenir à un niveau relativement bas, de l’ordre dequelques kiloampères, pour des raisons dont le développementsort du cadre de ce dossier. Les réactances utilisées en Francepour mettre à la terre les points neutres des transformateursTHT/HT (réactances monophasées dans le cas des enroulementsHT à couplage étoile et transformateurs triphasés de point neutredans le cas des enroulements HT à couplage triangle) limitent laparticipation de chaque transformateur au courant de défaut à :

– 720 A sur les réseaux à 63 kV ;– 1 500 A sur les réseaux à 90 kV.

1.2 Environnement climatiqueet électromagnétique

Les systèmes de protection sont placés en général dans desbâtiments de relayage, non climatisés, situés à proximité desappareils HT.

Les principales contraintes d’environnement, qui sont sanction-nées par des essais que doit subir un équipement de protection,sont les suivantes :

– les variations de température, les valeurs courammentadmises en Europe se situant entre – 10 oC et + 55 oC ;

– le taux maximal d’humidité relative, soit 80 à 100 %, la valeurde 95 % étant retenue en France ;

– le champ électrique permanent rayonné à 50 Hz qui, en fonc-tion de l’emplacement des équipements par rapport au matérielHT, peut être compris entre 10 V/m et 1 000 V/m ;

– le champ d’induction électromagnétique à 50 Hz qui, aumoment du défaut, peut être très important, la valeur de 1 000 A/métant couramment observée ;

– le champ électrique transitoire haute fréquence, lié essentiel-lement aux manœuvres de sectionneurs, dont la valeur estcomprise entre 3 et 100 V/m dans un spectre de fréquences de100 kHz à 100 MHz ;

– les parasites conduits, amenés par la filerie, dus auxcommutations de relais, qui sont des phénomènes transitoiresrapides dont la valeur de crête peut atteindre quelques centainesde volts.

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

1.3 Technologie

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

Ainsi, la technologie électromécanique, qui tend à disparaître àl’heure actuelle en raison de son coût élevé de fabrication et de sesperformances insuffisantes, n’autorise l’emploi que de fonctionsélémentaires simples, en nombre limité et sans redondance. La mul-tiplication de relais électromécaniques élémentaires de mesuredans une même protection entraînerait une charge élevée pour lesréducteurs de mesure et une augmentation excessive du coût deséquipements. Cependant, cette technologie rustique a, en général,l’avantage d’une excellente fiabilité. Un grand nombre de réseaux,essentiellement HT, sont encore protégés par ce type d’équipement.

La technologie statique électronique, apparue vers 1970, qui uti-lise des circuits intégrés analogiques et logiques à niveau moyend’intégration représentait au début des années 1990 l’essentiel dumarché des protections, jusqu’à l’apparition de la technologiesemi-numérique qui utilisait des circuits intégrés analogiques tra-ditionnels associés à un ou plusieurs microprocesseurs pour assu-rer toutes les fonctions logiques de la protection. Ce procédéintermédiaire n’a duré que quelques années.

Il apparaît donc que le niveau des courants de défaut peutdescendre à des valeurs très faibles, parfois inférieures auxcourants de charge normaux. De telles conditions sont parti-culièrement contraignantes pour les protections qui doiventêtre très sensibles et avoir une dynamique de fonctionnementimportante. Ces aspects ne doivent jamais être perdus de vuelorsque l’on a à concevoir un système de protection.

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Protection des lignes et des câblesde transport et de répartition

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

e dossier traite de la protection des réseaux à très haute tension (THT) età haute tension (HT) contre les courts-circuits et les défauts d’isolement ;

la protection contre les fonctionnements anormaux du système ProductionTransport-Distribution (pertes de synchronisme, baisse de fréquence, chutesde tension) a fait l’objet, dans ce traité, d’un dossier « Réseaux de transport etd’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage » [D 4 090]et ne sera pas reprise ici.

Dans le dossier précédent [D 4 801] « Protection des réseaux de Transport etde Répartition contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » les pointssuivants ont été abordés :

– performances et contraintes imposées aux protections par les différentstypes de réseaux ;

– présentation de la classification des protections couramment admise auplan international ;

1. Protection des lignes .............................................................................. D 4 802 - 2

1.1 Protection de distance ................................................................................. — 2

1.1.1 Protection à commutation.................................................................. — 2

1.1.2 Protection à chaînes multiples de mesure........................................ — 6

1.2 Protections associées aux protections de distance................................... — 6

1.2.1 Protection complémentaire................................................................ — 6

1.2.2 Protection des antennes passives ..................................................... — 8

1.3 Protection à comparaison de phases ......................................................... — 9

1.3.1 Contexte............................................................................................... — 9

1.3.2 Protection à support de transmission HF (P10 de GEC Alsthom) ... — 10

1.4 Protection différentielle de courant des lignes.......................................... — 10

1.4.1 Protection longitudinale à ligne pilote .............................................. — 11

1.4.2 Protection utilisant comme support des faisceaux hertziensou des fibres optiques — 11

1.5 Autres principes de protection.................................................................... — 12

2. Protection des câbles souterrains ....................................................... — 12

2.1 Protections différentielles de courant ........................................................ — 13

2.1.1 Protection utilisant une liaison pilote 50 Hz...................................... — 13

2.1.2 Protection à ligne pilote et fréquence porteuse ............................... — 13

2.1.3 Protection sans ligne pilote................................................................ — 13

2.1.4 Protection utilisant une fibre optique................................................ — 13

2.2 Protection masse-câble ............................................................................... — 13


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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieD 4 802 − 2 est strictement interdite. − © Editions T.I.

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

– rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement desprotections ;

– fonctions élémentaires de mesure des relais.

Le présent dossier [D 4 802] décrit les principes de protections et les relaisplus particulièrement adaptés aux ouvrages lignes aériennes et câblessouterrains.

En conformité avec le langage courant, nous conservons les notations THT(225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle(UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV.

Ce dossier fait partie d’une série sur la protection des réseaux de transport etde répartition :

– « Présentation » [D 4 800v2] ;– « Protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement »

[D 4 801] ;– « Protection des lignes et des câbles » [D 4 802] ;– « Protection des barres et des transformateurs. Apport des techniques

numériques » [D 4 803] ;– « Aspects systèmes et plans de protection » [D 4 804].

1. Protection des lignes

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

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

1.1 Protection de distance

Cette protection est l’équipement le plus utilisé dans le mondesur tous les réseaux THT et HT de transport et de répartition. Il enexiste de nombreux types. Ils peuvent être classés en deuxcatégories : les protections à commutation et les protections multi-chaînes de mesure (non commutées).

1.1.1 Protection à commutation

Les protections électromécaniques de distance et de nombreu-ses protections statiques sont de ce type qui est de fait le plusrépandu actuellement sur tous les réseaux.

Cette disposition a été retenue pour réduire le coût de l’équipe-ment.

Ce type de protection ne comprend qu’un seul relais de mesurede distance commuté :

– d’une part, suivant la ou les phases en défaut par un dispositifsélecteur de phase ;

– d’autre part, suivant la distance à mesurer (zone 1, zone 2,zone 3, etc.).

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

Fonction sélection de phase

Le dispositif sélecteur de phase, piloté la plupart du temps par lemodule de mise en route, assure l’aiguillage des grandeurs U et Ireprésentatives du défaut sur les relais de distance. Ces relais sontalimentés :

– soit entre phase et neutre s’il y a présence de courant homopo-laire I0 (présomption de défaut monophasé ou biphasé à la terre) ;

– soit entre phases s’il y a absence de I0 (défaut biphasé isolé outriphasé équilibré).

Fonction de mise en route

Cette fonction est souvent réalisée par un module composé engénéral de trois relais à minimum d’impédance [D 4 801, § 4.3] ditsrelais de mise en route (un relais par phase). L’extrémité M du vec-teur impédance, mesurée en permanence par ces relais de mise enroute, évolue dans une zone dite de transit et de surcharge(figure 1). La forme de leur caractéristique est adaptée pour que lerelais, tout en étant sensible, fonctionne en dehors de cette zonede transit et de surcharge (figure 2). En effet, la mise en route réa-lise la plupart du temps une fonction de secours ultime en assu-rant un déclenchement largement temporisé en cas denon-fonctionnement des relais de mesure de distance du départ oudes autres protections de l’ouvrage concerné et éventuellementceux des ouvrages adjacents. Elle ne doit pas donner d’ordre dedéclenchement ni en régime de surcharge, ni sur report de char-ges dû au déclenchement d’une autre ligne adjacente.

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

Fonction de mesure et de distance

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

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

Dans une protection de distance à commutation, l’alimentationdu relais de distance est commutée sur la ou les phases en défautpar le sélecteur de phase qui a identifié la ou les phasesconcernées de manière à réaliser dans tous les cas une mesureaussi exacte que possible de la boucle en défaut.

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

La 1re zone Z1 correspond à l’impédance de référence initiale,laquelle est associée éventuellement à une temporisation t1 (habi-tuellement t1 = 0). Si l’impédance mesurée au moment du défautZdef (cf. [D 4 801, § 4.3.1]) est telle que , la protectionémet un ordre de déclenchement à l’échéance de la temporisationt1, sinon le relais est commuté en Z2.

De même :

– si , le relais déclenche à l’échéance de t2 ;

– si , le relais déclenche à l’échéance de t3 ;

– s’il existe une caractéristique de mise en route au-delà de Z3(figure 2a) et si et qu’en même temps Zdef est à l’inté-rieur de la partie aval de la caractéristique de la mise en route, lerelais peut déclencher à l’échéance d’un temps supérieur à t3 (sou-vent appelé t4).

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

La fonction de mise en route peut être orientée ou non orientée(non orientée sur les figures 2a et 4).

Fonction directionnelle

Cette fonction peut être indépendante ou liée au relais demesure de distance.

Figure 1 – Caractéristique de surchage maximale admissible

Figure 2 – Caractéristique de mise en route adaptée pour éviter la zone de transit

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

jX

R

Zone de transit

et de surcharge

ZTm+ 30o

– 30o

caractéristique de surcharge maximale admissible

ISM courant de surcharge maximale

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

ZTm = VTm/ISM

ϕTM

angle de déphasage maximal entre VTm et ISM

(par convention – 30o ϕTM

30o)

Axe

de la ligne

Axe

de la ligne

Zonede transitet desurcharge

ligne de construction

jX

jX

R

Zonede transitet de surcharge

Caractéristiques

de mise en route

Caractéristique

directionnelle

Les zones Z1, Z2 et Z3 sont des zones aval

Rα

Z3

protection L316

du constructeur ABBa protection LZ96

du constructeur ABBb

Zone

amont

Z1

Z2

Figure 3 – Protection de distance

Un relais directionnel est un relais de mesure dont la caracté-ristique passe par l’origine. Lorsque le relais est indépendantde la mesure de distance, sa caractéristique est souvent unedroite dite directionnelle passant par l’origine. Les zonessituées au-dessus de cette droite sont les zones aval, cellessituées au-dessous sont les zones amont.

Le relais directionnel fournira une information amont si ledéfaut est côté barres et une information aval si le défaut estcôté ligne.

D disjoncteur

TC transformateur de courant

Protection Protection

TC

D

Zone 1

TC

Zone 1

Zone 2 Zone 2

Portée

Défaut

Zone 3Temps

Jeu

de barres

0 Z Zdef < 1

Z Z Z1 2 def <

Z Z Z2 3 def <

Z Z3 def

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


Les protections qui sont équipées de relais d’admittance decaractéristique circulaire passant par l’origine, dite caractéristiquemho, n’ont pas besoin de cette fonction ; en effet, ce relais a uncaractère directionnel (figure 5).

La fonction directionnelle existe sur les protections équipées derelais d’impédance ; elle est souvent réalisée par des relais demesure qui utilisent un comparateur de phases [D 4 801, § 4.3.3]entre deux grandeurs homopolaires pour les défauts monophaséset entre deux grandeurs de phase pour les autres types de défaut.

Pour étudier le principe du relais directionnel, examinons le casd’un relais alimenté en phase A et neutre N, par exemple. Le vec-teur impédance de défaut est habituellement représenté par le vec-teur dans le diagramme R, jX (figure 6).

Cependant, en cas de défaut proche du point de mesure, avecalimentation à partir des deux extrémités de la ligne, le vecteurimpédance de défaut peut être situé en .

Les constructeurs utilisent de préférence comme caractéristiquedirectionnelle une droite DR passant par l’origine et inclinée d’uneangle θ.

On réalise un déphasage en arrière d’un angle θ du courantmesuré IA qui devient . Le relais effectue une comparaison dephases entre VAN et . Si ce déphasage est compris entre 0 et π,le point M représentatif du défaut est en aval. Si ce déphasage estcompris entre 0 et – π, le point M est en amont.

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

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

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

jX

R

jX

R

Axe de

la ligne

Axe de

la ligne

2 caractéristiques de mise en route commutables

Caractéristique

directionnelle

Z1 (t1)

Z2 (t2)

Z2 (t2)

Z1 (t1)

Z4 (t4)

Z3 (t3)

Z3 (t3)

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

protection RAZOAa protection PD3A 6000b

Figure 5 – Caractéristique d’un relais de mesure mho

jX

O RZone

non aval

Zone aval

Caractéristique

de mise en route

directionnelle mho

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

OM

Figure 6 – Caractéristique directionnelle

jX

O

M

M′R

DRIA

θ

IA′

OM

′

IA′

IA′

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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copieest strictement interdite. – © Editions T.I. D 4803 – 1

Protection des barreset des transformateurs

Apport des techniques numériques

par Jean-Luc CHANELIÈREIngénieur de l’École supérieure d’électricitéRTE EDF TransportCentre national d’expertise réseauxActualisation du dossier [D 4 805] (1995) de Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

e dossier fait partie d’une série sur la « Protection des réseaux de trans-port et de répartition » :

– « Présentation » [D 4 800v2] ;– « Protection contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » [D 4 801] ;– « Protection des lignes et des câbles » [D 4 802] ;– « Protection des barres et des transformateurs » [D 4 803] ;– « Systèmes et plans de protection » [D 4 804].

Dans le dossier [D 4 801] « Protection des réseaux de transport et de réparti-tion, contre les courts-circuits et les défauts d’isolement », les points suivantsont été abordés :

– les performances et contraintes imposées aux protections par les diffé-rents types de réseaux ;

– la présentation de la classification des protections couramment admise auplan international ;

– un rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement desprotections.

Dans le dossier [D 4 802] « Protection des lignes et des câbles de transport etde répartition », les points suivants ont été abordés :

– la description des principes de mesures des relais dédiés aux lignesaériennes ;

– la description des principes de mesures des relais dédiés aux câblessouterrains.

1. Protection des jeux de barres ............................................................... D 4 803 - 2

1.1 Protection différentielle de courant des barres ......................................... — 2

1.2 Autres principes de protection.................................................................... — 5

1.3 Protection de débouclage de barres........................................................... — 6

2. Protection des transformateurs ........................................................... — 7

2.1 Relais Buchholz ............................................................................................ — 7

2.2 Protection différentielle de courant du transformateur ............................ — 8

2.3 Protection masse-cuve ................................................................................ — 8

2.4 Protection de secours des transformateurs ............................................... — 8

3. Protections numériques ......................................................................... — 9

3.1 Présentation.................................................................................................. — 9

3.2 Comparaison des techniques analogiques et numériques ...................... — 9

3.3 Protections numériques et communications ............................................. — 10

3.4 Exemples de protections numériques........................................................ — 10

3.5 Problèmes posés par les protections numériques .................................... — 15


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PROTECTION DES BARRES ET DES TRANSFORMATEURS ____________________________________________________________________________________


Le présent dossier décrit les principes de protections et les relais plus parti-culièrement adaptés aux jeux de barres et aux transformateurs. L’apport etl’intérêt des techniques numériques sur les systèmes de protections est égale-ment abordé.

En conformité avec le langage courant, nous conservons les notations THT(225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle(UTE C 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV.

Le lecteur pourra se reporter aux autres dossiers de la rubrique « Protection

et automatisation » :

– [D 4 810] « Protection des réseaux à moyenne tension de distributionpublique » ;

– [D 4 815] « Protection des réseaux à basse tension de distribution publique » ;

– [D 4 820] « Protection des installations industrielles et tertiaires ».

1. Protection des jeuxde barres

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

Le rôle des protections de barres est d’améliorer la situation enéliminant le plus rapidement et le plus sélectivement possible touttype de défaut survenant dans la zone des barres.

1.1 Protection différentiellede courant des barres


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

Il en existe une grande variété qui peuvent être classées en troiscatégories fonctions de l’impédance du relais de courant (haute,moyenne ou basse impédance).

La mesure s’effectue en général phase par phase. Un jeu de troisrelais de courant (1 par phase) est nécessaire par nœud (sommet)électrique ou zone de barres.

Le principe de mesure consiste à réaliser pour chacune desphases la somme vectorielle des courants entrant et sortant d’unemême zone (figure 1).

En régime normal, pour chacune des trois phases :

En cas de défaut barres :

avec Idiff courant différentiel.

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

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

Σ

:

I = 0

Σ

: : :

I I I= =diff def

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

D D D

D D D

DC

D D D

D D D

DC

Idef

défaut sur les barresbdéfaut à l’extérieur des barresa

D disjoncteur (DC disjoncteur de couplage)

ＵＲ


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____________________________________________________________________________________ PROTECTION DES BARRES ET DES TRANSFORMATEURS

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

1.1.2 Protections différentielles de barresà haute impédance

C’est le premier type de protection différentielle qui a été utilisépour protéger les jeux de barres. Il comporte (figure 2) un relaispar phase à maximum de courant à seuil fixe, d’impédance élevée(> 1 000 Ω). Tous les secondaires des transformateurs de courantTC sont raccordés en parallèle sur ce relais. Tous les TC doiventêtre identiques, de même que la charge représentée par la fileriede raccordement dans le secondaire de chaque TC.

Le fonctionnement de la protection à haute impédance (figure 2)est le suivant.

pEn cas de défaut sur les barres, chaque TC de départ mesureson apport de courant au courant de défaut. Et, tant qu’aucun TCne sature, on a :

Dès qu’un TC se sature, cette égalité n’est plus exacte et le fonc-tionnement correct du relais différentiel n’est plus garanti. Pourréaliser une mesure correcte de Idiff , il est donc nécessaire que lerelais différentiel fonctionne avant la saturation du premier TC.

Cela revient à dire que la tension de coude de ce TC (tension dis-ponible au secondaire du TC juste avant l’apparition du phéno-mène de saturation) doit être supérieure à la valeur de tensionnécessaire pour faire fonctionner le relais différentiel à hauteimpédance :

avec Rdiff résistance du circuit de mesure différentielle,

Isdiff seuil de fonctionnement du relais différentiel decourant.

pEn cas de défaut extérieur à la zone des barres, le TC du départen défaut, qui mesure la totalité du courant de défaut en prove-nance du poste, se sature le premier.

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

Avant l’apparition du phénomène de saturation, puisque ledéfaut est extérieur à la zone des barres surveillées par la protec-tion différentielle, on a :

Après saturation du TC du départ concerné par le défaut, on a :

Le relais de courant différentiel a la possibilité de fonctionnerintempestivement, mais le relais différentiel de courant hauteimpédance est alors court-circuité par la résistance très faible ducircuit secondaire du TC saturé. La stabilité de la protection estainsi assurée.

1.1.3 Protection différentielle de barresà moyenne impédance

C’est la protection de barres (figure 3) la plus utilisée actuel-lement. Elle fonctionne suivant les mêmes principes que la protec-tion à haute impédance, mais utilise un relais différentiel àmaximum de courant à pourcentage beaucoup moins sensible auxerreurs transitoires de mesure aux forts courants, ainsi que des TCauxiliaires intermédiaires qui, d’une part, rattrapent les différenceséventuelles de rapport de réduction des TC principaux et, d’autrepart, fixent la tension de coude (identique pour tous les TC auxi-liaires). Cette protection n’impose pratiquement aucune exigenceaux TC qui l’alimentent. Ils peuvent être de caractéristiquesmagnétiques et de rapports de réduction différents. C’est uneprotection très rapide, qui émet son ordre de déclenchement en untemps compris entre 5 et 15 ms. La mesure elle-même est effec-tuée en un temps très court, inférieur à 2 ms. Dans ce type de pro-tection, l’unique relais différentiel à maximum de courant à seuilfixe de la protection à haute impédance est remplacé par troisrelais différentiels à maximum de courant :

– un relais différentiel à pourcentage (K ′′ est régla-ble), qui génère l’ordre de déclenchement ;

– un relais différentiel à seuil fixe de contrôle, dit relais de miseen route, qui autorise le déclenchement ;

– un relais différentiel à seuil fixe très sensible mais temporisé,qui signale les anomalies de courant différentiel (petit courant dif-férentiel permanent en dehors de tout défaut) ; ce courant d’erreurpeut être dû, par exemple, à une mauvaise recopie de la positiond’un sectionneur d’aiguillage d’un départ parcouru par un courantde charge supérieur au seuil de ce relais ; le fonctionnement de cerelais peut servir à mettre hors service la protection différentiellede barres à l’échéance d’une temporisation.

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

TC4

L4

I4

TC3

L3

I3

TC2

L2

I2

TC1

L1

I1

Idiff

Rdiff

Relais decourantà seuil fixe

L1 à L4 lignes de départ

Σ

: : :

I I I= =diff def

V Rcoude diff sdiff>

:

I

La protection différentielle à haute impédance, quoique trèssimple, tend à être de moins en moins utilisée car la nécessitéd’employer des TC identiques est contraignante pour lesexploitants.

Exemple : protection DIFB de GEC Alsthom.

Ses principales fonctions sont les suivantes.

Une chaîne de mesure (figure 4) par phase prélève, sur les shunts

Rsh , placés en série dans le circuit sommateur de courant à diodes,les grandeurs images du courant différentiel Idiff et du courant stabili-sateur IT :

Σ

: : :

I I= =diff 0

Σ

: :

I = 0

K ″ = Σ Σ

: M:

I / I

IT = Σ I

M:

ＵＳ


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PROTECTION DES BARRES ET DES TRANSFORMATEURS ____________________________________________________________________________________


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

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

TC transformateur de courant principal

TCA transformateur de courant auxiliaire

Rs résistance de stabilisation

TC4

TCA4 TCA3 TCA2 TCA1

L4

I4

TC3

L3

I3

TC2

L2

I2

I

I – Idiff

TC1

L1

I1

Idiff

Rdiff

Rs

Rs

Relais de courantà seuil fixe

Idiff

K ’’IT

Rdiff

Rsh

Rsh

Rsh

TCi

TC1

Li

TCA2

TC2

L2

TCA1

TC1

L1

tm 15 ms

tm 15 ms

tm 15 ms Temporisation

5 à 30 s

Re

dre

sse

me

nt

du

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l

Cir

cu

itE

T

Aju

ste

me

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Isolation entre circuit de mesureet circuit de déclenchement

Dé

tecti

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isse

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Du

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de

lam

esu

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<2

ms

Mé

mo

risa

tio

np

en

da

nt

15

ms

Chaîne de mesure différentielle de courantpour la mise en route

Chaîne de mesure différentielle de courantà pourcentage

Chaîne de mesure différentielle de surveillance du courant

&

Dé

cle

nch

em

en

t

TC transformateur de courant principal

TCA transformateur de courant auxiliaire

Rsh résistance shunt

Rdiff résistance différentielle

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Réseaux de transportet de répartition

Systèmes et plans de protection

par Jean-Luc CHANELIÈREIngénieur de l’École supérieure d’électricitéRTE EDF TransportCentre national d’expertise réseauxActualisation du dossier [D 4 805] (1995) de Claude CORROYER et Pierre DUVEAU

e dossier fait partie d’une série sur la « Protection des réseaux de trans-port et de répartition ».

Après le dossier [D 4 800v2] « Présentation », les points suivants ont étéabordés dans le dossier [D 4 801] « Protection des réseaux de transport et derépartition contre les courts-circuits et les défauts d’isolement » :

– performances et contraintes imposées aux protections par les différentstypes de réseaux ;

– présentation de la classification des protections couramment admise auplan international ;

– rappel sur l’influence des régimes transitoires sur le comportement desprotections.

Dans le dossier [D 4 802] « Protection des lignes et des câbles de transport etde répartition », les points suivants ont été abordés :

– description des principes de mesures des relais dédiés aux lignesaériennes ;

– description des principes de mesures des relais dédiés aux câblessouterrains.

Dans le dossier [D 4 803] « Protection des barres et transformateurs, apportdes techniques numériques », les points suivants ont été abordés :

– description des principes de protections et les relais plus particulièrementadaptés aux ouvrages jeux de barres ;

– description des principes de mesures des relais dédiés auxtransformateurs ;

– apport et intérêt des techniques numériques pour les relais de protectionet le contrôle commande des postes.

1. Systèmes et plans de protection ......................................................... D 4 804 - 2

1.1 Nécessité de disposer de secours .............................................................. — 2

1.2 Plan de protection ........................................................................................ — 3

2. Protections et télécommunications.................................................... — 6

2.1 Critères applicables aux systèmes de téléprotection................................ — 7

2.2 Supports physiques ..................................................................................... — 8

3. Réenclenchement automatique............................................................ — 9

3.1 Modes de réenclenchement ........................................................................ — 9

3.2 Applications pratiques ................................................................................. — 10

4. Conclusion.................................................................................................. — 10


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RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE RÉPARTITION ___________________________________________________________________________________________


Le présent dossier décrit les différents modes d’association de ces équipe-ments en systèmes et en plans, afin d’obtenir les performances désirées. Ildonne des indications sur les systèmes de télécommunications associés auxprotections et décrit le réenclenchement automatique, complément indispen-sable des protections.

En conformité avec le langage courant, nous conservons les notations THT(225 et 400 kV) et HT (63 et 90 kV) bien que la dénomination actuelle (UTEC 18-510) soit HTB pour toutes les tensions supérieures à 50 kV.

Le lecteur pourra se reporter aux autres articles de la rubrique « Protection etautomatisation des réseaux » :

– [D 4 810] « Protection des réseaux à moyenne tension de distributionpublique » ;

– [D 4 815] « Protection des réseaux à basse tension de distribution publique » ;

– [D 4 820] « Protection des installations industrielles et tertiaires ».

1. Systèmes et plansde protection

1.1 Nécessité de disposer de secours

L’élimination correcte d’un défaut nécessite que la protection del’ouvrage concerné soit :

– capable, par son principe, d’identifier correctement le défaut ;– en état de fonctionner.

p Le premier critère met en jeu la capacité intrinsèque d’une pro-tection à détecter et à localiser correctement un défaut.

Il faut rappeler que le comportement d’une protection en pré-sence d’un défaut résulte des compromis qui ont nécessairementété faits lors de sa conception : principes de mesure, organisationdes logiques de traitement et de décision, etc. On ne peut doncgarantir qu’une protection donnée aura un fonctionnement correctquel que soit le défaut qui la sollicite : défaut polyphasé, défaut àla terre plus ou moins résistant, défaut évolutif, etc. Afin d’aug-menter la probabilité d’élimination correcte des défauts, on estdonc amené à équiper un ouvrage de plusieurs protections baséessur des principes différents et complémentaires.

p Le second critère fait intervenir la fiabilité des protections. Untaux de défaillance de 10–5 par heure, qui correspond à un défautde fonctionnement tous les dix à quinze ans, est courant. Unemaintenance préventive adaptée permet de maintenir la probabi-lité de défaillance à un niveau acceptable mais qui ne peut êtrenégligée dans l’étude des plans de protection.

Dans ces conditions, pour diminuer la probabilité de mauvaiseséliminations de défauts, dont les conséquences sont dommagea-bles, et améliorer les performances, on associe couramment plu-sieurs protections offrant un secours les unes par rapport auxautres. Il existe deux types d’association.

• Association avec des protections fonctionnant en secourséloigné (remote back-up protection ) : en cas de défaillance de laprotection d’un ouvrage, il existe une protection sur un autreouvrage capable de détecter le défaut et de commander un dis-joncteur pour l’éliminer.

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

Cette méthode a l’avantage de la simplicité mais présente deuxinconvénients importants :

– le temps d’élimination des défauts est élevé puisque le fonc-tionnement en zone 2 ou en zone 3 est nécessairement temporisé ;

– la détection des défauts est incertaine lorsque les protectionsqui doivent fonctionner en secours ne sont pas traversées par latotalité du courant de défaut.

La protection 1 (figure 3), qui doit fonctionner en secours mesure :

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

Figure 1 – Protection de distance

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

Protection

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Protection

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Zone 1

Zone 2 Zone 2

Zone 3

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Zone 1

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Zone 1

ProtectionZone 2

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Jeu de barres

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

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Plan de défense des réseaux contre les incidents majeurs

par Jean-Pierre CLERFEUILLEIngénieur de l’École supérieure d’électricitéÉlectricité de France (EDF) Exploitation du Système Électrique

Sylvain VITETIngénieur civil des MinesEDF pôle Industrie division Recherche et Développement

et Cyril LEBREVELECIngénieur de l’École supérieure d’électricitéEDF pôle Industrie division Recherche et Développement

es réseaux électriques font fonctionner en parallèle tous les moyens de pro-duction et alimentent simultanément tous les consommateurs. Ce sont des

ensembles hautement performants, permettant des économies considérables et

1. Modes de fonctionnement du réseau................................................. D 4 807 – 21.1 Limites de la fonction transport ................................................................. — 21.2 Nécessité du synchronisme........................................................................ — 4

2. Réseau de transport vis-à-vis des aléas ............................................. — 42.1 Mesures préventives : règles de planification et d’exploitation .............. — 42.2 Incidents majeurs ........................................................................................ — 42.3 Conclusion.................................................................................................... — 9

3. Grands principes et composantes d’un plan de défense.............. — 93.1 Généralités ................................................................................................... — 93.2 Première ligne de défense .......................................................................... — 93.3 Seconde ligne de défense........................................................................... — 93.4 Reprise de service........................................................................................ — 10

4. Méthodologie de mise au point fonctionnelle d’un plan de défense............................................................................... — 10

4.1 Généralités ................................................................................................... — 104.2 Modèle de réseau utilisé ............................................................................. — 104.3 Incidents simulés ......................................................................................... — 104.4 Utilisation d’une approche statistique ....................................................... — 114.5 Spécification fonctionnelle ......................................................................... — 114.6 Vers la mise en œuvre matérielle............................................................... — 11

5. Pratiques internationales ...................................................................... — 115.1 Surcharges, cascades de surcharges......................................................... — 115.2 Écroulements de tension ............................................................................ — 115.3 Chutes de fréquence.................................................................................... — 125.4 Ruptures de synchronisme......................................................................... — 125.5 Îlotage des groupes nucléaires sur leurs auxiliaires ................................ — 12

6. Nécessité d’adapter le plan de défense aux évolutions du réseau....................................................................... — 13

7. Conclusion ................................................................................................. — 13

Références bibliographiques ......................................................................... –– 14

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PLAN DE DÉFENSE DES RÉSEAUX CONTRE LES INCIDENTS MAJEURS ____________________________________________________________________________


des niveaux de qualité importants. Cependant, comme tout système complexe,si l'on ne prend pas différentes précautions, ils peuvent présenter une certainefragilité.

Pour garantir une qualité de service à leurs clients, les compagnies électriquesont mis au point des règles de planification et d'exploitation de sorte que leréseau électrique soit capable de faire face à chaque instant aux aléas courants,tels que la perte d'un ou plusieurs ouvrages de transport ou de productiond'énergie électrique. Ces règles sont calées sur un compromis « coût / risque depuissance coupée » acceptable.

Comme la couverture de tous les aléas, pour autant que cela soit possible,entraînerait des coûts prohibitifs, ces seules règles ne garantissent pas que leréseau électrique soit complètement protégé contre les incidents majeurs. Cesincidents, qui touchent un grand nombre de consommateurs et ce à une échellerégionale ou nationale, sont dus à la conjugaison de phénomènes courants et defacteurs aggravants, comme la défaillance de protections ou d'organes de com-mande. Ces situations, heureusement rares, vont très au-delà de celles prises encompte pour mettre au point les règles de planification ou d'exploitation. On acependant pu les déplorer par exemple en France en 1978 et 1987, au Japon en1987, ou sur la côte ouest des États-Unis en juillet et août 1996.

Les conséquences de tels incidents sont importantes, tant du point de vue del'économie (l'électricité est une des pierres angulaires du fonctionnement del'économie), de la sociologie (les sociétés modernes sont très sensibles aux cou-pures d'énergie), que de la sécurité (process sensibles, clients particulierscomme les hôpitaux...). Ces conséquences sont bien sûr fortement liées à lataille de la zone non alimentée ainsi qu'au temps mis pour alimenter à nouveaucette zone.

En pratique, pour faire face aux incidents majeurs et limiter leurs conséquen-ces, les compagnies électriques adoptent des mesures curatives et installent desautomates spécifiques, qui constituent le plan de défense du système électrique.En limitant la propagation de ces incidents et en facilitant la reconnexion rapidedes consommateurs des zones hors tension, les plans de défense sont uncomplément économique indispensable des règles courantes de planification etd'exploitation.

1. Modes de fonctionnement du réseau

Un réseau électrique assure l'interconnexion entre tous lesmoyens de production d'électricité et les clients. Il s'agit d'unensemble hautement performant qui, s'il est suffisamment déve-loppé, permet aux opérateurs de réaliser des économies considéra-bles. Il présente cependant quelques fragilités que nous nousappliquerons à faire ressortir par la suite, pour bien appréhender lesenjeux du plan de défense. En effet :

— dans sa fonction de transport, ses capacités sont limitées pardes problèmes de surcharge et de tenue de tension ;

— dans sa fonction d’interconnexion, il oblige tous les groupesproduisant de l’électricité à fonctionner en un rigoureux synchro-nisme.

1.1 Limites de la fonction transport

Les systèmes électriques restent limités dans leur fonctiontransport :

— par le dimensionnement des ouvrages de transport ;— par les lois physiques régissant le fonctionnement du réseau

(encadré 1) : la tenue de tension dans certaines parties du réseau nesera pas satisfaisante si ces zones sont trop éloignées, au sens élec-trique, du reste du réseau.

1.1.1 Capacité de transport

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

Les ouvrages de transport sont généralement protégés contre lessurcharges : une ligne sera déclenchée si elle reste en surchargependant un temps déterminé. Le ou les temps admissibles de sur-charge ainsi que le ou les seuils de surcharge dépendent de la tech-nologie utilisée pour la ligne.

Exemple : sur le réseau de transport français à 400 kV, chaqueouvrage de transport est équipé d'une protection de surcharge qui sur-veille le transit sur cet ouvrage. La ligne en surcharge sera déclenchéeau bout d'environ :

— 20 minutes, si le transit est supérieur à 130 % de sa capacitémaximale en régime permanent ;

— 10 minutes, si le transit est supérieur à 150 % de sa capacitémaximale en régime permanent ;

— quelques dizaines de secondes, si le transit est supérieur à170 % de sa capacité maximale en régime permanent.

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____________________________________________________________________________ PLAN DE DÉFENSE DES RÉSEAUX CONTRE LES INCIDENTS MAJEURS


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

La capacité maximale admissible en régime permanent d'uneligne dépend de la saison : on peut faire transiter sur une ligne plusde puissance en hiver qu'en été, car la température atteinte parl'ouvrage à charge donnée est moindre vu les températures exté-rieures.

Une surcharge peut apparaître par suite :

— du déclenchement d'un ou plusieurs ouvrages de transport : lapuissance transitant sur les ouvrages déclenchés se répartit sur leslignes voisines (le report de charge) ; ce déclenchement peut êtrecausé par l'élimination d'un court-circuit par exemple ;

— d’une évolution de la consommation qui impose de faire tran-siter plus de puissance sur les ouvrages de transport ;

— du déclenchement de moyens de production, qui impose defaire venir la puissance d'éventuellement plus loin, donc de surchar-ger les ouvrages de transport intermédiaires ;

— d’une tension basse : à appel de puissance constante, plus latension est basse, plus le courant est important sur la ligne.

1.1.2 Tenue de tension

Les réseaux sont réalisés selon une architecture hiérarchisée.Pour les réseaux très fortement développés, l'énergie est transmisesur les réseaux de transport, puis transite par l'intermédiaire desréseaux de répartition et de distribution vers la charge. Le principereste vrai pour les réseaux beaucoup moins développés, où la fonc-tion de transport existe toujours, mais à des niveaux de tensionlargement inférieurs.

La production étant aujourd'hui très majoritairement raccordéeau réseau de transport, la tenue de la tension sur l'ensemble duréseau est pilotée principalement par celle du réseau de transport.Les alternateurs des groupes de production et tous les autressystèmes à base d'électronique de puissance qui y sont raccordésassurent le maintien de la tension dans une plage correcte de fonc-tionnement, tenant compte des contraintes matérielles et descritères de sécurité.

La tension des réseaux de répartition et de distribution est main-tenue à l'aide de régleurs en charge ; ce sont des dispositifs automa-tiques associés aux transformateurs à rapport de transformationvariable qui assurent la connexion entre les réseaux de transport, derépartition et de distribution (figure 1). Le changement de rapport detransformation se fait automatiquement, par palier (appelé aussiprise), avec une temporisation d'une dizaine de secondes (cf. articleRéseaux de distribution. Structure et planification [4]).

Lors du déclenchement d'un ouvrage de transport, d'uneaugmentation de la consommation ou du déclenchement d'ungroupe de production, la tension sur les réseaux de transport, derépartition et de distribution chute. Les régleurs en charge vontdonc changer la prise de transformation pour essayer de ramener latension des réseaux de répartition et de distribution à la tension deconsigne.

Figure 1 – Régleurs en charge

Réseaude transport

Réseaude répartition

Réseaude distribution

Régleursen charge

400 et 225 kV

90 et 63 kV

20 kV

Encadré 1 — Rappel théorique

Cet encadré théorique permet de comprendre quelques notionsutiles pour appréhender des problèmes physiques décrits dansl'article.

Partons d'une hypothèse simplificatrice : une charge, que l'onsupposera résistive, connectée à un groupe de production parl'intermédiaire d'une ligne, d'impédance X (figure 2).

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

La puissance maximale qui transite sur la ligne est donc :

quelle que soit la charge. Cette puissance n’est en aucunemanière liée au seuil de surcharge de la ligne.

Le point où le maximum est atteint s'appelle le point criti-que. La puissance maximale transitant sur la ligne est dépen-dante de la tension U1 et de l'impédance X de la ligne. Ainsi,plus le réseau est exploité à tension haute, ou plus le réseau estmaillé, c'est-à-dire plus l'impédance équivalente des inter-connexions est faible, plus on pourra faire transiter de l'énergiesur les lignes.

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

L’écart entre l’appel de puissance de la charge et la puissancemaximale transmissible sur la ligne s’appelle la marge en puis-sance. Elle représente l’augmentation acceptable de la consom-mation avant que tout appel de puissance supplémentaire nepuisse être suivi.

Figure 2 – Réseau électrique simplifié

Figure 3 – Diagramme puissance-tension d’une charge

PU2

X------- U1

2 U22

–=

Pmax

U12

2X--------=

U1

U2

X

Charge∼

Puissance transitantsur une ligned'impédance X' > X

Puissance transitantsur une ligned'impédance X

Puissance transitantsur une ligned'impédance X' > X

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Marges enpuissance

Puissanceappelée par

la charge

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Outils de simulation dynamiquedes réseaux électriques

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

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

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

ans cet article, on désignera par réseau électrique s’il n’y a pas d’ambiguïté,ou alors par système électrique, l’ensemble des réseaux proprement dit

(incluant lignes, câbles, postes électriques, transformateurs), des moyens deproduction active et réactive et des consommations.

Le lecteur peu familiarisé avec l’étude des réseaux électriques trouvera intérêtà consulter, en guise d’introduction, l’article D 4 090 « Réseaux de transport etd’interconnexion de l’énergie électrique. Fonctionnement et réglage » des Tech-niques de l’Ingénieur, traité Génie électrique, exposant les bases du fonctionne-ment et du réglage des réseaux.

1. Classification des phénomènes ............................................................ D 4 120 - 31.1 Pourquoi classe-t-on les phénomènes ?..................................................... — 31.2 Phénomènes quasi stationnaires ................................................................ — 41.3 Phénomènes dynamiques lents .................................................................. — 41.4 Phénomènes transitoires électromécaniques............................................ — 41.5 Phénomènes électromagnétiques .............................................................. — 5

2. Les simulateurs, pour quoi faire ? ....................................................... — 62.1 Quand et pourquoi le besoin est-il apparu ?.............................................. — 62.2 Principaux types d’application des modèles.............................................. — 6

3. Les modèles................................................................................................ — 93.1 Le modèle électromécanique étendu ......................................................... — 93.2 Modèles électromagnétiques des lignes aériennes .................................. — 113.3 Modèles équivalents (dans le cas du modèle électromécaniqueétendu) — 13

4. Différents types de simulateurs ........................................................... — 134.1 Temps réel et temps différé ......................................................................... — 134.2 Classement selon les types de simulateurs ............................................... — 14

5. Simulateurs analogiques et hybrides.................................................. — 145.1 Modèles analogiques ................................................................................... — 145.2 Modèles hybrides ......................................................................................... — 15

6. Simulateurs numériques......................................................................... — 156.1 Simulateurs numériques hors temps réel ou simulateurs d’études........ — 156.2 Simulateurs temps réel................................................................................ — 19

7. Perspectives d’avenir .............................................................................. — 21


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OUTILS DE SIMULATION DYNAMIQUE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES ______________________________________________________________________________


Si les lois physiques régissant le fonctionnement statique des réseaux élec-triques sont bien connues et permettent donc de construire un modèle mathé-matique précis, le fonctionnement du système en dehors de l’équilibre ne peutêtre décrit qu’en tenant compte du comportement dynamique des moyens deproduction et de la charge, souvent mal connu. En outre, l’étude des grandesperturbations conduit à analyser des fonctionnements très éloignés des condi-tions normales d’exploitation et exige donc des modèles dont le domaine devalidité est très étendu.

Malgré la difficulté intrinsèque de modélisation, le recours à la simulationdynamique est de plus en plus fréquent et nécessaire pour pouvoir satisfaire, aumoindre coût, à des exigences toujours plus sévères. Cette tendance résulte del’évolution du contexte de l’industrie électrique illustrée à titre d’exemple par lespoints suivants :

— des exigences plus fortes des clients relatives au « produit » électricité (qua-lité de la tension, de la fréquence, absence d’interruptions de service...) ;

— le formidable développement de l’interconnexion des réseaux, symbole deconvergence politique où en Europe par exemple, émerge en cette fin de siècleun réseau synchrone du Maghreb aux frontières de la Russie avec l’ambition del’étendre à la quasi-totalité des pays de l’ex-URSS ;

— la pression environnementale qui oblige les compagnies à retarder voire àannuler des investissements pourtant justifiés pour faire face à la demande etdonc à exiger plus des installations existantes ;

— la déréglementation du secteur économique de l’électricité et l’émergenced’une production indépendante et de l’accès de tierces parties au réseau ;

— le développement de nouveaux matériels et de nouvelles techniques(composants basés sur l’électronique de puissance ou les supraconducteurs,moyens de calculs, techniques de mesure et de transmission de l’information).Ces nouveaux moyens permettent un pilotage plus fin du système et le dévelop-pement de régulateurs et d’automates dont le fonctionnement de plus en plussophistiqué doit être maîtrisé en toutes circonstances.

Toutes ces évolutions ont un effet commun : les réseaux sont exploités plusprès de leur limite physique qu’il faut donc connaître de plus en plus préci-sément pour assurer leur bonne marche. L’étude du comportement dynamiquedes réseaux devient une étape obligée de la planification à long terme, du déve-loppement de nouveaux composants et de leurs régulations, de l’exploitationdes réseaux et de la formation des opérateurs.

Un réseau électrique en fonctionnement peut subir une grande variété de per-turbations ou d’incidents, tels que :

— la variation de la charge au cours de la journée ;— la manœuvre d’un ouvrage de couplage ;— le déclenchement d’une unité de production ou d’une charge ;— la foudre atteignant une ligne ;— un court-circuit en réseau.Ces perturbations provoquent des phénomènes physiques très variés au sein

du réseau, tels que :— la propagation d’ondes de surtension ;— la ferrorésonance ;— la circulation de courants de court-circuit ;— les oscillations rotoriques des alternateurs et la perte du synchronisme ;— les phénomènes d’écroulement de la fréquence ou de la tension.Ces divers phénomènes mettent en jeu des constantes de temps très dif-

férentes allant de la microseconde à l’heure, comme indiqué à la figure A.Pour l’exploitant, ces phénomènes sont pris en considération prioritairement

dans des domaines différents de son activité, même si la séparation de cesdomaines est souvent bien perméable.

On distingue (voir figure A) :— la protection, qui vise à prévenir les risques physiques des personnes, les

dégâts au matériel tout en minimisant l’impact de la perturbation sur la marchedu système ;

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______________________________________________________________________________ OUTILS DE SIMULATION DYNAMIQUE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES


— le réglage automatique ou manuel qui vise à maintenir le système, en dépitdes perturbations, autour d’un point de fonctionnement ou d’une trajectoiredéfinie en fonction de critères économiques, de qualité de service ou desécurité ;

— la conduite, qui garantit la disponibilité des ouvrages, aligne les moyens deréglages, afin de permettre à tout moment l’équilibre production-consommationet de maintenir au niveau requis les marges de sécurité tout en minimisant lescoûts d’exploitation. L’analyse en ligne de la sécurité dynamique est dans cedomaine une application nouvelle qui permet au personnel de conduite d’agirsur le risque d’instabilité du réseau.

Enfin, on retrouve la problématique du fonctionnement dynamique dans laplanification des investissements sur des horizons de plusieurs années, et dansla gestion prévisionnelle.

.

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

protection, réglage et conduite des réseaux

105

Foudre

Surtensions de manœuvre

Phénomènes physiques

Domaines d’activité

Phénomènes physiques

Courts-circuits

Ferrorésonance

Oscillations rotoriques

Tenue de la tension

Tenue de la fréquence

Secondes

Protection

Conduite

Réglage Domaines d’activité

100 kHz1 MHz 10 kHz 1 kHz 100 Hz 10 Hz 1 Hz 10--1 Hz 10--2 Hz 10--3 Hz 10--4 Hz 10--5 Hz

10--6 10--5 10--4 10--3 10--2 10--1 1 10 102 103 104

1. Classification des phénomènes

1.1 Pourquoi classe-t-on les phénomènes ?

On a vu dans l’introduction que les phénomènes physiques pou-vant se produire dans un réseau sont nombreux et caractérisés pardes fréquences ou des constantes de temps très variables. Il a été

montré que des simulations précises de tous les phénomènes sontnécessaires. Que le simulateur utilisé soit analogique ou numérique,la première étape de l’élaboration d’une simulation consiste à éta-blir le modèle mathématique du système. Un modèle, complet, apteà reproduire tous les phénomènes aurait les caractéristiquessuivantes :

— le nombre de variables serait proportionnel :• à la taille du système (nombre de postes et lignes, nombre de

centrales, de charges). Les réseaux synchrones géants actuels,couvrant jusqu’à tout un continent, contiennent des dizaines demilliers d’ouvrages et bien plus encore si l’on considère lesréseaux de distribution ;

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OUTILS DE SIMULATION DYNAMIQUE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES ______________________________________________________________________________


• à la plage de fréquence des phénomènes représentés quidétermine la complexité du modèle des constituants ;— le volume des calculs nécessaires à la simulation serait

proportionnel :• au nombre de variables ;• à la fréquence d’échantillonnage (l’inverse du pas de calcul) de

l’algorithme d’intégration, elle-même directement liée aux fré-quences propres les plus élevées du système.Si l’on arrête l’analyse à ce niveau, la simulation numérique de la

dynamique d’un réseau serait pratiquement impossible, même avecles ordinateurs les plus puissants.

Heureusement, à un deuxième niveau de l’analyse, les chosess’améliorent. On observe par exemple que la propagation de la per-turbation est d’autant plus limitée dans l’espace que la réponse dusystème est à fréquence élevée, ou encore que certaines perturba-tions excitent préférentiellement certaines fréquences propres demanière telle qu’un découplage plus ou moins marqué peut êtreobservé entre différents phénomènes. Ce sont sur ces caractéristi-ques physiques que s’appuie l’ingénieur pour développer desmodèles spécifiques à l’étude de certains phénomènes. Il mettra enœuvre sa compréhension du comportement des réseaux pour défi-nir le modèle nécessaire et suffisant pour résoudre son problème,qu’il aura a priori parfaitement identifié. Ainsi, l’approche classiquede la simulation des réseaux repose sur une classification des phé-nomènes en fonction de leur fréquence caractéristique et développepour chaque classe de phénomènes un modèle mathématique par-ticulier auquel sera associé un outil de simulation. On notera quel’amplitude des phénomènes joue également un rôle dans la spéci-fication d’un modèle particulier si des non-linéarités (butée,saturation,...) risquent d’entrer en jeu.

Si le recours à la classification des phénomènes permet à l’ingé-nieur éclairé de réduire considérablement les ressources nécessai-res à l’élaboration d’un simulateur, il faut bien avoir à l’esprit que leprix à payer se situe au niveau de la multiplication des outils, et doncdes données, et de la nécessité d’une connaissance a priori du com-portement dynamique du système.

Dans ce schéma, la simulation de scénarios complexes, faisantintervenir des perturbations en cascade et mettant en œuvre desphénomènes variés, est très difficile à conduire. Nous verrons plustard qu’il existe certaines alternatives à la spécialisation des outilsbasés sur des techniques algorithmiques nouvelles.

Mais la classification des phénomènes n’est pas qu’un mal néces-saire. Elle est aussi très utile à la compréhension du comportementdes réseaux et structure de façon très efficace tout exposé sur ladynamique des systèmes électriques.

1.2 Phénomènes quasi stationnaires

Nous entendons par là les phénomènes qui peuvent être décrits parune succession d’états du réseau supposés stationnaires. Cela sous-entend que l’on a l’assurance que les transitoires se sont éteints entredeux états successifs, et qu’aucune bifurcation du système ne se soitproduite au long de la trajectoire reliant ces deux états. De plus, on faitl’hypothèse implicite qu’aucune valeur propre du système completn’atteigne progressivement le demi-plan réel positif, ce qui provo-querait l’apparition d’oscillations divergentes spontanées.

Pour étudier les phénomènes quasi stationnaires, on utilise unmodèle algébrique du système, où certaines variables decommande dépendent explicitement du temps.

Cette approche s’est, par exemple, révélée utile dans l’étude desécroulements de la tension. Dans ce cas, elle consiste à effectuer uncalcul de répartition de la puissance active et réactive après chaquemodification de la topologie du réseau, d’un réglage discret, de laproduction ou de la consommation. Il faut s’assurer que les produc-tions réactives des groupes restent dans les plages admissibles.Dans le cas où une limite est atteinte par un groupe, il faut imposerle courant rotorique à une valeur correspondant à cette limite et nonplus la tension statorique qui ne peut plus être réglée.

Pour représenter une prise de charge ou une perte de production,le calcul de répartition est modifié pour tenir compte :

— du régime final de l’action du réglage primaire de vitesse desgroupes ou du réglage secondaire fréquence-puissance lorsqu’ilexiste ;

— des régleurs en charge des transformateurs ;— du régime final du réglage secondaire de tension s’il existe.On notera qu’en poursuivant la simulation vers des conditions

instables (l’écroulement de la tension), le modèle mathématiquesimplifié présentera des singularités provoquant l’arrêt du proces-sus de calcul. Dans la pratique, il faut toutefois se méfier de conclu-sions hâtives en assimilant instabilité physique, instabilité d’unmodèle simplifié et non-convergence d’un algorithme !

De plus, ce modèle ne tenant pas compte des phénomènes transi-toires, on pourrait trouver un régime qui, compte tenu des constan-tes de temps, des seuils, des délais de réponse des divers élémentsdu système, ne représenterait pas celui du réseau réel. Dans celui-cides excursions transitoires pourraient en effet entraîner des réac-tions d’équipements propres à modifier l’évolution du système telsque : déclenchements d’éléments par surcharge, délestages ou îlo-tages par baisse de fréquence, déclenchements de groupes de pro-duction par les protections d’auxiliaires à baisse de tension ou defréquence, etc.

1.3 Phénomènes dynamiques lents

On qualifie de dynamiques lents les phénomènes présentant desconstantes de temps de plusieurs dizaines de secondes, voire deminutes ou de dizaines de minutes, tels les échanges thermiquesdans les chaudières, l’échauffement du rotor des alternateurs ainsique l’action des régulateurs des prises des transformateurs, desréglages secondaires de tension et de fréquence-puissance, etc.

Lorsqu’on étudie ces phénomènes, la fréquence est considéréecomme égale en tout point du réseau. Compte tenu de leur rapidité(fréquence de l’ordre du hertz), on néglige les oscillations entre lesrotors des différentes machines qui ont de ce fait même vitesse etmême accélération (hypothèse dite des rotors liés).

Aux équations du calcul de répartition de charge décrivant leréseau, on ajoute les équations différentielles représentant le fonc-tionnement dynamique des chaudières et turbines, l’équation méca-nique simplifiée des masses tournantes et les régulations locales oucentralisées qui interagissent avec les phénomènes simulés. Larégulation primaire de tension, rapide, est traitée algébriquement.

Le modèle de simulation des phénomènes dynamiques lentsapporte, par rapport à l’approche quasi stationnaire, une améliora-tion importante concernant le calcul de l’évolution de la fréquencetraduisant l’équilibre dynamique production-consommation. Cemodèle peut aussi être utilisé pour la simulation des écroulementsde tension.

Les phénomènes dynamiques lents étant directement observa-bles par les opérateurs des réseaux, au travers du système d’acqui-sition, le modèle de simulation correspondant est généralementutilisé pour le développement du moteur de simulation des simula-teurs d’entraînement. Encore une fois, négliger les phénomènesdynamiques plus rapides n’est acceptable que dans la mesure oùceux-ci sont stables et qu’aucun seuil (de protection) n’est dépassédurant les transitoires négligés, provoquant une bifurcation de latrajectoire à long terme du système.

1.4 Phénomènes transitoires électromécaniques

Cette classe de phénomènes est liée au comportement des géné-rateurs quant à leur marche synchrone. Elle concerne au premierchef le comportement mécanique oscillatoire des générateursautour de leur position d’équilibre correspondant au régime syn-chrone.

ＶＶ


Ｓ

______________________________________________________________________________ OUTILS DE SIMULATION DYNAMIQUE DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES


Il n’est plus question ici, comme pour les phénomènes dynami-ques lents, de simplifier le mouvement des rotors : la vitesse derotation d’une machine est une variable qui lui est propre. Les gran-deurs électriques resteront supposées suivre un régime sinusoïdalétabli (représentation sous forme de phaseurs, variables complexesdéfinies par un module et une phase) et une fréquence moyennesera définie pour décrire les tensions et courants dans le réseau quirestent des variables algébriques.

De façon générale, on distingue deux grandes classes de transitoi-res électromécaniques.

1.4.1 Phénomènes de faible amplitude

Ces phénomènes concernent le comportement oscillatoire résul-tant de fluctuations normales, de faible amplitude, des grandeursélectriques ou mécaniques.

Il est bien connu que les oscillations rotoriques sont souvent peuamorties. D’autres comportements oscillatoires peuvent trouverleur origine dans les régulations (de tension en particulier). Unamortissement insuffisant ou inexistant peut apparaître pour certai-nes conditions d’exploitation rendant celles-ci non viables. L’étudede l’amortissement des oscillations de réseau est une activitéusuelle des ingénieurs au niveau de la planification et de la concep-tion et du réglage des régulations.

On définit la stabilité en petit mouvement d’un système électri-que, ou sa stabilité statique, comme sa capacité de retrouver, aprèsavoir subi n’importe quelle « petite perturbation », un état d’équili-bre identique ou très proche de son état initial.

La stabilité en petit mouvement s’étudie principalement par lestechniques d’analyse linéaire appliquées au modèle mathématiquepréalablement linéarisé autour du point de fonctionnement duréseau. La simulation numérique constitue également un moyenefficace d’étude pour autant que l’algorithme d’intégration ait la pré-cision requise en ce qui concerne la restitution de l’amortissement.

1.4.2 Phénomènes de grande amplitude

Ces phénomènes se produisent lors de perturbations majeures durégime de fonctionnement tels un court-circuit dans le réseau, undéclenchement d’ouvrage, provoquant un déséquilibre importantentre le couple moteur et le couple résistant des alternateurs.

On définit la stabilité transitoire d’un système électrique face àune perturbation ou un cycle de perturbations comme étant sa capa-cité à retrouver un point d’équilibre où toutes les machines sont ausynchronisme. Suivant cette définition, le glissement d’un rotord’alternateur d’un ou plusieurs pôles n’est pas considéré commeune instabilité.

Les phénomènes transitoires sont fortement influencés par lecomportement du système autour du hertz, fréquence propre typi-que de l’oscillation rotorique. La fonction de transfert des régula-teurs primaires de vitesse et de tension joue un rôle fondamental enpetit mouvement. Les chaînes rapides des mêmes régulateurs(désexcitation rapide, fonctions accélérométriques et fermeturesrapides des soupapes de turbine...) ont par contre un effet dominantsur la stabilité transitoire.

1.5 Phénomènes électromagnétiques

L’onde de tension, que nous avons jusqu’ici considérée pour lesautres types de phénomènes comme parfaitement sinusoïdale,subit en réalité de nombreuses altérations qu’il faut parfois êtrecapable de modéliser finement et qui correspondent à des phéno-mènes, appelés transitoires électromagnétiques, dont les fréquen-ces atteignent plusieurs kilohertz. Courts-circuits, manœuvres

.

Figure 1 – Un exemple de transitoires électromagnétiques

Tensions représentées

Disjoncteur 1 Disjoncteur 2

Vc

Vb

Va

0 100 200 300 400 500 600--500

--250

0

250

500

Va (kV)

Temps (ms)

0 100 200 300 400 500 600--500

--250

0

250

500

Vb (kV)

Temps (ms)

0 100 200 300 400 500 600--500

--250

0

250

500

Vc (kV)

Temps (ms)

On simule le comportement de protections sur les trois phases d'une ligne triphasée, lors de l'apparition d'un défaut sur l'une d'entre elles, avec ouverture et réenclenchement automatique des disjoncteurs.A t = 50 ms, un court-circuit apparaît sur la phase "a" et la tension Va

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

ＶＷ


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ＶＸ

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Conduite d’un systèmede production-transport

par Pierre BORNARDIngénieur de l’École Supérieure d’ÉlectricitéDirecteur du Centre National d’Exploitation du Système électriqueÉlectricité de France

es « systèmes électriques », c’est-à-dire les ensembles interconnectés pro-duction-transport-consommation, sont d’immenses machines distribuées,

couvrant parfois des zones à l’échelle de continents. Ils sont régis par des loisphysiques qui rendent leur conduite complexe et délicate, car leur bon fonc-tionnement repose sur des équilibres de chaque instant, qui ne sont jamaisacquis, et sur le respect d’innombrables contraintes techniques évoluant aucours du temps.

1. Gestion et conduite du système « production-transport ». Présentation .............................................................................................. D 4 080 - 2

2. Évolution de l’organisation générale des systèmes électriques .. — 3

3. Les grands systèmes interconnectés ................................................. — 43.1 Rôle du réseau de grand transport ............................................................ — 43.2 Rôle des réseaux de répartition.................................................................. — 63.3 Grands enjeux de la conduite des systèmes électriques ......................... — 63.4 Acteurs du marché de l’électricité.............................................................. — 73.5 Rôle des gestionnaires du réseau de transport en Europe...................... — 8

4. Problématique de la gestion d’un système production-transport — 84.1 Caractéristiques d’un système électrique.................................................. — 84.2 Contraintes à respecter ............................................................................... — 11

5. Préparation de la conduite.................................................................... — 135.1 Nécessité d’une forte anticipation.............................................................. — 135.2 Préparation journalière : une étape clé...................................................... — 14

6. Conduite en temps réel .......................................................................... — 166.1 Répartition spatiale des responsabilités.................................................... — 166.2 Différents états de conduite........................................................................ — 166.3 Conduite en régime normal........................................................................ — 176.4 Conduite en régime perturbé ..................................................................... — 18

7. Gestion a posteriori................................................................................. — 187.1 Suivi de l’exploitation et retour d’expérience ........................................... — 187.2 Règlement des écarts .................................................................................. — 18

8. Quelques données sur les systèmes informatiques de conduite . — 188.1 Les outils de supervision et de télécommande......................................... — 188.2 Les outils d’aide à la décision..................................................................... — 198.3 Les simulateurs d’entraînement................................................................. — 20

9. Un domaine en évolution rapide ......................................................... — 20


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CONDUITE D’UN SYSTÈME DE PRODUCTION-TRANSPORT ______________________________________________________________________________________


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

1. Gestion et conduitedu système « production- transport ». Présentation

Il est traditionnel de distinguer, au sein d’un système électrique,trois étages aux fonctions différentes s’articulant entre elles(figure 1).

Le premier étage est celui de la production de l’électricité quisera livrée aux consommateurs. Il est constitué par les usines, sou-vent appelées « centrales », qui convertissent en kilowattheures lesénergies primaires, véritables sources de l’énergie consommée parles utilisateurs d’électricité.

Le deuxième étage est celui du réseau de transport et d’inter-connexion auquel sont raccordées les usines de production. Cetétage assure la mise en commun et la répartition sur un très vasteterritoire de toute l’électricité qui y est produite.

Le réseau de transport et d’interconnexion est le véritable nœuddu système électrique. Il peut être à l’échelle d’un continent tel que

l’Europe ; dans le cas européen, il a même commencé à s’étendrevers l’Afrique du Nord via le détroit de Gibraltar.

Le troisième étage est celui des réseaux de distribution. Eneffet, un réseau de transport et d’interconnexion peut desservirdirectement certains très gros utilisateurs d’électricité. Mais desréseaux intermédiaires sont nécessaires pour desservir les millionset dizaines de millions de consommateurs, industriels ou domesti-ques, qui ont besoin de puissances se chiffrant en kilowatts etmégawatts, et non en dizaines ou centaines de mégawatts. De nom-breux réseaux de distribution, alimentés chacun séparément par leréseau de transport, assurent le convoyage de la puissance élec-trique et son émiettement vers la multitude de ses utilisateurs.

Cependant, les termes de production, transport et intercon-nexion, distribution qui qualifient assez exactement les trois étagesd’un système électrique complet ne doivent pas occulter la natureréelle du kilowattheure.

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

On appelle communément « système électrique » l’ensembledes installations électriquement interconnectées qui assure lalivraison, à tous les utilisateurs d’électricité, des kilowattheuresproduits à partir de sources d’énergie primaire telles quel’hydraulique, les combustibles fossiles, la fission nucléaire,l’énergie éolienne, voire, mais encore marginalement, l’énergiesolaire directe.

Figure 1 – Schéma de principe d’un système électrique

Énergies primaires

P P

Fossile Nucléaire Autres

Production

Transport

Distribution

Systèmeproductiontransport

Systèmeélectrique

Réseau de grand transport, d'interconnexion et de répartition

Productiondécentralisée

Réseau dedistribution



Consommateurs CC C C C C C

P P P P P P

Hydraulique

ＷＰ


Ｓ

_____________________________________________________________________________________ CONDUITE D’UN SYSTÈME DE PRODUCTION-TRANSPORT


Un système électrique – production, transport et distribution –est donc une immense usine qui utilise des énergies primaires etles transforme de façon telle qu’elle les met instantanément, etsous une forme particulièrement commode, à la disposition d’uti-lisateurs qui seraient bien en mal d’en bénéficier autrement.

Une telle usine a besoin d’être bien gérée – en gros, il s’agit icidu choix à chaque instant des énergies primaires et modes deconversion les plus économiques – et bien conduite, c’est-à-direcontrôlée de façon à assurer la sécurité du processus deconversion et de transmission, gage de la qualité du service à sesclients. Les dimensions de « l’usine », la diversité de ses exploi-tants en font un difficile problème d’organisation et de technique.

Les liens des réseaux de distribution avec le réseau de trans-port qui alimente chacun d’entre eux peuvent être caractérisés parquelques paramètres simples. La gestion de ces réseaux peut doncêtre individualisée et assez facilement découplée de celle du réseaude transport et d’interconnexion. Il en est traité dans d’autres arti-cles spécifiques.

Par contre, les étages production et transport forment un toutéconomiquement et techniquement très intégré. Par exemple, il estindispensable de respecter à tout moment les trois principaux typesde contraintes techniques, sur lesquelles nous reviendrons ultérieu-rement (§ 4.2) :

— équilibre production-consommation ;— sécurité individuelle des ouvrages ;— sécurité globale du système pour faire face aux aléas.

Le dysfonctionnement d’un élément quelconque de cet ensembleest susceptible, si on n’y prend garde, d’affecter tout le réseau ettous ses clients. Il faut donc coordonner, à l’échelle d’un continent,la gestion et la conduite du système production-transportd’électricité qui le couvre. Tel est le cœur du rôle technique desgestionnaires du système production-transport ; les méthodes et lesmoyens qu’ils emploient font l’objet du présent article.

Pour la clarté pédagogique, on se référera parfois à une organi-sation qui a été le modèle dominant jusqu’aux années 1990. Ges-tion et conduite y étaient fortement centralisées à l’échelle d’unpays, sous des formes éventuellement différentes d’un pays àl’autre, mais cela est secondaire. Chaque gestionnaire y décidaitdes plans de production, en se référant aux moindres coûts, puisprocédait à un ajustement commercial et technique avec ses voi-sins. Il lui restait – et ce n’était pas le plus facile – à assurer le bonfonctionnement du système à chaque instant.

Comme on le verra au paragraphe 2, cette organisation estactuellement remise en cause par une volonté politique, un peugénérale dans le monde, mais particulièrement sur le continentaméricain et en Europe, de mettre en concurrence la conversionénergie primaire-électricité. L’optimisation des plans de productionest donc confiée à un marché de l’électricité, via la concurrence surles prix. Le plan de production échappe ainsi, du moins dans la pre-mière étape de sa construction, au gestionnaire du réseau. Corrélati-vement, le réseau de transport et d’interconnexion devient une« facilité essentielle », c’est-à-dire un service commun aux produc-teurs d’électricité et à leurs clients, ayant l’obligation, très surveilléedu fait de sa position de monopole, d’assurer le « transport » entreles producteurs fournisseurs et leurs clients consommateurs.

Cette nouvelle conception institutionnelle ne va pas sans lancerdes défis difficiles dans sa mise en œuvre et dans la gestion dusystème production-transport. Ces défis et les solutions qui sontmises en œuvre seront bien sûr évoqués, étant entendu que seulsle temps, l’expérience et une évolution continue dégageront lesvoies à suivre pour satisfaire, d’une part, à une organisation éco-nomique nouvelle propre à satisfaire les différents acteurs et auxobligations légales qui en découlent, d’autre part, à la mission fon-damentale qui reste celle des gestionnaires du réseau detransport : assurer, dans les meilleures conditions de coût et decontinuité, la desserte des énergies primaires dont toute commu-nauté sociale et industrielle développée a besoin et qu’elle utilisemassivement grâce au système électrique.

2. Évolution de l’organisation générale des systèmes électriques

Les grands systèmes électriques du monde vivent depuis lemilieu des années 1990 une mutation profonde et irréversible.L’organisation du secteur électrique, comme le rôle des différentsacteurs économiques, évolue en profondeur depuis la restructura-tion de l’industrie électrique en Angleterre et au Pays de Galles en1992. En conséquence, la nature et la distribution des tâches techni-ques à accomplir pour assurer l’acheminement de l’électricité de lacentrale de production au consommateur final sont-elles aussi entrain de se modifier en profondeur.

La construction puis l’interconnexion des réseaux électriques ontété menées dans le cadre d’un certain nombre d’axiomes (pastoujours clairement explicités d’ailleurs), par exemple l’autosuffi-sance énergétique par pays conduisant à une politique de produc-tion d’électricité (nucléaire en France, hydroélectricité parfois trèscoûteuse en Suisse, lignite en Allemagne…) apte à satisfaire laconsommation nationale. Les réseaux de grand transport ont alorsété conçus pour jouer le rôle de transport de compensation [11] àl’intérieur des pays, puis entre pays ou grandes compagniesélectriques [12]. En Europe, les systèmes production-transportétaient exploités par des compagnies verticalement intégrées assu-rant à la fois la production d’électricité et son transport, souventaussi sa distribution. Il y avait, en général, une seule compagniede ce type par pays (EDF en France, CEGB en Angleterre, ENEL enItalie, etc.), parfois plusieurs (comme en Allemagne, en Suisse ou enSuède) chargées de produire et de transporter la quasi-totalité del’électricité. Dans ce cadre, l’exploitation et la conduite des systèmesélectriques avaient deux finalités différentes (et parfois conjonctu-rellement antagonistes) :

— une finalité d’optimisation générale, ce qui, compte tenu durapport entre le coût de production et le coût du transport, revenaiten gros à minimiser à tout moment le coût de production ;

— une finalité de maintien de la sûreté du système électrique,afin de veiller, à tout instant, à la bonne alimentation desconsommateurs finals et au respect des règles évitant les risquesd’effondrement général [13].

La disponibilité d’une énergie abondante et bon marché (le gaznotamment), ainsi que les évolutions technologiques mais surtoutéconomiques, politiques et sociales ont amené le processus dit de« dérégulation », largement mis en œuvre en Europe, en Améri-que du Nord puis du Sud, et en Asie. Dans ce nouveau cadre, laconcurrence entre producteurs devient un levier essentiel de créa-tion d’un véritable marché de l’électricité. L’exploitant chargé de laconduite du système production-transport, qui est lui en situationde monopole « naturel », est tenu (en général par la loi, par exempleaux États-Unis ou dans l’Union européenne) d’être séparé de touteactivité de production. Son rôle d’optimisation directe du coût de laproduction disparaît donc, au profit d’un rôle nouveau qui est decréer les conditions de l’optimisation par le marché del’électricité lui-même, en assurant sa fluidité : il doit s’efforcer, mal-gré les nombreuses contraintes techniques, d’assurer à toutmoment une circulation aussi aisée et transparente que possibleentre les producteurs d’électricité et leurs clients.

Compte tenu du poids prépondérant des grandes lois physiquesrégissant les systèmes électriques (principe de conservation del’énergie, propagation des phénomènes électromagnétiques, loisde Kirchhoff etc.), les processus de conduite « en temps réel » res-tent dans une certaine continuité avec le passé. Par contre, lesmécanismes de préparation de l’exploitation, fondamentaux pourmaîtriser la complexité des situations et des aléas, se trouvent euxfortement transformés. Dans cet article, nous nous efforcerons debien mettre en évidence le rôle des différents acteurs, leur problé-

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Ｓ

CONDUITE D’UN SYSTÈME DE PRODUCTION-TRANSPORT ______________________________________________________________________________________


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

3. Les grands systèmes interconnectés

3.1 Rôle du réseau de grand transport

La fonction de base du réseau de grand transport est d’abord derelier les centrales de production aux centres de consommationd’électricité. Mais, au-delà de cette évidence, pour comprendre lastructure et les contraintes d’exploitation de ce réseau, il importede bien appréhender les principales lignes directrices de son déve-loppement et de son organisation, que nous allons rappeler trèsbrièvement.

Le réseau de grand transport est né de la localisation de ressour-ces énergétiques (souvent l’hydroélectricité) loin des zonesconsommatrices. Pour franchir la distance correspondante, la tech-nique du transport par courant alternatif à très haute tension s’estrapidement imposée. En Europe (hormis l’ex-URSS), les réseaux à400 kV à 50 Hz ont été adoptés après la Seconde Guerre mondialecomme le meilleur compromis entre le coût d’investissement, lecoût d’exploitation (notamment la réduction des pertes Joule) et leservice rendu. Leur rôle s’est vite accru avec l’effet de taille dansla production, qui a rendu plus économique la construction decentrales de puissance toujours croissante, alors que, bien sûr, laconsommation restait diffuse. Mais l’interconnexion s’est surtoutdéveloppée rapidement pour contrebalancer un inconvénient bienconnu de l’électricité.

À chaque instant, l’énergie électrique produite dans un sys-tème interconnecté est égale à l’énergie consommée. En effet,malgré les progrès envisageables des technologies de stockage(par exemple dans des matériaux supraconducteurs), les condi-tions économiques de mise en œuvre d’un stockage massif direc-tement sous forme électromagnétique ne sont pas satisfaisantes,et ce sans doute encore pour plusieurs décennies. La seule formesignificative de « stockage » de l’électricité est indirecte : c’estl’accumulation d’eau par pompage dans des réserves hydroélectri-ques. Cette opération, d’un rendement technique médiocre, peutêtre d’un grand intérêt économique. Mais les constantes de tempsen jeu sont loin de celles de l’onde électrique, et le stockagehydraulique ne peut donc jouer le rôle d’équilibrage instantané despuissances produites et consommées.

Le développement du réseau de transport a permis decontourner la difficulté de produire localement exactement la puis-sance consommée à chaque instant dans chaque région en rendantpossible la mutualisation instantanée de tous les moyens deproduction interconnectés : à défaut de pouvoir facilement pro-duire localement au moment où l’on consomme, le réseau de grandtransport permet de produire ailleurs que là où l’on consomme,avec la souplesse cumulée de toutes les centrales électriques. Il per-met ainsi de faire face plus facilement aux variations d’uneconsommation qui fluctue en permanence, en bénéficiant à plein dela compensation statistique des variations élémentaires de la puis-sance appelée par chaque consommateur. Sous l’angle technique,cet effet de mutualisation joue à toutes les échelles de temps,depuis les liens électromagnétiques entre les alternateurs qui ren-dent le système plus robuste, jusqu’aux substitutions saisonnièresentre énergies primaires différentes, en passant, à l’échelle de laseconde, par l’effet d’inertie puis de secours mutuel en cas de désé-quilibre brusque entre production et consommation. Sous l’angleéconomique, le réseau de grand transport permet, à niveau identi-

que de sécurité d’alimentation, de diminuer largement les investis-sements dans des centrales de production [12].

Le réseau permet aussi de bénéficier des différences de coûts deproduction (ou de prix offerts sur un marché ouvert) entre des équi-pements distants, conduisant à une réduction globale des coûtsd’exploitation. Ces différences de prix, selon leur caractèreconjoncturel ou structurel, donnent lieu à des transports d’électricitédits respectivement « systématiques » et « de compensation ».

Le transport systématique est pratiqué lorsque des ressourcesénergétiques massives et économiques sont situées loin de leurclientèle. Ce peut être par exemple le cas de l’hydroélectricité (BaieJames au Canada), du nucléaire (unités de forte puissance dont lalocalisation est dictée par des contraintes de source froide) ou dugaz (production électrique dans le nord de l’Angleterre, près desgisements, avec une forte consommation au sud du pays).

Le transport de compensation relève de la compensation statis-tique des variations tant de la consommation que de la capacité deproduction. Il peut être prévisible et aisément anticipé : c’est le casde l’effet des décalages entre heures de pointes entre régions oupays (voir par exemple le décalage horaire entre grands centres deconsommation de l’interconnexion de l’Est des États-Unis). C’estaussi le cas lors de la gestion coordonnée de centrales thermiqueset hydrauliques appartenant à un même producteur, tirant parti dela complémentarité de ses moyens de production. Le transport decompensation peut aussi devoir être mis en œuvre, avec un préavistrès limité, dans le cas de la panne d’une grosse unité de production.Ce type d’événement fait toutefois partie des anticipations habituel-les, nécessaire à la bonne conduite d’un système électrique.

Les avantages d’un puissant réseau de grand transport et d’inter-connexion ont conduit en Europe (comme dans la plupart desrégions du monde) à deux tendances majeures, nécessaires àl’expansion des échanges transfrontaliers d’électricité et ducommerce international :

— l’extension de la zone de synchronisme que constituentaujourd’hui les pays d’Europe de l’Ouest ;

— l’interconnexion entre zones synchrones grâce à des liaisonsà courant continu.

L’extension de la zone de synchronisme s’est réalisée dès queles conditions politiques et techniques ont été réunies. En 1995,l’ancienne Allemagne de l’Est et les pays d’Europe centrale (Répu-blique Tchèque, Slovaquie, Hongrie, Pologne), dont les réseauxétaient conçus selon des choix techniques proches de ceux del’Europe de l’Ouest, se sont raccordés à son réseau à 400 kV. En1997, les progrès des câbles sous-marins à courant alternatif ontpermis l’interconnexion entre l’Afrique du Nord (Maroc, régionscôtières de l’Algérie et de la Tunisie) et le réseau européen via ledétroit de Gibraltar. Malgré la déconnexion de la Grèce et d’une par-tie de l’ancienne Yougoslavie, le bloc synchrone ainsi constitué est,en taille, le premier du monde (devant l’interconnexion de l’Est et ducentre des États-Unis), avec une consommation de pointe de plus de300 000 MW. La figure 2 représente les grands blocs synchroneseuropéens.

Lorsque les conditions techniques (du fait des puissances res-pectives en jeu, de l’hétérogénéité des normes de conception ou,plus souvent, de la séparation par des bras de mers trop larges pourun franchissement en courant alternatif) rendent impossible laconnexion directe, l’interconnexion entre zones synchrones s’estfaite grâce à des liaisons à courant continu. Ce fut notamment le casentre la France et l’Angleterre (liaison de 2 000 MW mise en serviceen 1988) et entre la Scandinavie et l’Europe du Nord continentale,avec plusieurs liaisons mises en service lors des deux dernièresdécennies et de nombreux projets en cours. Les liaisons à courantcontinu, dont le flux d’énergie traversant peut être déterminé àvolonté grâce à un contrôle- commande adéquat, n’apportent pas lemême service de secours mutuel que les réseaux maillés en alterna-tif. Mais, moyennant un investissement initial élevé (pour assurer laconversion alternatif/continu aux extrémités), elles permettent decréer des possibilités d’échanges entre régions.

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Systèmes de téléconduite des postes électriques

par Marc VIRLOGEUXDirecteur technique « contrôle-commande » EDF Production-Transport

et article est une réactualisation du texte rédigé par Jean-Marie PARANT etGuy LEPAGNOL et paru dans ce traité en 1989. Une partie du texte a été

conservée.Le transport de l’énergie électrique depuis les centres de production jusqu’aux

centres de consommation est assuré par un réseau complexe. Celui-ci inter-connecte l’ensemble des centres de production et permet les échanges avecl’étranger. Grâce à ce réseau, on peut ajuster en permanence la production à laconsommation, optimiser techniquement et économiquement l’utilisation duparc de production et garantir un acheminement satisfaisant de l’énergie. Cetteopération, essentielle pour le fournisseur d’énergie électrique, est appeléeconduite d’un système de production-transport.

Les principes de conduite d’un tel système font l’objet d’un article spécifique« Conduite d’un système de production-transport ». L’auteur y présente l’ensem-ble de la fonction et les outils mis en œuvre. Il fait apparaître la nécessité de dis-poser à tout instant, dans les centres de conduite, d’informations sur l’état du

1. Téléconduite des installations d’un réseau électrique ................. D 4 850 - 21.1 Réseau électrique : rôle et complexité....................................................... — 21.2 Nécessité de surveiller et commander à distance les installations......... — 3

2. Fonctions d’un système de téléconduite .......................................... — 3

3. Organisation d’un système de téléconduite .................................... — 33.1 Architecture du réseau de téléconduite d’EDF.......................................... — 33.2 Caractéristiques générales des techniques utilisées ................................ — 6

4. Sûreté de fonctionnement .................................................................... — 64.1 Définitions .................................................................................................... — 64.2 Protection du système au niveau du matériel d’entrées-sorties ............. — 74.3 Protection du système au niveau des liaisons informatiques ................. — 74.4 Sûreté de fonctionnement du logiciel........................................................ — 74.5 Essais ............................................................................................................ — 84.6 Disponibilité des équipements ................................................................... — 8

5. Transmission des données .................................................................... — 95.1 Généralités ................................................................................................... — 95.2 Réseau de sécurité EDF............................................................................... — 95.3 Supports de transmission utilisés par le réseau de sécurité ................... — 95.4 Procédures de transmission ....................................................................... — 10

6. Systèmes futurs de téléconduite ........................................................ — 106.1 Intégration du contrôle-commande et de la téléconduite du poste

électrique...................................................................................................... — 106.2 Communications : facteur d’ouverture ...................................................... — 116.3 Téléconduite, outil d’assistance à la conduite .......................................... — 11

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réseau et de moyens d’action sur celui-ci. Ce besoin est satisfait grâce à l’utilisa-tion de systèmes de téléconduite des installations. Ceux-ci agissent principale-ment sur les postes électriques, installations complexes qui assurentl’interconnexion des lignes et la transformation des niveaux de tension.

Nous nous attacherons dans cet article à présenter, à grands traits, le rôle etl’organisation d’un système de téléconduite des postes électriques en insistant,d’une part, sur les moyens mis en œuvre pour garantir sa sûreté de fonctionne-ment et, d’autre part, sur la place essentielle que jouent les transmissions dedonnées ; nous illustrerons notre propos par des informations sur le système detéléconduite d’Électricité de France (EDF). Nous terminerons par quelques consi-dérations sur les techniques qui seront mises en œuvre à l’avenir.

Nota : le lecteur se reportera, dans le traité Informatique, à l’article Vocabulaire de l’informatique pour lestermes informatiques utilisés dans cet article.

Tableau des principales abréviations utilisées

Abréviation Développé

CP Calculateur de Poste

CPL Courant Porteur sur Ligne

EDT Ensemble De Traitement

FT France Télécom

OCR Organe de Coupure en Réseau

PA Poste Asservi

PAS Poste Asservi Simplifié

PC Poste de Commande

PCD Poste de Commande Déporté

PCG Pupitre des Commandes Groupées

PCM Poste de Commande Mobile

PCP Poste de Commande des calculateurs de Postes

PCS Poste de Commande Simplifié

SIT Système Informatisé de Télécommande

SRC Système Régional de Conduite

TCD TéléConDuite

1. Téléconduitedes installationsd’un réseau électrique

1.1 Réseau électrique : rôle et complexité

Le réseau a pour rôle d’acheminer de l’énergie électrique nonstockable, là où elle est demandée, au moment où elle est deman-dée.

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

Un puissant réseau d’interconnexion sert :

— d’une part, à transporter des quantités importantes d’énergiesur de longues distances, depuis les zones productrices vers leszones consommatrices ;

— d’autre part, à compenser un déficit accidentel de productiondans une zone, grâce à l’interconnexion. En 1996, ce réseau compor-tait 20 780 km de lignes 400 kV et 110 postes d’interconnexion.

Les réseaux de répartition assurent le transport de l’énergie auniveau régional à des tensions comprises entre 225 kV et 63 kV. Ilspermettent d’acheminer l’énergie depuis le réseau d’interconnexionjusqu’aux postes de transformation qui alimentent les réseaux dedistribution ; ces postes sont appelés postes sources ; un départe-ment français en comporte de 10 à 30.

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

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_____________________________________________________________________________________ SYSTÈMES DE TÉLÉCONDUITE DES POSTES ÉLECTRIQUES


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

1.2 Nécessité de surveiller et commander à distance les installations

La conduite de réseaux aussi complexes et divers nécessite unegrande coordination dans l’exécution des manœuvres d’exploita-tion.

Des incidents se produisent à tout moment et il faut constammentfaire face à des problèmes très variés, qui peuvent survenir sur desinstallations électriques (postes et réseau) géographiquement trèsdispersées. On conçoit tout l’intérêt de systèmes de téléconduite quipermettent d’intervenir à distance et avec rapidité sur un réseau.

Selon le type de réseau, les priorités peuvent être sensiblementdifférentes.

Dans le cas des réseaux de distribution, qui sont exploités defaçon radiale, toute rupture entraîne une coupure chez le client. Lesystème de téléconduite permet surtout d’agir sur les interrupteursdu réseau pour réalimenter au plus tôt la clientèle à la suite d’uneanomalie.

Dans le cas des réseaux de transport, le client n’est, le plus sou-vent, pas directement affecté par un défaut. D’une manière géné-rale, le problème est de prendre l’énergie là où elle est la moinschère pour la transporter là où elle est demandée, tout en étant enmesure de faire face à des incidents possibles. Le système de télé-conduite permet une mise en œuvre rapide des mesures indiquéespar les programmes informatiques d’optimisation et de sécurité dusystème de production-transport.

2. Fonctions d’un système de téléconduite

La téléconduite est donc une fonction. On l’exerce à l’aide d’unoutil que l’on appelle système de téléconduite et que l’on peut défi-nir comme étant l’ensemble des moyens techniques mis à la dispo-sition d’une équipe d’exploitation pour exercer la téléconduite surles installations dont elle a la charge.

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

Le sous-ensemble de téléinformation et de télécommanderéalise les fonctions suivantes :

— l’acquisition d’informations, donnant la position des organes àsurveiller, l’état des indicateurs d’alarme, ainsi que des valeurs demesure ;

— l’exécution d’ordres, destinés à modifier la position d’unorgane, à agir sur une valeur de consigne ou un réglage ;

— la transmission de données entre les divers équipementsmatériels constituant le système de téléconduite, pour véhiculer lesinformations acquises ou les ordres à exécuter.

Le sous-ensemble de traitement constitue le cœur du systèmede téléconduite. Ses fonctions de base sont les suivantes :

— la mémorisation des données statiques (caractéristiques despostes électriques) ;

— la mémorisation des données dynamiques, reflétant l’évolu-tion des grandeurs des postes électriques, ainsi que celle du sys-tème de téléconduite lui-même ou les conditions d’exploitationdécidées par l’opérateur ;

— la surveillance automatique, détectant tout écart entre la situa-tion normale et la situation réelle et déclenchant une alerte en cas defranchissement de seuil ;

— la visualisation, fonction qui fournit à l’opérateur, sous laforme appropriée, les données qui lui permettent d’appréhenderla situation réelle ; en général, on distingue trois modes de repré-sentation :

• le journal de bord qui est un enregistrement au fil de l’eau detous les événements significatifs qui sont datés, pour permettreune lecture chronologique détaillée,

• la représentation graphique des postes électriques avec desindications symboliques ou numériques de leur état,

• la visualisation de l’état du système de téléconduite lui-mêmeet des conditions d’exploitation ;— la commande, qui permet d’agir sur les postes électriques à

distance, par désignation directe des organes sur les écrans devisualisation.

Certains sous-ensembles de traitement comportent des fonctionsplus élaborées comme par exemple :

— les diagnostics des incidents survenant sur les postesélectriques ; le système n’indique pas à l’opérateur les alarmes bru-tes, mais une synthèse de celles-ci, où l’on peut distinguer l’événe-ment qui a déclenché l’incident, puis les événements qui en sont laconséquence ; cette synthèse est alors élaborée en fonction desalarmes reçues et des règles de fonctionnement de l’installation ;

— le traitement a posteriori des informations : un système detéléconduite reçoit en permanence une quantité importante d’infor-mations sur l’état et le fonctionnement des postes électriques ; il estintéressant d’archiver ces informations et de disposer de fonctionssupplémentaires qui permettent :

• de faire des statistiques sur les mesures,• d’analyser les incidents a posteriori à partir des listes d’alar-

mes à l’aide d’outils spécialisés,• de faire de la maintenance des postes électriques par aus-

cultation et analyse de leur utilisation et de leur comportement.

3. Organisation d’un système de téléconduite

3.1 Architecture du réseau de téléconduite d’EDF


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

Néanmoins, dans tous les cas, les fonctions de base de télé-conduite sont les mêmes : surveiller, contrôler et télécom-mander des organes situés essentiellement dans les postesélectriques, mais aussi dans les centrales.

La Commission Électrotechnique Internationale (CEI) donne ladéfinition suivante de la téléconduite : « Conduite à distance dufonctionnement d’une installation, utilisant la transmissiond’informations à l’aide de télécommunications. La téléconduitepeut comprendre toute combinaison de moyens de commande,d’alarme, de signalisation, de mesure, de protection et dedéclenchement ; l’utilisation de messages parlés est exclue ».

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Postes à haute et très haute tension

Rôle et structure

par Louis DEVATINEIngénieur de l’École supérieure d’électricitéAdjoint au Chef de Département postes au Centre national d’expertise réseau de RTE

Actualisation de l’article de Jean-Michel DELBARRE paru en 1993

e réseau de transport a pour fonction d'acheminer l’énergie des centres deproduction vers les points de consommation ou points de livraison. Il est

composé de lignes aériennes ou souterraines formant une toile maillée reliantdifférents points du territoire permettant de mutualiser les moyens de produ-ction qui alimentent les clients finaux. Ce réseau est constitué de nœudsélectriques appelés « postes » dont la fonction est triple :

– l’aiguillage des lignes de même tension entre elles ;– l’évacuation de l'énergie des sources de production vers le réseau ;– la liaison entre les réseaux de tensions différentes.L’architecture des postes électriques obéit à certaines règles précises en

fonction de leur importance, du nombre d’ouvrages qu’elles relient, du niveaude tension et du niveau de sûreté recherché. Ce document expose les diffé-rentes architectures de postes existant à RTE en précisant les rôles, avantageset inconvénients éventuels.

1. Réseaux et postes .................................................................................... D 4 570v2 - 21.1 Structure des réseaux.................................................................................. — 21.2 Postes............................................................................................................ — 31.3 Différents types de postes........................................................................... — 51.4 Conduite des réseaux et mode d’exploitation des postes........................ — 5

2. Exigences générales du schéma électrique d’un poste................. — 62.1 Fonctionnement ........................................................................................... — 62.2 Exploitation................................................................................................... — 62.3 Évolution....................................................................................................... — 62.4 Coût ............................................................................................................... — 62.5 Exigences particulières à certains ouvrages.............................................. — 72.6 Adaptation au site ........................................................................................ — 7

3. Principaux schémas de poste utilisés ................................................ — 73.1 Schémas à un disjoncteur par départ ........................................................ — 73.2 Schémas à plusieurs disjoncteurs par départ ........................................... — 93.3 Schémas en boucle...................................................................................... — 103.4 Schémas avec disjoncteur shunt ................................................................ — 103.5 Schémas en antenne ................................................................................... — 10

4. Schémas électriques des postes du réseau RTE ............................. — 114.1 Postes d’interconnexion à 400 kV............................................................... — 114.2 Postes de transformation 400/225 kV ......................................................... — 144.3 Postes d’alimentation régionale ................................................................. — 164.4 Postes d’alimentation des réseaux à moyenne tension ........................... — 17

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

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION ______________________________________________________________________________________________


1. Réseaux et postes

Les sources de production d’énergie électrique, particulièrementles centrales nucléaires ou hydrauliques, sont généralement éloi-gnées des centres de consommation, c’est-à-dire des centresindustriels et des villes. L’énergie est acheminée à distance par desliaisons électriques à grand flux qui remplissent une fonction detransport d’énergie. Le maintien et le développement de cesréseaux de transport est indissociable du développement desmoyens de production. En effet, le réseau permet le lien indispen-sable entre les producteurs et les consommateurs finaux pourl’acheminement de l’énergie tout en assurant d’autres fonctionsindispensables comme la sécurité d’alimentation et le secoursmutuel entre pays dans le cadre des réseaux interconnectés.

Le réseau de transport assure les fonctions suivantes :

– le grand transport, c’est-à-dire la capacité à véhiculer l’énergieélectrique depuis les sources de production vers les centres deconsommation, sur des distances de plusieurs centaines dekilomètres ;

– l’interconnexion, c’est-à-dire la faculté de faire transiter l’éner-gie électrique par des voies différentes afin de pouvoir faire face àl’avarie de l’une d’elle. On admet d’ailleurs comme un principe debase que l’exploitation du réseau reste possible au niveau N – 1,c’est-à-dire en cas de perte d’un ouvrage quel qu’il soit ;

– la transformation, c’est-à-dire la possibilité de passer d’unniveau de tension à un autre niveau de tension permettant pro-gressivement d’abaisser la tension pour alimenter le client final ;

– la répartition, c’est-à-dire la capacité d’alimenter les postessources du réseau de distribution à 15 ou 20 kV.

Les fonctions de grand transport et d’interconnexion sont géné-ralement assurés par les niveaux de tension les plus élevés (400 kVet 225 kV en France). La fonction de répartition est assurée par lesniveaux de tension intermédiaire (225, 90 et 63 kV en France).

La fonction de transformation se réalise à tous les niveaux detension puisque l’on passe, par une cascade régulière, du niveaude tension le plus élevé vers le niveau de tension le plus bas.

Afin de garantir la sécurité d’alimentation et d’optimiser lesmoyens de production, il est utile de pouvoir faire transiter l’énergieélectrique par des voies différentes, pour pallier l’avarie éventuellede l’une d’elles. En outre, une exploitation économique veut quel’on utilise les unités de production dans l’ordre de préséance éco-nomique, c’est-à-dire du moins cher au plus cher. Ces deuxconsidérations, technique et économique, conduisent à raccorderentre elles les liaisons électriques pour constituer des nœuds élec-triques qui permettent de mettre en commun toutes les sources deproduction et qui assurent ainsi une fonction d’interconnexion entrerégions et entre pays frontaliers. Par ailleurs, à une plus grandeéchelle, les interconnexions créent les conditions d’une solidaritépermanente entre les pays en offrant des capacités d’échanged’énergie entre pays et la possibilité de secours mutuel lors de ladéfaillance d’un équipement de transport ou de production.

Le souci de réduire le nombre et le volume des infrastructuresd’équipement à construire, la volonté de limiter les pertes d’éner-gie imposent sur les grandes distances de transporter l’énergieélectrique à des tensions élevées dites à très haute tension (THT).Il est donc nécessaire d’élever la tension à la sortie des groupes deproduction puis, après son transport, de l’abaisser par plusieurstransformations successives pour alimenter les réseaux de réparti-tion, puis les réseaux de distribution.

1.1 Structure des réseaux

1.1.1 Topologie des réseaux

L’architecture du réseau distingue trois grandes catégories :

– les réseaux de grand transport d’énergie et d’interconnexionsont constitués d’ouvrages capables de forts transits et maillés. Ilsse situent aux niveaux de tension les plus élevés (400 kV enFrance) permettant le transport de grandes puissances sur degrandes longueurs, tout en minimisant les pertes. Les liaisonsforment des boucles dont la grande majorité a des côtéscommuns, réalisant ainsi une structure semblable aux mailles d’unfilet (figure 1a ) ;

– les réseaux de répartition se situent à un niveau de tensioninférieur (225 kV en France) et ont pour objet d’amener l’énergievers les sites consommateurs à une échelle régionale. Ils ontfréquemment une structure bouclée (figure 1b ) et peuvent alorsêtre exploités soit en boucle fermée, le réseau est dit bouclé, soiten boucle ouverte, le réseau est alors dit débouclé. Certainesalimentations se font aussi en antenne (poste G, figure 1b ) ouencore en piquage en prélevant une partie de l’énergie circulantsur une ligne reliant deux postes (poste H, figure 1b ) ;

– ces réseaux de répartition à caractère régional fournissentl’énergie aux réseaux de distribution qui sont des réseaux àmoyenne tension (MT ou HTA) assurant l’alimentation d’un grandnombre d’utilisateurs soit directement, soit après transformationen basse tension (BT). Leur configuration et leur mode d’exploita-tion sont variables. On peut trouver, selon les pays, des réseauxmaillés exploités débouclés, des réseaux à structure radiale(figure 1d ), des réseaux à structure arborescente (figure 1c ).

1.1.2 Imperfections des réseaux

Pour des raisons techniques et économiques, il n’est paspossible de construire des réseaux exempts de défauts de fonc-tionnement. Leurs éléments constitutifs sont conçus, construits etentretenus de façon à réaliser le meilleur compromis entre coût etrisque de défaillance. Il en résulte que des défauts ou incidentspeuvent venir perturber le bon fonctionnement des installations.

Parmi les causes d’incidents susceptibles d’affecter les réseaux,citons les perturbations atmosphériques, qui peuvent induire desdéfauts d’isolement des parties sous tension (foudre) ou, dans les

De 1873 à 2009

La structure actuelle au réseau de transport résulte d’unelente évolution puisque le premier transport d’énergie a étéréalisé en 1873 à l’exposition internationale de Vienne et lapremière liaison électrique en France, 70 km sous 105 kV dansle sud-est, date de 1926. La tension 225 kV est apparue en1932 et le 400 kV en 1958. Cette structure comportait à l’ori-gine des réseaux indépendants puisque c’est par des réseauxrégionaux séparés qu’a débuté le transport d’énergie enFrance. La structure actuelle présente un réseau interconnectéconstitué par un maillage des réseaux 225 et 400 kV.

Les fonctions mises en évidence précédemment sont réali-sées grâce à des lignes aériennes, des lignes souterraines etdes transformateurs de puissance qui forment des réseaux dedifférentes tensions dont les nœuds et les points de transfor-mation sont les postes.

D’une façon générale, ce sont les caractéristiques dessources de production, les besoins des utilisateurs et l’expé-rience d’exploitation qui, ajoutés à des considerations écono-miques, conduisent à choisir la structure topologique desréseaux en s’efforçant de réduire l’incidence des défaillancesdont ils peuvent être l’objet.

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______________________________________________________________________________________________ POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION

cas extrêmes, mettre en péril la tenue mécanique des ouvrages(vent, neige, givre).

Les courts-circuits qui s’ensuivent ont sur l’ensemble de lachaîne production-transport-consommation des effets néfastes, enparticulier :

– des risques de perte de stabilité du réseau ;– des contraintes thermiques et mécaniques sur le matériel ;– une dégradation de la qualité de la fourniture ;– des tensions induites perturbant les circuits de télécommuni-

cation.

Ils créent en outre des risques sur l’environnement desouvrages, notamment des possibilités d’électrocution.

La structure topologique d’un réseau permet d’agir de plusieursmanières sur les contraintes subies par les ouvrages et sur la qua-lité de l’énergie délivrée, par exemple, en fractionnant les réseaux,en assurant la possibilité de secours par des réseaux voisins ou enmultipliant les sources d’alimentation.

Rappelons que les réseaux doivent, de surcroît, être équipés dessystèmes de protection aussi sélectifs que possible, afin d’éliminerd’une manière sûre et dans les plus brefs délais, en cas de défaut,l’élément affecté et lui seul. C’est dans les postes que l’on trouveces dispositifs.

L’importance d’un réseau est d’autant plus grande, tant sur leplan de la sécurité que sur celui de l’économie, que son niveau detension est élevé. En effet, toute défaillance entraîne des défautsd’alimentation sur des zones étendues. C’est pourquoi sont misesprioritairement en œuvre sur ces réseaux les mesures de nature àassurer la meilleure qualité de fonctionnement possible. Aussi,une importance particulière est-elle attachée à l’interconnexion deces réseaux, de même que sont utilisés pour leur protection lestechnologies les plus évoluées.

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

1.2 Postes

Les fonctions du réseau de transport définies précédemmentsont réalisées grâce à des lignes aériennes, des lignes souterraineset des transformateurs de puissance qui forment un réseau maillédont les nœuds sont les postes.

Ces postes réalisent les actions suivantes :– l’aiguillage des lignes de même tension entre elles ;– l’évacuation de l’énergie des sources de production vers le

réseau ;– la liaison entre des réseaux de tensions différentes.

À cet effet, les postes constituent, pour chaque échelon detension, un point commun appelé jeu de barres omnibus et lesactions précédentes sont assurées par l’appareillage à hautetension qui permet :

– de contrôler les grandeurs électriques (tension et courant) ;– d’établir ou d’interrompre le passage du courant, grâce aux

disjoncteurs ;– d’assurer la continuité ou l’isolement d’un circuit, grâce aux

sectionneurs ;– de modifier la tension de l’énergie électrique, grâce aux trans-

formateurs de puissance.

Les postes sont donc des points névralgiques dans l’organisa-tion du réseau puisque la défaillance d’une unité peut provoquer lamise hors service de nombreuses lignes qui deviennent inutili-sables.

Le schéma le plus général d’un poste comprend donc leséléments suivants :

– les jeux de barres qui assurent la matérialité du nœudélectrique ;

– les disjoncteurs qui jouent un rôle de coupure et de protectiondes ouvrages ;

– les sectionneurs qui ont un rôle d’isolement ou d’aiguillage ;– les transformateurs de mesure qui sont destinés à l’alimenta-

tion des appareils de mesure nécessaires à la conduite du réseau,à l’alimentation des protections et des automatismes de reprise duservice ;

– les transformateurs de puissance lorsque l’ouvrage est unposte de transformation.

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

Figure 1 – Topologie des réseaux

poste d'interconnexionposte de répartitionposte de distribution

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION ______________________________________________________________________________________________


un sommet électrique apparaissant comme une portion de jeu debarres encadrée par deux disjoncteurs. Ces sommets peuventalors fonctionner en parallèle, les disjoncteurs étant fermés, ou defaçon séparée, les disjoncteurs étant ouverts. Le fonctionnementen parallèle correspond à une volonté de réaliser un réseau maillémais le fonctionnement à sommets séparés permet de limiter leniveau du courant de court-circuit sur une partie du réseau.

1.2.1 Éléments constitutifs d’un poste

La figure 2 donne un schéma de poste.

Jeux de barres

Un jeu de barres est un ouvrage électrique triphasé régnant surla longueur du poste. Il permet de relier entre eux les départs demême tension qui y aboutissent. Un poste électrique peut êtredoté de un, deux, voire trois jeux de barres pour une tensiondonnée.

Cellules de couplage des barres

Elles permettent de relier entre eux deux jeux de barresquelconques du poste ou deux de leurs sections ou tronçons,disposés du même côté d’un sectionnement ou d’un tronçon-nement de barres s’il en existe un.

Leur équipement comprend un disjoncteur, les sectionneursd’aiguillage sur les différents jeux de barres et des réducteurs demesures.

Sections de barres – Tronçons de barres

Lorsqu’un jeu de barres peut être partagé en plusieurs partiespar sectionneurs ou par disjoncteurs, on appelle :

– « section de barres » une partie d’un jeu de barres compriseentre deux sectionneurs de sectionnement, entre un sectionneurde sectionnement et une extrémité de barres, ou entre un section-neur de sectionnement et un disjoncteur ou interrupteur detronçonnement ;

– « tronçon de barres » une partie d’un jeu de barres compriseentre deux disjoncteurs de tronçonnement, ou entre un disjoncteurde tronçonnement et une extrémité de barres.

Le tronçonnement permet de réaliser autant de sommetsd’exploitation qu’il y a de tronçons de jeux de barres délimités pardes disjoncteurs.

Les sectionnements se composent uniquement d’un sectionneuret permettent d’obtenir autant de sommets qu’il y a de sections.

Cellules de ligne

On distingue :– la tête de cellule qui regroupe les équipements de contrôle, de

protection, de coupure, d’isolement et de mise à la terre de laligne : transformateurs de mesure courant et tension, disjoncteur,éventuel sectionneur d’isolement à coupure visible et de mise à laterre de la ligne ;

– Ia partie aiguillage qui permet de connecter la tête de cellule àl’un ou l’autre des jeux de barres du poste. Elle ne comporte,

Figure 2 – Éléments constitutifs d’un poste

BO1

BO2

Couplage

Tronçonnement de barres BO1

Tronçonnement de barres BO2

Sectionnement de barres

Contrôle barres Contrôle barres

Cellule ligne

Tête de cellule

Aiguillage sur les jeux

de barres

Cellule raccordement transformateur

Tête de

cellule

Aiguillage sur les jeux

de barres

Banc de transformation

BO : jeux de barre

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Postes à haute et très haute tensions

Dispositions constructives

par René BLANCIngénieur au Service Études du Centre d’Équipementdu Réseau de Transport d’Électricité de France

’article Postes à haute et très haute tensions fait l’objet de plusieursarticles :

— Rôle et structure [D 4 570] ;— Dispositions constructives [D 4 572] ;— Construction et équipements [D 4 574] ;— Installations de conduite et de contrôle [D 4 576] ;— Postes sous enveloppe métallique (PSEM) [D 4 590]

et, les sujets traités n’étant pas indépendants les uns des autres, le lecteur devraassez souvent se reporter aux autres articles. Le renvois à ces articles serontnotés, au cours du texte, par le numéro de l’article.

1. Conditions auxquelles doit satisfaire la construction d’un poste D 4 572 - 2

1.1 Généralités ................................................................................................... — 2

1.2 Conditions de construction liées à la tension ........................................... — 2

1.2.1 Distances électriques minimales entre phase et masseou entre phases .................................................................................. — 2

1.2.2 Tenue sous pollution des isolateurs.................................................. — 3

1.3 Conditions de construction liées aux effets thermiques du courant....... — 4

1.3.1 Régime permanent ............................................................................. — 4

1.3.2 Régime de surcharge d’une durée maximale de 20 min ................ — 5

1.3.3 Régime de court-circuit ...................................................................... — 5

1.4 Conditions de construction liées à la sécurité du personnel d’exploitation — 5

1.4.1 Distances de base ............................................................................... — 6

1.4.2 Distances de construction.................................................................. — 6

1.5 Conditions de construction liées aux contraintes mécaniques exercéessur les ouvrages........................................................................................... — 8

1.5.1 Résistance mécanique des ouvrages : règles de référence ............ — 8

1.5.2 Hypothèses météorologiques............................................................ — 8

1.5.3 Hypothèses d’efforts appliqués aux structures................................ — 9

1.5.4 Conditions à respecter pour le dimensionnement des ouvrages... — 9

1.6 Conditions liées à l’exploitation ................................................................. — 9

2. Dispositions constructives types ........................................................ — 10

2.1 Disposition des phases et de leur équipement ......................................... — 10

2.1.1 Disposition à phases séparées .......................................................... — 10

2.1.2 Dispositions à phases associées ....................................................... — 10

2.1.3 Disposition à phases mixtes .............................................................. — 10

2.2 Conditions technologiques de construction d’un poste........................... — 11

2.3 Réalisation des postes d’interconnexion à 400 kV.................................... — 11

2.4 Réalisation des postes à 225 kV d’interconnexionou d’alimentation régionale........................................................................ — 15

2.5 Réalisation de la partie à haute tension des postesd’alimentation régionale ............................................................................. — 15

2.6 Réalisation des postes de soutirage d’alimentation régionale................ — 16

2.7 Réalisation des postes d’alimentation des réseaux à moyenne tension — 16

2.7.1 Poste D (225 kV/MT) ........................................................................... — 18

2.7.2 Poste d (63 ou 90 kV/MT) ................................................................... — 19

Pour en savoir plus........................................................................................... Doc. D 4 572

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS ________________________________________________________________________________________________


1. Conditions auxquelles doit satisfaire la construction d’un poste

1.1 Généralités

Pour construire un poste à haute tension, il faut disposer et dimen-sionner au mieux un certain nombre de composants permettant deréaliser le schéma électrique adapté.

L’aménagement de ces composants doit répondre à certainesconditions dictées par le double souci de la sécurité d’exploitationet du moindre coût d’établissement ou d’exploitation. Ces conditionsde construction peuvent être décomposées en :

— conditions liées à la tension ;— conditions liées aux effets thermiques du courant ;— conditions liées à la sécurité du personnel d’exploitation ;

— conditions liées aux contraintes mécaniques exercées sur lesouvrages ;

— conditions liées à l’exploitation.

1.2 Conditions de constructionliées à la tension

1.2.1 Distances électriques minimalesentre phase et masse ou entre phases

Chaque réseau est d’abord caractérisé par sa tension nominale Unet la tension la plus élevée pour le matériel, mais il faut aussiconsidérer :

— la tension de tenue à fréquence industrielle U Ti ;— la tension de tenue aux chocs de foudre U Tf ;— la tension de tenue aux chocs de manœuvre U Tm , dans le cas

des réseaux français à 400 kV.

Ces grandeurs sont définies pour l’isolement entre phase et masse,à l’exception du réseau à 400 kV pour lequel elles sont égalementdéfinies pour l’isolement entre phases.

Nota : le lecteur pourra utilement se reporter dans ce traité à l’article Lignes et postesChoix et coordination des isolements [D 4 750].

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

Ces grandeurs caractérisent certaines contraintes qui s’appliquentaux matériels ; elles permettent aussi de déterminer les distancesd’isolement dans l’air qui serviront pour le dimensionnement desouvrages.

Pour les tensions nominales utilisées en France, le tableau 1 donneles valeurs des différentes tensions (U Ti , U Tf , U Tm ) qui sont rete-nues pour déterminer les distances minimales d’isolement dans l’air.

On calcule au moyen des formules suivantes les distancesd’isolement minimales d dans l’air soit entre phase et masse, soitentre phases, pour supporter les tensions de tenue :

U Tf = 0,96 (360 – 150 k ) d

Notations et Symboles

Symbole Définition

A, B, C phases

BO jeu de barres omnibus

BR bâtiment de relayage

c clôture

CB circuit bouchon

CC condensateur de couplage

CD câble de descente

CI colonne isolante

D disjoncteur

G grille M T

L ligne (L1, L 2 ou L3)

NMALT neutre mise à la terre

p piste de circulation

P poteau d’ancrage

Pa parafoudre

PA portique d’ancrage

PI poteau intermédiaire

r route

SAp sectionneur d’aiguillage pantographe

SAc sectionneur d’aiguillage à deux colonnes

SB sectionneur de barres

SC sectionneur de couplage

SI sectionneur d’isolement

SL sectionneur de ligne

SLT sectionneur de ligne et de mise à la terre de la ligne

SS sectionneur de sectionnement

STL sectionneur de mise à la terre de la ligne

T tringle de manœuvre

TA et TB tronçons


TCM transformateur combiné de mesure

TCT transformateur condensateur de tension

Tr transformateur de puissance (Tr1, Tr2 ou Tr3)

TT transformateur de tension

– – – – câble de garde

jeu de barres

Dans tous les schémas de poste (figures 7 à 20), nous avons utilisé lesmêmes notations.

Les cotes sont exprimées en mètres min indique la valeur minimale

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

Tension composée nominaledu réseau

Tension composée

la plus élevéepour le matériel

Tensionde tenue

de fréquence industrielle

phase-masse U Ti

Tensionde tenue

aux chocsde foudre

phase-masse U Tf

Tensionde tenue

aux chocsde manœuvre phase-masse

U Tm

(kV) (kV) (kV) (kV) (kV)

63 72,5 140 325

90 100 185 450

225 245 460 1 050

400420 520 1 425 1 050

630 (2) 1 425 (2) 1 575 (2)

(1) D’après les normes NF C 10-100 et UTE C 10-100.(2) Valeurs de tension entre phases.

UTi 0,94k 3 400

1 8/

d

( )

+

--------------------------=

UTm 0,88k 3 400

1 8/

d

( )

+

--------------------------=

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_______________________________________________________________________________________________ POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS

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

D 4 572

−

3

Les tensions sont exprimées en kilovolts et les distances en mètres.Le paramètre

k

, appelé facteur d’intervalle, est lié à la géométrie desélectrodes délimitant l’intervalle d’air.

Les exemples suivants indiquent les valeurs de

k

habituellementconsidérées :

— pour l’intervalle pointe sous tension-plan,

k

= 1 ;— pour l’intervalle conducteur-sol,

k

= 1,10 ;— pour l’intervalle conducteur-structure métallique,

k

= 1,32 ;— pour l’intervalle conducteur-conducteur,

k

= 1,58.

Par application des formules précédentes, la plus grande desvaleurs de

d

définit pour chaque tension nominale la

distance élec-trique minimale entre phase et masse

DM

ou entre phases

.

Le tableau

2

donne les valeurs retenues pour le dimensionnementdes ouvrages français. Ces valeurs sont légèrement supérieures àcelles indiquées dans les normes NF C 10-100 et UTE C 10-100. (0)

1.2.2 Tenue sous pollution des isolateurs

1.2.2.1 Ligne de fuite unitaire de l’isolateur

La tenue sous pollution d’un isolateur caractérise la possibilité qu’ila de tenir, en milieu pollué, les contraintes électriques qui appa-raissent sur le réseau.

On caractérise la pollution d’un site par un degré de pollutionsaline équivalente

S

, exprimée en kilogrammes de sel par mètre cubed’eau.

Quatre classes de pollution

sont ainsi définies et, danschacune d’elles, on impose à l’isolateur une

longueur de ligne de

fuite minimale unitaire

, exprimée en centimètres par kilovolt

de la tension composée la plus élevée du réseau (tableaux

3

et

4

).(0)

Le tableau

3

définit, pour chaque réseau, la longueur minimalede ligne de fuite

L

min

des supports isolants en fonction de la classede pollution.

Pour plus de précisions concernant la classe de pollution, on sereportera au tableau

4

qui indique quelques exemples d’environne-ment caractéristiques avec leurs niveaux de pollution et la salinitééquivalente.

La longueur minimale de ligne de fuite doit être corrigée en fonc-tion du diamètre moyen

∅

m

de l’isolateur. La valeur du coefficientmultiplicateur

f

est donnée dans le tableau

5

. Le diamètre moyense calcule comme indiqué sur la figure

1

.

1.2.2.2 Conformité de l’isolateur

La conformité d’un isolateur doit être établie par les mesuresindiquées dans les publications CEI 815 et CEI 507. Ces mesuresconcernent les paramètres du profil de l’isolateur et sa position enservice.

Ces paramètres sont déduits de l’expérience en service et desessais en laboratoire.

Ce sont, pour le

profil de l’isolateur

(figure

2

) :

— la distance minimale

d

(ou

C

, les deux notations sontnormalisées) entre ailettes ;

— le rapport

S

/

P

entre le pas et la profondeur de l’ailette ;

— le rapport entre la longueur de la ligne de fuite entre

deux ailettes et

d

;— la différence de profondeur

P

1

– P2 entre deux ailettesalternées ;

— l’angle d’inclinaison α des ailettes ;— le facteur de profil :

avec longueur de ligne de fuite mesurée entre les deuxextrémités de S.

Concernant la position de l’isolateur, on fait intervenir le facteurde ligne de fuite C f :

C f = L /S t

avec L ligne de fuite totale de l’isolateur,

S t distance d’arc ; c’est la plus courte distance extérieure àl’isolateur dans l’air (hauteur linéaire de l’isolateur sanstenir compte de son développé).

Pour être conforme au niveau de pollution :

(0)

Tableau 2 – Distances électriques minimales

Tension composée nominaledu réseau

Tension composée

la plus élevée pour le matériel

Distance minimale

entre phaseet masse DM

Distance minimale

entre phases

(kV) (kV) (m) (m)

63 72,5 0,66 0,76

90 100 0,92 1,06

225 245 2,14 2,47

400 420 2,90 (1) 4,00

3,50 (2)

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

Tableau 3 – Longueur minimale de la ligne de fuitedes supports isolants

Tension composée nominaledu réseau .............................(kV) 63 90 225 400

Tension composée la plus élevéepour le matériel ...................(kV) 72,5 100 245 420

Classe de pollution (1) (cm/kV)

Lmin(cm)

1 1,6 116 160 392 672

2 2,0 145 200 490 840

3 2,5 181 250 613 1 050

4 3,1 225 310 760 1 302

(1) Tableau 4.

min

min

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

d d⁄

Pf2P S+

d-------------------= pour des ailettes régulières

Pf

2P1 2P2 S++

d---------------------------------------= pour des ailettes alternées

d

Cf 3,5 pour la pollution 1 et 2

C f 4 pour la pollution 3

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(0)

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

1.3 Conditions de construction liéesaux effets thermiques du courant

Le passage du courant dans les conducteurs en câble ou en tube(connexions de lignes ou jeux de barres) provoque un effetthermique ayant pour conséquences :

— un allongement des conducteurs ;— une perte des caractéristiques de tenue mécanique des

conducteurs ;— un vieillissement des contacts électriques.

Il convient donc de dimensionner les conducteurs et les contactsde façon à limiter l’échauffement dans les trois régimes defonctionnement électrique du poste.

1.3.1 Régime permanent

Il est caractérisé par le courant qui traverse les câbles ou les tubespendant une durée illimitée. Afin de limiter la perte des caractéris-tiques de tenue mécanique des conducteurs à 10 % de la valeur derupture, la température de fonctionnement doit être inférieure à85 oC pour les câbles et 95 oC pour les tubes.

Tableau 4 – Niveaux de pollution

Classe de

pollution

Longueur de ligne de fuite minimale

unitaire Exemples d’environnements

Salinité équivalente S (3)

(cm/kV) (kg/m3)

1faible

1,6

Zones sans industries et avec une faible densité d’habitations équipées d’installations dechauffage

S < 7

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

2moyen

2,0

Zones avec industries ne produisant pas de fumées particulièrement polluantes et/ou avecune densité moyenne d’habitations équipées d’installations de chauffageZones à forte densité d’habitations et/ou d’industries mais soumises fréquemment auxvents et à des chutes de pluiesZones exposées au vent de mer, mais pas trop proches de la côte [distances d’au moinsquelques kilomètres (2)]

3fort

2,5

Zones à forte densité d’industries et banlieues de grandes villes avec une forte densitéd’installations de chauffage polluantesZones situées près de la mer ou en tout cas exposées à des vents relativement forts venantde la mer

4très fort

3,1

Zones généralement peu étendues, soumises à des poussières conductrices et à desfumées industrielles produisant des dépôts conducteurs particulièrement épaisZones généralement peu étendues, très proches de la côte et exposées aux embruns et auxvents très forts et polluants venant de la merZones désertiques caractérisées par de longues périodes sans pluie, exposées aux ventsforts transportant du sable et du sel soumises à une condensation régulière

(1) L’utilisation d’engrais répandus par pulvérisation ou le brûlage des terres moissonnées peuvent conduire à un niveau de pollution plus élevé à cause de la dis-persion par le vent.

(2) Les distances au rivage dépendent de la topographie de la zone côtière et des conditions extrêmes de vent.(3) Cette salinité est donnée seulement à titre indicatif.

min

7 S 20<

20 S 80<

S 80

Tableau 5 – Valeur du coefficient multiplicateur fde la longueur minimale de ligne de fuite en fonction

du diamètre ∅m de l’isolateur

∅m .................. cm < 30 30 et 50 > 50

f ............................ 1 1,1 1,2

Figure 2 – Caractéristiques de profil de l’isolateur

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(0)

La température des conducteurs est calculée, pour un courantpermanent donné, au moyen de la formule développée en [D 4 574].

Pour ce calcul, les températures ambiantes sont celles observéesdans les pays considérés. En France métropolitaine, elles sontprises respectivement égales à :

• 30 oC en été ;• 15 oC en hiver 1 ou 5 oC en hiver 2 (selon la période de l’hiver

considérée).

1.3.2 Régime de surcharged’une durée maximale de 20 min

Il est caractérisé par un courant qui peut traverser les câbles oules tubes pendant une durée inférieure ou égale à 20 min après unfonctionnement en régime permanent maximal. Cette durée, retenuepour les réseaux français, permet aux exploitants d’effectuer lesmanœuvres nécessaires pour revenir à une situation normale duréseau après avaries.

La température de fonctionnement est limitée à 100 oC pour lescâbles et à 110 oC pour les tubes, les températures initiales étantrespectivement de 85 et 95 oC au début du régime de surcharge.

1.3.3 Régime de court-circuit

Il est caractérisé par un courant de court-circuit qui traverse le câbleou le tube pendant une durée égale au temps de fonctionnementdes protections contre les courts-circuits et les défauts d’isolement.La température des tubes et des câbles ne doit pas dépasser 220 oCà partir de températures initiales égales à 100 oC pour les câbleset 110 oC pour les tubes, correspondant à la limite du régime desurcharge pendant 20 minutes.

Le passage d’un courant de défaut important, mais pendant untemps très court, dans une connexion provoque une élévation dela température de celle-ci que l’on calcule en régime adiabatique enfonction du produit I

2t, I étant la valeur du courant de défaut(cf. [D 4 574]).

1.4 Conditions de constructionliées à la sécurité du personnel d’exploitation

Il convient de préciser que les distances de construction desouvrages relèvent de trois types de considérations :

— la tenue électrique qui est définie par la tenue aux surtensionsatmosphériques et la tenue aux surtensions de manœuvre, dans lecadre de la coordination de l’isolement (tableau 1), les distancesentre phase et masse et entre phases qui en découlent (tableau 2)déterminant l’encombrement minimal de l’ouvrage ;

— les méthodes d’entretien liées à l’outillage et aux modesopératoires ; les distances de travail évoluent en fonction desmoyens d’intervention ; elles déterminent en grande partiel’encombrement des ouvrages ;

— le domaine réglementaire (arrêté interministériel du2 avril 1991, UTE C 18-510) révisable périodiquement et incluant,entre autres, les évolutions techniques dans les modes opératoires.

La nécessité, pour le personnel d’exploitation et d’entretien, depouvoir circuler et d’intervenir dans le cadre de ses attributions, enn’importe quel point du poste et en toute circonstance, a conduit àdéfinir des distances dites de sécurité.

Une personne travaillant ou circulant à proximité des pièces soustension ne doit pas engager soit la distance minimale d’approcheDMA, soit la distance minimale entre phase et masse DM (§ 1.2.1)de l’échelon de tension considéré.

Les indications suivantes concernent les travaux conventionnels,c’est-à-dire sur ouvrages hors tension mais à proximité de piècespouvant être sous tension, effectués par du personnel habilité(exploitant ou organisme d’état) ou non habilité surveillé par dupersonnel habilité.

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

On suppose une structure classique d’ouvrage avec des moyensstandards d’intervention.

Des dispositions constructives particulières (écran à demeure,disjoncteur débrochable, etc.) ou des moyens spécifiques d’inter-vention peuvent être de nature à lever certaines de ces contraintesde distance.

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

ParamètreProfil déclaré conforme

sans justification particulière

Profil devant êtresoumis à l’accord (1)

Profil refusé

Distance minimale entre ailettes C C < 20 mm

Rapport du pas à la profondeur de l’ailette

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

Différence (P1 – P2) entre profondeur de 2 ailettes

Angle d’inclinaison des ailettes

Facteur de profil P f : pour pollution 1 ou 2 P f > 0,8

pour pollution 3P f > 0,7

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

C 30 mm 20 mm C 30 mm <

SP-----

SP----- 0,8 0,65

SP----- 0,8<

SP----- 0,65<

d

C-------

d

C------- 4 4

d

C------- 5<

d

C------- 5

P1 P2– 15 mm P1 P2 15 mm –

α 5°

Pf2P S+

d-------------------= pour ailettes régulières

Pf

2P1 2P2 S++

d---------------------------------------=

pour ailettes alternées

Pf 0,8

Pf 0,7

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Construction et équipements

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

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

1. Implantation .............................................................................................. D 4 575 — 2

2. Génie civil .................................................................................................. — 22.1 Plate-forme................................................................................................... — 32.2 Voies de circulation ..................................................................................... — 42.3 Fondations des supports d’appareils ......................................................... — 42.4 Ouvrages pour transformateurs de puissance ......................................... — 52.5 Bâtiments ..................................................................................................... — 62.6 Clôtures ........................................................................................................ — 72.7 Caniveaux de câbles à basse tension ........................................................ — 7

3. Réseau général de terre ......................................................................... — 73.1 Rôle d’une mise à la terre ........................................................................... — 73.2 Principe de conception d’un réseau de terre de poste ............................. — 83.3 Réalisation pratique..................................................................................... — 83.4 Protection contre la foudre ......................................................................... — 93.5 Raccordement des différents équipements au réseau de terre ............... — 93.6 Dispositions particulières............................................................................ — 10

4. Charpentes des postes ........................................................................... — 104.1 Types de charpentes.................................................................................... — 104.2 Conception ................................................................................................... — 104.3 Choix du matériau et protection contre la corrosion................................ — 104.4 Calcul des charpentes.................................................................................. — 11

5. Matériels à haute tension ...................................................................... — 115.1 Sectionneurs ................................................................................................ — 115.2 Disjoncteurs ................................................................................................. — 125.3 Transformateurs de mesure ....................................................................... — 135.4 Condensateurs de couplage des équipements à haute fréquence

et des circuits bouchons.............................................................................. — 135.5 Transformateurs de puissance ................................................................... — 135.6 Parafoudres .................................................................................................. — 13

6. Isolateurs et supports isolants ............................................................ — 136.1 Chaînes isolantes......................................................................................... — 136.2 Supports isolants......................................................................................... — 13

7. Connexions aériennes............................................................................. — 147.1 Connexions aériennes en câbles................................................................ — 147.2 Connexions aériennes en tubes ................................................................. — 167.3 Mise en œuvre des connexions aériennes et des raccords ..................... — 17

8. Liaisons souterraines .............................................................................. — 18


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es postes à haute et très haute tensions (HT et THT) font l’objet de plusieursdossiers :

— Rôle et structure [D 4 570] ;— Dispositions constructives [D 4 572] ;— Construction et équipements [D 4 574] ;— Installations de conduite et de contrôle [D 4 576] ;— Postes sous enveloppe métallique (PSEM) [D 4 590].

Les sujets traités n’étant pas indépendants les uns des autres, le lecteur estdonc invité à se reporter aussi souvent que nécessaire aux autres dossiers.

L

1. Implantation

La décision de construire un nouveau poste est avant tout dictéepar des besoins essentiellement techniques. Une fois cette décisionprise, le problème qui se pose est de trouver, le plus près possibledu point électrique idéal, un terrain suffisamment grand pour yconstruire le poste, et permettre l’arrivée et le départ des lignes.

Le plus intéressant est d’installer le futur poste sur un site prochedes couloirs des lignes existantes, voire si possible à leur inter-section.

Lorsqu’il est impossible de trouver un tel emplacement, le choixdu terrain résulte alors d’un compromis harmonieux entre desfacteurs techniques, économiques, administratifs et environne-mentaux.

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

2. Génie civil

Avant tous travaux, les terrains doivent être étudiés, aménagés etpréparés.

L’équipement électrique des postes nécessite une infrastructurecomposée d’une plate-forme, de routes, pistes, aires de manuten-tion, de fondations supports de charpentes et de matériels élec-triques, de bâtiments, de clôtures et d’ouvrages divers, l’ensembleconstituant le génie civil de ces postes.

Les problèmes d’exploitation sont très présents dans laconception du génie civil. Au cours des années, l’évolution desmatériels et des techniques d’exploitation a entraîné des modifica-tions nombreuses du génie civil pour faciliter l’exploitation desouvrages.

L’étude du génie civil d’un poste commence par une appréciationaussi précise que possible des caractéristiques du sol, le but viséétant de calculer et de réaliser l’ensemble des ouvrages de géniecivil dans les meilleures conditions économiques.

La reconnaissance complète des terrains est confiée à des orga-nismes spécialisés. L’objectif est d’obtenir des renseignementsd’ordre topographique (limites cadastrales, relief) et physique(caractéristiques géologiques et mécaniques des différentescouches composant le sol, présence éventuelle d’eau, etc.).

Une fois les renseignements obtenus, les ouvrages peuvent êtredimensionnés et exécutés. (0)

Tableau 1 – Facteurs pour l’implantation d’un poste

Caractéristiques du site Influence sur le projet Conséquences principales

Terrain disponible Disposition des installations Coût du terrain

Topographie Nombre de plates-formes Volume de terrassement

Caractéristiques géologiques et géotechniques du sol Fondation et réseau de terre Surcoût sur fondations

Hydrologie Influence minime Coût d’un drainage

Accès Influence minime Surcoût de construction

Couloirs des lignes Orientation et disposition des installations Coût des liaisons et influence sur la fiabilité

PollutionDistance d’isolementEncrassement, nettoyageDurée de vie

Coût sur équipements et influence sur la fiabilité

Environnement Dispositions architecturalesChangement du type de poste

Coûts des aménagements paysagersSurcoût pour les bâtiments et les équipements

Sismologie Dispositions particulières Coût des équipements des structures et des fondations

AltitudeAugmentation des distances électriquesSurcharges climatiquesAugmentation du refroidissement et de la ventilation

Coûts des équipements

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2.1 Plate-forme

2.1.1 Nivellement. Terrassement

Les travaux débutent par le décapage de la terre végétale. Si saqualité le permet, celle-ci est stockée en vue de sa réutilisation pourdes aménagements paysagers d’espaces verts, de plus en plus fré-quents. Vient ensuite le nivellement du terrain, c’est-à-dire laréalisation d’une plate-forme sur laquelle seront implantés lesouvrages.

L’utilisation de charpentes et de raccords de jeux de barres norma-lisés implique des plates-formes ne présentant généralement pasune pente supérieure à 5 % dans les deux sens : parallèle et perpen-diculaire aux jeux de barres.

Si les dénivellations du terrain naturel sont trop importantes pouréviter des mouvements de terre de grande ampleur, on est alorsconduit à réaliser plusieurs plates-formes distinctes, sur lesquellesseront répartis les différents éléments du poste.

Les terrassements sont réalisés en s’efforçant de minimiser lesmouvements de terre. Le nivellement est donc calculé, dans lamesure du possible, suivant le critère :

remblais = déblais

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

2.1.2 Traitement de sol

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

Une solution technique, avantageuse économiquement pourrégler les problèmes posés, peut être le traitement de ces sols, soità la chaux, soit au ciment, voire aux deux.

Le traitement à la chaux permet :

— de diminuer la teneur en eau du terrain ;— d’améliorer les caractéristiques à court et long termes de cer-

tains sols (limoneux ou argileux) de qualité médiocre dans leur étatnaturel, permettant ainsi leur réemploi éventuel en remblais ;

— d’exécuter les terrassements dans les meilleures conditions detravail possibles, tout en diminuant la sensibilité du chantier auxintempéries.

L’objet du traitement au ciment est sensiblement identique à celuidu traitement à la chaux (amélioration des caractéristiques initialesdes sols), mais il est surtout utilisé dans le but d’obtenir un dévelop-pement rapide et durable des résistances mécaniques et des stabili-tés du terrain à l’eau et au gel. C’est pourquoi le procédé est utiliséle plus souvent pour la réalisation de couches de forme sous les rou-tes et les pistes.

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

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

2.1.3 Drainage

Le drainage a pour objectif d’assainir les sols trop humides enfavorisant l’écoulement de l’eau retenue en excès dans les terres. Ilconsiste à collecter et à évacuer le plus vite possible les eaux prove-nant des agents atmosphériques (pluie, neige, grêle) et qui circulentà la surface du sol. Il permet ainsi d’éviter les actions néfastes pro-voquées par la stagnation de l’eau sur le sol et sur les ouvrages.

La conception d’un réseau de drainage d’un poste doit obéir à uncertain nombre de principes, dont certains relèvent simplement dubons sens :

— il est tout d’abord nécessaire de délimiter la zone à drainer(bassin versant) ; ce sera la surface du poste si celui-ci est entouréd’un fossé périphérique captant et évacuant les eaux de ruisselle-ment extérieures. Dans le cas contraire, l’ensemble du bassin ver-sant général environnant devra être pris en compte ;

— la réalisation du réseau de drainage suppose l’existence d’exu-toires (fossés, ruisseaux, rivières, etc.). Si ceux-ci s’avèrent insuffi-sants pour évacuer le débit maximal du réseau, il est alorsindispensable de créer un bassin tampon servant à stocker tempo-rairement le trop-plein ;

— une légère pente sur la ou les plates-formes permet d’assurerune évacuation naturelle des eaux de ruissellement et évite ainsi lesproblèmes dus à la stagnation.

Le réseau de drainage est composé de drains principaux dans les-quels viennent se jeter des drains secondaires disposés en anten-nes.

La méthode de dimensionnement du réseau de drainage faitappel à plusieurs facteurs :

— la pluviométrie de la région ;— la topographie du site ;— la période de retour de l’événement atmosphérique (en géné-

ral la pluie).

Les drains suivent habituellement la pente de la plate-forme, etont une pente minimale de 4 % si celle-ci est horizontale. Ils sontpositionnés en amont des ouvrages de génie civil (pistes, cani-veaux, bâtiments, etc.) et à une profondeur si possible hors gel. Ilssont généralement constitués d’une buse en plastique perforée surson demi-périmètre supérieur, entourée de gravillons, le toutenrobé d’un tissu protecteur dénommé géotextile évitant tout col-matage ultérieur.

Le drainage est habituellement réalisé après le nivellement du ter-rain.

Cependant, dans certains cas particuliers, il peut être nécessaired’effectuer en début de chantier un drainage provisoire afin d’assai-nir le lieu de travail et de faciliter l’évolution des engins de terrasse-ment. Ce drainage superficiel est alors réalisé au moyen de petitestranchées remplies de gravillons. Le drainage définitif est, quant àlui, exécuté ultérieurement.

2.1.4 Aménagement de surface

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

Le rôle de ce gravillonnage est double :

— avant tout, il participe, dans le cadre de la conception généraledu réseau de mise à la terre du poste (§ 3), à l’amélioration de lasécurité des personnes, en limitant le courant circulant dans le corpshumain lors d’un défaut électrique ; la présence d’une couche de7 cm de gravillons permet de réduire cette intensité de courant d’unfacteur supérieur à deux ;

— il facilite les déplacements au voisinage des installations etprésente une surface plus propre.

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

Avant épandage des gravillons, il est indispensable d’arroser lessurfaces à gravillonner avec un produit désherbant non toxique etnon corrosif pour le cuivre du circuit de terre. Cette application nedoit cependant pas risquer de polluer les nappes phréatiques pro-ches du sol ou ruisseler dans les terrains cultivés contigus. Unedeuxième application sera faite après gravillonnage.

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

2.2 Voies de circulation

2.2.1 Route d’accès et routes intérieures

Un tronçon routier appelé route d’accès relie le poste à desservirdepuis son portail d’entrée jusqu’à la voie publique.

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

La largeur de la chaussée est déterminée en fonction de celle desessieux des véhicules les plus encombrants, en prenant de part etd’autre une sécurité de 0,50 m. Une largeur de 4,50 m est générale-ment adoptée.

La charge maximale par ligne d’essieu pour les convois utilisésactuellement est de l’ordre de 15 t pour une pression des pneus de0,9 MPa.

Les routes peuvent être construites selon deux techniques :

— une chaussée souple, constituée par un empilage de maté-riaux pierreux distincts, disposés en couches, recouvert d’un revête-ment à base de goudron ou de bitume ;

— une chaussée rigide, composée de dalles en béton armé de18 cm d’épaisseur, reposant sur une ou plusieurs couches de maté-riaux (en fonction de la qualité du sol sous-jacent) qui assurent uneassise convenable à ces dalles.

2.2.2 Pistes

Les pistes de circulation forment un réseau routier secondaireintérieur au périmètre de l’ouvrage et permettent d’accéder aux cel-lules des installations à haute tension.

Les véhicules qui doivent circuler sur ces pistes sont ceux utiliséspour le transport et la manutention de l’appareillage, à savoir descamions, des camionnettes et des grues automotrices.

La largeur des pistes est déterminée en fonction de l’empattementde ces véhicules en tenant compte d’une surlargeur de sécurité de0,35 m de part et d’autre ; on obtient ainsi une largeur de 3,20 m.

Les pistes sont réalisées pour une charge de 10 t par essieu avecune pression des pneus de 0,75 MPa. Elles sont construites suivantla technique de la chaussée rigide (§ 2.2.1) mais avec des dalles debéton armé moins épaisses (12 cm).

2.2.3 Aires de manutention

Elles sont disposées en antennes des pistes et situées entre lesphases des cellules à haute tension. Elles servent à l’évolution desengins utilisés pour la manutention des appareils (disjoncteurs,transformateurs de mesure, etc.), et lors des opérations d’entretienou de réparation.

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

2.3 Fondations des supports d’appareils

Les structures métalliques, destinées à supporter l’appareillage àhaute et très haute tensions ou les connexions tendues dans les pos-tes, sont fixées au sol par l’intermédiaire de fondations massives enbéton que l’on appelle communément massifs.

On distingue généralement :

— les massifs des charpentes principales, qui sont les portiquesd’ancrage des lignes aériennes et des connexions tendues en câblesdu poste. Les efforts appliqués varient selon la disposition des arri-vées de lignes ;

— les massifs des charpentes secondaires, qui sont les châssissupports d’appareillage à haute et très haute tensions ou de colon-nes isolantes. Les efforts exercés sont connus et bien déterminés.

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

Le type de massif de fondation est également fonction des carac-téristiques du terrain. Bien qu’aucune règle générale ne puisse êtreénoncée en ce qui concerne le type de fondation à employer, quel-ques idées directrices peuvent néanmoins être données :

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

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

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

Le principe de cette méthode est de vérifier deux conditions :

— la stabilité au renversement ;

— la pression maximale en fond de fouille.

Les poteaux de charpente sont reliés au massif par l’intermédiairede platines horizontales situées à leur base (figure 1). Ces platinessont fixées sur des tiges communément appelées crosses, préscel-lées dans le béton du massif, mises en place à l’aide d’un gabaritpendant le coulage, et filetées à leur extrémité supérieure. Leréglage de verticalité de l’axe de la charpente s’effectue par un écrousitué sur la platine et serré sur le filetage. Les écrous supérieursassurent le blocage.

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2.4 Ouvrages pour transformateurs de puissance

2.4.1 Massifs de repos

Les massifs de repos sont déterminés par le mode de manuten-tion, les dispositions constructives des transformateurs (§ 5.5) et lerespect des distances minimales au sol des parties sous tension.

Deux types de dispositions constructives existent :— pour les transformateurs équipés de galets de roulement, en

nombre variable suivant l’importance de la charge (autotransforma-teurs 400 kV/225 kV et transformateurs 225 kV/HT et 225 kV/MT), lesmassifs sont constitués de longrines en béton armé couronnées derails de type SNCF assurant la double fonction de voie de roulementet de repos ;

— pour les transformateurs non munis de galets de roulementmais d’un châssis permettant leur ripage sur les massifs (transfor-mateurs 400 kV/HT, 90 kV/MT et 63 kV/MT), les massifs sont alorsconstitués de longrines lisses en béton armé.

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

2.4.2 Insonorisation

L’implantation d’unités de transformation à proximité de maisonsd’habitation peut conduire à prendre des précautions pour réduire leniveau de bruit en façade de ces habitations. Différentes solutionspeuvent être utilisées :

— des modifications d’implantation :• éloignement des transformateurs,• changement d’orientation des aéroréfrigérants,• implantation des bâtiments du poste de façon à faire obstacle,• orientation par rapport aux régimes de vents dominants ;

— l’installation de transformateurs particuliers à bruit réduitfabriqués spécialement par les constructeurs ;

— l’utilisation de dispositifs insonorisants, qui sont au nombre de4 et dont le tableau 2 indique l’efficacité acoustique :

• l’écran, ou mur pare-son, qui est un panneau continu en maté-riau absorbant sonique qui entoure le transformateur sur un, deuxou trois côtés ;

• la cheminée qui est la juxtaposition de quatre écrans entou-rant complètement le transformateur,

• si des affaiblissements acoustiques importants sont nécessai-res, la construction d’une enceinte en maçonnerie complètementfermée, seule solution satisfaisante ; cette disposition nécessiteune ventilation mécanique forcée du local avec mise en place desilencieux à l’aspiration et au refoulement.

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2.4.3 Protection contre l’incendie

L’installation de transformateurs dans les postes entraîne l’adop-tion d’un certain nombre de précautions destinées à limiter l’exten-sion d’un incendie ayant pris sa source dans l’appareil.

Les dispositions mises en œuvre sont fonction de la situationgéographique du poste et de la position du transformateur par rap-port aux habitations voisines.

2.4.3.1 Zone d’habitation à plus de 20 m du transformateur

2.4.3.1.1 Murs de protection contre l’incendie

Ils ont pour buts essentiels d’éviter la propagation aux appareilsvoisins d’un incendie éventuel se déclarant dans un transformateur,ainsi que de permettre l’approche du foyer aux équipes chargées delutter contre l’incendie.

Placés de part et d’autre de chaque transformateur, ces murs ontdes dimensions telles (hauteur et largeur) qu’ils débordent large-ment les transformateurs. Ils sont constitués par des ossaturespréfabriquées en béton armé comportant des glissières verticalesdans lesquelles sont introduites des dalles préfabriquées en bétonarmé ou non. En aucun cas, il ne doit être fait appel à des ossa-tures métalliques qui présentent un risque de grande déformationsous l’effet d’une chaleur intense, entraînant la destruction du murpare-feu.

Associés aux dispositifs insonorisants évoqués précédemment,ces murs contribuent également à contrarier la propagation du bruitrésultant du fonctionnement des transformateurs et de leurs acces-soires.

2.4.3.1.2 Fosse de réception d’huile

Pour respecter la réglementation en vigueur sur le rejet deshydrocarbures en milieu naturel (décret no 77-254 et norme NF C13-000), il est nécessaire de disposer d’une fosse étanche de récupéra-tion.

Le dispositif global de récupération d’huile des transformateursse compose de plusieurs éléments (figure 2) :

— au niveau du banc de transformation, un bac de récupérationavec un caniveau collecteur et un regard décanteur ;

— des canalisations d’évacuation en acier avec revêtement inté-rieur en ciment ;

— un siphon coupe-feu intercalé sur le tracé des canalisations sila longueur des tuyaux d’évacuation est inférieure à 20 m ;

— une fosse de réception d’huile déportée couverte, comprenantune partie séparateur d’huile-eau et un compartiment récupérateurd’huile. Cet ensemble assure, par gravité, la séparation de l’huile etde l’eau et permet de recueillir l’huile, évitant ainsi tout risque derejet de celle-ci vers l’extérieur.

Figure 1 – Massif et fixation des platines de charpentes

Tableau 2 – Efficacité acoustique de dispositifs insonorisants

Dispositif insonorisantAffaiblissement

[dB (A)]

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

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

Enceinte en maçonnerie............

db (A) : décibel « filtre A »

A 15

10 A 15

A 20

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Postes a haute et tres haute tensions

Installations de conduite et de controle

par Franck-Yves DUPRIEZIngenieur de l’Ecole nationale superieure d’arts et metiersChef de la Division systemes de controle-commande local au Centre national d’expertisereseau (CNER) de RTE (Reseau de transport d’electricite)

1. Principes generaux ......................................................................... D 4 576v2 – 21.1 Notion de tranche electrique.............................................................. — 21.2 Separation des tranches electriques.................................................. — 31.3 Notion de tranches communes .......................................................... — 31.4 Notion de services auxiliaires............................................................ — 4

2. Repartition des elements de la tranche BT ................................ — 42.1 Presentation des equipements........................................................... — 42.2 Installation de la tranche BT dans le poste ....................................... — 4

2.2.1 Batiments de relayage exterieurs............................................ — 4

2.2.2 Batiment de relayage centralise .............................................. — 4

2.2.3 Utilisation des diverses dispositions en France ..................... — 5

3. Mise en œuvre des elements de la tranche BT.......................... — 53.1 Historique et caracteristiques des differentes fileries....................... — 6

3.1.1 Palier de controle-commande electromecanique ................... — 6

3.1.2 Palier de controle-commande statique ................................... — 6

3.1.3 Palier de controle-commande numerique .............................. — 73.2 Technologies actuelles de realisation et d’installation

des equipements ................................................................................ — 8

3.2.1 Technologie statique................................................................ — 8

3.2.2 Technologie numerique ........................................................... — 9

4. Services auxiliaires......................................................................... — 124.1 Role des services auxiliaires .............................................................. — 124.2 Degre de securite a obtenir................................................................ — 144.3 Unites d’auxiliaires UA ...................................................................... — 14

4.3.1 Generalites ............................................................................... — 14

4.3.2 Distribution des services auxiliaires ....................................... — 15

4.3.3 Dimensionnement.................................................................... — 154.4 Organisation des alimentations des UA............................................ — 15

4.4.1 Alimentations normales a courant alternatif .......................... — 15

4.4.2 Alimentation de secours a courant alternatif ......................... — 15

4.4.3 Alimentations a courant continu............................................. — 15

5. Perspectives d’avenir ..................................................................... — 15

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

L’ensemble des postes a haute et tres haute tensions fait l’objet de plusieursdossiers :

– « Role et structure » [D 4 570] ;– « Dispositions constructives » [D 4 572] ;– « Construction et equipements » [D 4 575] ;– « Installations de conduite et de controle » [D 4 576v2] ;– « Postes sous enveloppe metallique (PSEM) » [D 4 590] ;

Dans les postes electriques haute et tres haute tensions, denommes posteHTB, du reseau electrique francais, depuis une trentaine d’annees, les installa-tions de controle et de conduite ont subi de nombreuses evolutions, en particu-lier deux changements majeurs de technologies.

Toute reproduction sans autorisation du Centre francais d’exploitation du droit de copieest strictement interdite. – © Editions T.I. D 4 576v2 – 1

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En plus de la description des principes de conception generiques, ce dossierfait un historique de ces evolutions depuis le premier palier de controle-com-mande electromecanique, puis decrit de maniere detaillee les paliers decontrole-commande statique (le plus repandu dans les installations existantes)et numerique (qui constitue aujourd’hui le standard de l’offre des fournisseurs).

Definition des niveaux de tension electrique

Une ancienne norme utilisait les appellations THT (400, 225 et 150 kV), HT (90, 63 kV) etMT (20 kV), que l’on peut encore trouver dans certains textes.Aujourd’hui, l’UTE C18-510 definit la gamme de tensions electriques rencontrees sur lesreseaux comme suit :

– HT, decline en HTB (tensions superieures a 50 000 V (ou 50 kV) alternatifs) et HTA(tensions comprises entre 50 000 et 1 000 V alternatifs) ;– BT : tension inferieure a 1 000 V alternatifs.

On trouve sur le reseau de transport d’electricite francais des installations de niveauHTB3 (400 kV), HTB2 (225 ou 150 kV) et HTB1 (90 ou 63 kV).Le niveau de tension HTA (typiquement 20 kV) est reserve aux reseaux de distributionelectrique, qui ne font pas l’objet de ce dossier.Le domaine de tension BT cite dans ce dossier integre exclusivement les circuits decontrole-commande des postes HTB.

1. Principes generaux

Les installations de conduite et de controle d’un poste ont pourbut d’assurer la conduite (locale ou a distance), la surveillance, laprotection et la reprise de service apres incident sur le reseau elec-trique en agissant au niveau de differents constituants du poste :

– les constituants assurant le raccordement d’extremites des liai-sons de transport et de distribution y aboutissant ;

– les constituants internes aux postes comme les jeux de barresou les transformateurs de puissance.

Pour ce faire, un poste est structure en differentes fractions ras-semblant un ensemble de materiels et de circuits a haute et bassetensions, lie geographiquement et fonctionnellement a une partiedeterminee du poste.

1.1 Notion de tranche electrique

Chacune de ces fractions appelee tranche electrique (figure 1) estorganisee de telle maniere qu’elle puisse etre totalement isolee dureste de l’installation. Les limites d’une tranche sont definies par lefait que cet isolement ne doit pas compromettre le fonctionnementet le controle des autres installations qui restent en service.

Une tranche electrique comprend (figure 2) :

– une tranche haute tension, appelee egalement cellule, consti-tuee par l’ensemble du materiel HT (disjoncteurs, sectionneurs,transformateurs et reducteurs de mesure), par les liaisons HT(jeux de barres ou cables de puissance), mais aussi par les equipe-ments du reseau (materiel et liaisons BT) qui permettent la com-mande et le fonctionnement du materiel HT ;

– une tranche basse tension, constituee par le materiel et les cir-cuits BT destines a la conduite et au controle de la fraction du posteconsideree.

Une tranche basse tension se decompose en deux parties :

– la partie controle est constituee par des equipements assurantla surveillance, la protection et la reprise automatique de service del’installation ;

– la partie conduite est constituee par des equipements situesdans le batiment de commande du poste, qui permettent laconduite de la tranche electrique, a savoir :

la realisation de commandes et l’acquisition, en retour, dessignalisations de position des appareils des tranches hautetension et des automatismes (ouvert/ferme, en/horsservice…) ;

l’acquisition de signalisation de certaines informations per-mettant l’exploitation des tranches electriques ;

la restitution de l’etat de grandeurs electriques analogiques(tension, courant, puissance active/reactive) fournies par desequipements de telemesure.

La partie conduite rassemble des dispositifs permettant de s’in-terfacer avec la tranche controle pour realiser le raccordement al’equipement de teleconduite du poste, au consignateur d’etat quiassure l’acquisition et la restitution chronologique des signalisa-tions des equipements de controle du poste. La partie conduite per-met egalement d’alimenter une interface homme-machine (tableausynoptique ou poste operateur informatique graphique) pour assu-rer les fonctions de conduite locale des tranches electriques.

Chaque tranche a un fonctionnement independant et se trouvereliee dans le batiment de commande aux equipements de telecon-duite et aux automatismes centralises du poste (figure 2).

La teleconduite du poste permet de realiser les fonctions deconduite depuis un site distant sans deplacer un operateur. Ellepermet egalement de disposer du niveau d’information neces-saire pour assurer la surveillance et la sauvegarde des materiels,ainsi que la securite des personnes, grace a un systeme d’alar-mes hierarchisees. Les commandes distantes s’effectuent demaniere centralisee depuis un dispatching regional ou un pupi-tre de commande groupe (PCG), a l’aide de consoles deconduite. Le systeme est concu de telle maniere que la com-mande ne puisse etre realisee que depuis un seul lieu a la fois,notamment pour des questions de securite. Le poste sans per-sonnel d’exploitation est denomme dans ce contexte « posteasservi » (PA).

Les automatismes centralises exercent des fonctions necessi-tant une action coordonnee des automatismes des differentestranches, ce qui justifie de les positionner en amont de l’inter-face avec les differentes tranches BT.

POSTES A HAUTE ET TRES HAUTE TENSIONS –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

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1.2 Separation des tranches electriques

Les definitions enoncees (§ 1.1) impliquent que chaque trancheelectrique puisse etre isolee de toutes les sources d’alimentation,haute tension et basse tension, directes ou indirectes, qui lui sontraccordees.

Ces operations de separation des tranches sont notammentnecessaires lorsqu’une tranche est en phase de consignation.

La consignation est un ensemble d’operations destinees aassurer la protection des personnes et des ouvrages contre lesconsequences de tout maintien accidentel ou de tout retour inat-tendu de la tension sur cet ouvrage, pendant l’intervention d’unoperateur.

La consignation d’une tranche haute tension s’effectue parouverture des sectionneurs encadrant la tranche (realisation d’unecoupure electrique visible) et par mise a la terre des appareils etdes circuits sur lesquels on desire intervenir.

La consignation d’une tranche basse tension est assuree :

– par la fermeture de courts-circuiteurs de courant situes ausecondaire des reducteurs de courant ;

– par l’ouverture des circuits de tension au niveau de coffrets defusibles situes au secondaire des reducteurs de tension ;

– par l’ouverture d’un interrupteur de consignation de tranche(ICT) permettant de s’affranchir de toute source d’alimentationinterne a la tranche.

1.3 Notion de tranches communes

Certaines fonctionnalites de postes sont communes a plusieurstranches electriques ou ne sont pas directement rattachees a l’uned’elles. Les tranches basse tension qui les traitent sont regroupees

Tranche

BTTranche

BT

Tranche

HT

Tranche

HT

Tranche nTranche 1

Conduite Conduite

Contrôle Contrôle

Appareils

et circuits

HTB, HTA et BT

Appareils

et circuits

HTB, HTA et BT

Téléconduite et automatismes

centralisés du poste

Figure 2 – Structure d’une tranche electrique

TCT

TS

TBO II

D

STT

TATL TL TL TL

TTR2

TTR1

TTSATP

MALT

TC

TCo

TBO I

Poste HTB2

ou HTB3

Poste HTB1

TBO

D

MALT

S

TC

TCT

TP

TT

mise à la terre

disjoncteur

sectionneur

transformateur de courant

transformateur condensateur de tension

transformateur de puissance

transformateur ou réducteur de tension

tranche liaison centraleTA

TBO

TCo

TL

TS

TTR

TTSA

tranche contrôle de barres omnibus

tranche couplage

tranche ligne

tranche sectionnement

tranche transformateur de puissance

tranche transformateur de services auxiliaires

Figure 1 – Differents types de tranches electriques

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– POSTES A HAUTE ET TRES HAUTE TENSIONS

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sous le terme generique de « tranches communes ». Il s’agit princi-palement de :

– la tranche generale qui regroupe les fonctions de securite, lesfonctions facilitant l’exploitation du poste ainsi que la surveillancedes alimentations electriques continues du poste (signalisations,alarmes, mode d’exploitation du poste, appels telephoniques, eclai-rage, gestion de la presence d’un intervenant sur site etc.) ;– la tranche « surveillance services auxiliaires » (§ 1.4 et § 4), char-

gee d’assurer l’alimentation alternative, secourue ou non des mate-riels installes dans le poste (eclairage, chauffage, appareillage HT,chargeurs de batteries) ;– la tranche « protection de site », chargee de prendre en compte

les informations relatives au controle des acces et a la detectiondes intrusions physiques sur le site.

1.4 Notion de services auxiliaires

L’exploitation d’un poste et la gestion des differentes tranches quile constituent necessitent la mise a disposition de differentes for-mes d’energie. Les installations elaborant et distribuant cette ener-gie sont appelees services auxiliaires (§ 4).

L’importance des services auxiliaires est vitale, car leur perte peutentraıner la perte totale du poste.

2. Repartition des elementsde la tranche BT

L’ensemble du materiel et des liaisons de la tranche HT se situedans la partie exterieure du poste. En ce qui concerne la tranche BT,les dispositions pratiques d’installation dans le poste sont mar-quees par des particularites propres a chaque entreprise de trans-port d’electricite. Neanmoins, certaines dispositions generales depresentation des equipements sont respectees par tout le monde.

2.1 Presentation des equipements

Le materiel constituant la partie controle est installe de manieregenerale en armoires dites de protection sur lesquelles sont fixesles divers equipements : calculateur de tranche, equipements deprotections et d’automatismes presentes en tiroir (racks 19 poucesde largeur).

Jusque dans les annees 1980, on a utilise egalement une presen-tation sur chassis metalliques, recevant des materiels presentes encoffret. Il en subsiste encore aujourd’hui un certain nombre dansles postes en exploitation.

La partie conduite s’appuie :

– pour la technologie statique, sur des paniers d’interface instal-les dans des armoires a acces avant/arriere ; un tableau synoptiqueest fixe sur les portes de ces armoires, elles-memes disposees demaniere a ce que le tableau synoptique global soit le reflet duschema electrique du poste ;– pour la technologie numerique, sur un calculateur de site et un

PC industriel assurant la fonction de poste operateur d’IHM (inter-face homme-machine). L’ensemble est installe dans l’armoire sys-teme central.

2.2 Installation de la tranche BTdans le poste

L’emplacement, dans un poste, des divers elements constituantles installations BT est fonction de la solution adoptee dans laconception de l’ouvrage.

Pour les equipements de controle, il existe deux dispositions :

– la premiere etant l’installation en batiments de relayageexterieurs ;– la seconde, l’installation dite en batiment de relayage centra-

lise, localise dans une partie du batiment de commande.

Les equipements de la partie « conduite » sont toujours situesdans le batiment de commande.

2.2.1 Batiments de relayage exterieurs

Les parties « controle » des tranches sont situees, a proximite del’appareillage a haute tension controle, dans des batiments derelayage (figure 3).

Chaque batiment de relayage peut contenir plusieurs tranches« controle » et des equipements communs a ces tranches qui sont(figure 4) :

– la batterie d’alimentation 48 V, situee dans le local batterieaccessible en face arriere du batiment ;– les materiels du chassis commun situe en fond du batiment

(enregistreur de perturbations, chargeur 48 V, coffret de distribu-tion du 48 V) ;

– le poste telephonique, appele TPG, situe a l’entree immediatedu batiment de relayage.

Les circuits BT, emanant des coffrets de raccordement des appa-reils de chaque tranche HT, sont diriges par tranchee et par cani-veau vers le batiment de relayage ou ils aboutissent dans lesarmoires de tranches controle (armoires repartiteur ou armoiresprotection-repartiteur de filerie).

La liaison entre la partie controle et la partie conduite situee dansle batiment de commande est realisee par un cable a quartes (cablede technologie « telephonique » de capacite 112 x 4 cables = 112 quar-tes), cheminant dans un caniveau collecteur ou par un reseau defibres optiques pour les technologies recentes (numerique).

2.2.2 Batiment de relayage centralise

Les parties « controle » des tranches sont installees dans unesalle generale de relayage, placee a proximite de la salle deconduite (figures 5 et 6).

APR

BC

BR

I

BR BR

Cellule

1 2 3 4 5 6 n

APR

BC

BR

I

armoires de protection et répartiteur de filerie d’une tranche HT

bâtiment de commande

bâtiment de relayage pour deux tranches

caniveau collecteur des câbles BT

Figure 3 – Principe d’installation en batiment de relayage exterieur

POSTES A HAUTE ET TRES HAUTE TENSIONS –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Toute reproduction sans autorisation du Centre francais d’exploitation du droit de copieest strictement interdite. – © Editions T.I.D 4 576v2 – 4

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Postes sous enveloppe métallique (PSEM)

par Jean-Pierre TAILLEBOISIngénieur au Centre National d’Expertise Réseaux du Gestionnaire du Réseau de Transport d’Électricité

’appareillage sous enveloppe métallique à isolation gazeuse (SEM)permet de réaliser tous les types de postes à haute et très haute tensions

dont le rôle et la structure sont définis dans un autre fascicule. Il se distingue despostes conventionnels par une technique originale d’isolation électrique de cha-que phase par rapport à la masse et directement entre phases dans le casd’appareillage de conception triphasée.

L’intérêt primordial de cette technique est sa compacité obtenue par le rem-placement de l’air atmosphérique par un gaz à forte rigidité diélectrique. Le gazaujourd’hui universellement utilisé est l’hexafluorure de soufre (SF6). Celui-ci estmaintenu sous pression, ce qui permet une importante réduction des distancesd’isolement nécessaires pour satisfaire à la tenue des tensions permanentes ettemporaires susceptibles d’apparaître en exploitation. Le SF6 assure l’isolationdes phases par rapport à la masse, des phases entre elles et entre les contactsouverts des disjoncteurs et des sectionneurs.

Pour ce faire, les appareils et leurs raccordements sont enfermés dans desenveloppes étanches dans lesquelles le SF6 est confiné sous pression. Chaquephase peut être enfermée dans une enveloppe ou les trois phases peuvent êtreregroupées dans une enveloppe unique, principalement pour les plus faiblesniveaux de tension. Ces enveloppes, reliées électriquement à la terre, assurent lasécurité des personnes vis-à-vis du risque de proximité électrique. Il en résulteégalement que la tenue diélectrique est insensible aux conditions climatiques etaux pollutions industrielles ou marines.

Sa grande flexibilité d’installation permet de l’utiliser pour réaliser l’exten-sion d’un poste ouvert si la place disponible est réduite. Certains, même en420 kV, ont été installés en caverne ou sur une plate-forme située à plusieursmètres du sol.

Ses dimensions réduites permettent de l’installer en bâtiment et même enétage ou en sous-sol. Certains postes peuvent même être totalement enterrés.Dans ces conditions, un poste SEM raccordé au réseau électrique par câbles

1. Émergence des postes SEM .................................................................. D 4 590 – 2

2. Paramètres de conception et de dimensionnement ...................... — 2

3. Contraintes spécifiques aux appareillages SEM ............................. — 5

4. Sécurité des personnes .......................................................................... — 7

5. Solutions technologiques...................................................................... — 8

6. Grandeurs caractéristiques................................................................... — 12

7. Méthodes de diagnostic et de surveillance ...................................... — 13

8. Place des postes SEM dans les réseaux de transport d’électricité — 14

9. Perspectives d’évolution ....................................................................... — 16


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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS _______________________________________________________________________________________________


enterrés s’insère de manière particulièrement discrète dans un environnementurbain.

Toutefois, lorsqu’il n’existe pas de contraintes d’installation ou d’environne-ment, le matériel isolé dans l’air reste une solution plus économique et plusaisée à dépanner en cas d’avarie, en particulier en permettant d’utiliser les tech-niques de travail sous tension qui ne sont pas applicables aux matériels SEM.

L’article Postes à haute et très haute tensions fait l’objet de plusieurs fascicules :— Rôle et structure [D 4 570] ;— Installations de conduite et contrôle [D 4 576] ;— Dispositions constructives [D 4 572] ;— Construction des postes et installation des composants [D 4 574] ;— Postes sous enveloppe métallique (PSEM) [D 4 590] ;— Postes intérieurs modulaires à haute et très haute tensions [D 4 591] ;

et les sujets traités n’étant pas indépendants les uns des autres, le lecteur devra assez souventse reporter aux autres fascicules.

Le présent fascicule se réfère également aux fascicules :— Transformateurs de mesure [D 4 720] ;— Appareillage électrique d’interruption à haute tension [D 4 700] à [D 4 703] ;— Lignes et postes : choix et coordination des isolements [D 4 750].Les renvois à ces fascicules seront notés, en cours du texte, par leur numéro.

1. Émergence des postes SEM

Au début des années soixante, la croissance importante de laconsommation d'électricité a conduit à reconsidérer la distributionde l'énergie électrique dans les grandes agglomérations. Ainsi, enFrance, la tension de 245 kV, qui jusqu'alors était utilisée exclusive-ment pour le transport, est devenue progressivement une tensionpour l'alimentation directe des réseaux de distribution, dans lesgrandes agglomérations ou dans les zones proches de ces dernières(cf. [D 4 570]).

Cette réorganisation de la distribution de l'énergie a fait apparaî-tre la nécessité de disposer d'appareillage à haute tension d'encom-brement aussi faible que possible ; ce faible encombrement sejustifie par le coût des terrains en zone urbaine et, indépendammentdu coût, par la difficulté de trouver des surfaces suffisantes là oùl'on en a précisément besoin.

Il a été fait appel à une nouvelle technique d’appareillage appeléesous-enveloppe métallique (SEM). La particularité de ce type deposte réside dans le fait que les différents appareils (disjoncteurs,sectionneurs, jeux de barres, transformateurs de mesure, etc.), lesliaisons entre ces appareils et les jeux de barres nécessaires à saconstruction sont enfermés dans des enceintes métalliques étan-ches (enveloppes) mises à la terre.

L'isolation est réalisée par un gaz sous pression qui assure à lafois l'isolement à la masse et l'isolement entre l'entrée et la sortiedes appareils de coupure et d'interruption. De ce fait, on obtient uneréduction très importante de l'encombrement. Le rapport de la sur-face au sol occupée par un poste ouvert à celle d'un poste SEMassurant les mêmes fonctions est d’environ 5 à 10 pour la partieappareillage seule. Cette réduction dépend de la tension et du modede raccordement au réseau. Rapportée à un poste complet, la réduc-tion est inférieure car elle dépend de la surface occupée par lesautres composants (transformateurs, cellules moyenne tension, sal-les de relayage et de commande, atelier d’énergie…) et les dégage-ments et circulations nécessaires aux accès.

L'idée de cette technologie est en fait assez ancienne : les premierspostes à encombrement réduit, en haute tension, sont apparus en1930 en Angleterre ; de 1950 à 1960, quelques postes isolés soit avecde l'huile, soit avec de l'air comprimé ont été réalisés, mais leur nom-bre est demeuré longtemps très limité (de l'ordre d'une dizaine).

En France, les études ont commencé en 1960, les constructeursfaisant appel, pour l'isolation, soit à l'hexafluorure de soufre (SF6),soit à l'air comprimé. Les premiers prototypes construits pour unetension de 245 kV ont été essayés par EDF entre 1964 et 1966. Lesdeux premiers postes isolés au SF6 ont été mis en service industrielen 1969. Le véritable développement a commencé en 1974, aprèsque l'exploitation des premiers ouvrages à 245 kV se fut révéléesatisfaisante. Le déploiement a tout d’abord concerné les tensions72,5 et 100 kV pour des postes urbains et, à partir de 1978, la techni-que SEM s'est étendue au 420 kV.

L’appareillage SEM est normalisé au plan international depuis1975 par la norme CEI 60517 sous le titre « Appareillage sous enve-loppe métallique à isolation gazeuse de tension assignée égale ousupérieure à 72,5 kV ». Le terme anglais correspondant est « Gas-Insulated metal-enclosed Switchgear » en abrégé, GIS, utilisé indif-féremment pour désigner l’appareillage ou le poste utilisant cettetechnologie (Gas-Insulated Substation).

2. Paramètres de conception et de dimensionnement

Pour répondre aux contraintes diélectriques, électriques, thermi-ques et mécaniques auxquelles l’appareillage de poste est soumis enexploitation, le matériel SEM est principalement dimensionné par :

— la tenue aux tensions permanentes et temporaires ;— la tenue au courant permanent et au courant de court-circuit

(courant de courte durée) ;— la tenue à la pression.

2.1 Tenue du gaz isolant aux tensions permanentes et temporaires

La tenue aux tensions permanentes et temporaires du réseau estassurée par un gaz isolant sous pression dont les caractéristiquesvont conditionner les dimensions générales de l’appareillage.

Les valeurs des tensions données dans cet article sont tou-jours les tensions assignées du matériel, définies par la norme60694 de la Commission Électrotechnique internationale(CEI 60694) ; ainsi, la tension de 245 kV correspond à un réseaude tension de service entre phases de 225 kV (§ 6).

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2.1.1 Choix du gaz isolant

Eu égard à ses excellentes propriétés, dans le domaine de la cou-pure du courant et de l’isolation, le SF6 est actuellement universelle-ment utilisé comme gaz isolant. Ses propriétés sont développéesdans le fascicule [D 4 703].

Les constructeurs d'appareillage ont fait appel à un gaz nouveaupour eux, mais bien connu des chimistes depuis 1890, date àlaquelle Moissan et Lebeau ont réalisé la synthèse de l'hexafluorurede soufre (SF6).

L'utilisation du SF6 a été envisagée vers 1937, mais son industria-lisation a commencé aux États-Unis seulement en 1948. Depuiscette date, le SF6 a été de plus en plus utilisé dans les disjoncteurspour remplacer l'huile ou l'air comprimé, qu'il a, depuis 1970, peu àpeu éliminé, aussi bien en haute tension qu'en moyenne tension (cf.[D 4 703] et [D 4 705]).

La publication CEI 60 376 fixe la nature et la quantité limite desimpuretés que le SF6 neuf, destiné à être utilisé dans l’appareillageélectrique, peut contenir.

2.1.2 Choix de la pression

La tension de claquage (tension disruptive) du SF6 augmente avecsa pression. Pour réduire autant que possible les dimensions dumatériel, la pression du SF6 est la plus élevée possible. Cette pres-sion est toutefois limitée par la pression de vapeur saturante à partirde laquelle le SF6 passe à l’état liquide. La figure 1 montre la varia-tion de la pression de liquéfaction en fonction de la température.

Compte tenu de la température minimale pour laquelle l’appa-reillage doit fonctionner, soit – 25 °C pour les zones à climat tem-péré, la pression absolue maximale d’utilisation (mesurée à 20 °C)est limitée à 0,8 MPa. Pour les zones de grand froid, pour maintenirune pression d’utilisation identique, il est possible d’utiliser desmélanges de SF6 et d’azote.

Par convention, la pression d’utilisation est définie pour une tem-pérature de 20 °C. Elle est appelée pression assignée de remplis-sage. Comme cette pression varie avec la température, la pressionréelle de remplissage doit être corrigée en fonction de la tempéra-ture. La figure 1 donne la variation de pression pour une massevolumique donnée en fonction de la température.

On notera que la législation française relative aux réservoirs souspression s’applique à l’appareillage SEM. Cette réglementationimpose, sauf dérogation, de réaliser des épreuves périodiques detenue de pression pour les réservoirs dont la pression dépasse0,4 MPa. Pour les plus anciens matériels, les constructeurs ontlimité la pression de remplissage à 0,35 MPa pour ne pas dépasserla limite de 0,4 MPa à la température maximale d’utilisation. Les réé-preuves périodiques sont essentiellement justifiées pour vérifierque des corrosions internes n’affaiblissent pas la tenue mécaniquede ces réservoirs. Comme le taux d’humidité du SF6 doit être maî-trisé (§ 3.5.3), des dérogations de réépreuve ont permis de levercette limite pour les matériels les plus récents installés en France et,en particulier, à EDF.

2.1.3 Détermination du gradient de tension

La tenue diélectrique des postes isolés dans l’air est assurée enrespectant des distances minimales entre conducteurs et appa-reillage, et en fixant une longueur minimale pour la ligne de fuitedes supports isolateurs par rapport à la terre. Le respect de ces dis-tances est généralement suffisant pour garantir la tenue aux ten-sions permanentes et temporaires pour des paramètres climatiquesspécifiés.

Pour le matériel SEM, ces notions de distances minimales sontinsuffisantes pour concevoir un matériel optimisé.

L’appareillage SEM doit supporter les différentes contraintes detension apparaissant sur les réseaux. En plus de la tension perma-nente à fréquence industrielle, le matériel est soumis à des surten-sions transitoires ou temporaires. Le fascicule [D 4 750] détaille lescontraintes de tension qui apparaissent sur les réseaux d’énergieélectrique triphasés. Il indique la forme des trois tensions d’essaisde tenue normalisés qui, pour des raisons économiques et de repro-ductibilité, ont été retenues pour tester la tenue de l’appareillage.Pour mémoire, il s’agit des tensions de tenue :

— à fréquence industrielle pendant une durée de 1 minute ;— en onde biexponentielle, dite de « choc de manœuvre »

250/2500 µs ;— en onde biexponentielle, dite de « choc de foudre » 1,2/50 µs.

L’appareillage est testé avec les deux dernières tensions dans lesdeux polarités sur une série d’essais comportant généralement15 chocs.

La publication CEI 60 694 propose des jeux de valeurs de tensionde tenue assignée en fonction des caractéristiques du réseau auquelles appareillages sont destinés.

La rigidité diélectrique d’un isolant dépend de la forme del’onde de tension normalisée. Ainsi, dans l’hypothèse d’un champquasi homogène, ce qui est acceptable compte tenu de la structurecoaxiale de l’appareillage et de la qualité de fabrication, la rigiditédiélectrique intrinsèque ou maximale du SF6 à pression atmosphé-rique est de 8,9 kV/mm. Elle augmente avec la pression et estinfluencée par la forme de la tension et la distance interélectrode.

Figure 1 – Pression absolue du SF6 en fonction de la température à densité constante

Phase gazeusePhase liquide

Point critique :

45,55 °C3,759 MPa

Phase gazeusePhase liquide

0,14

0,13

0,12

0,11

0,10

0,09

0,08

0,07

0,06

0,05

0,04

0,03

0,02

0,01

3,6

3,4

3,2

3

2,8

2,6

2,4

2,2

2

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

010– 10– 30– 50 30 50 70 90 110 1300

Pression absolue (MPa)

Température (°C)

Mas

se v

olu

miq

ue

(kg

/L)

Exemple : pour un réseau à 420 kV, pour fixer les idées, la distanceminimale dans l’air entre conducteur et structure métallique reliée à laterre est fixée à 2 900 mm. Elle peut être réduite à moins de 200 mmentre conducteur et enveloppe dans un appareillage SEM.

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POSTES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS _______________________________________________________________________________________________


Pour la gamme des pressions utilisées, il existe un ratio constantde tenue du SF6 pour chacune des trois tensions d’essai. Ce pointest traité dans le fascicule [D 4 750] qui traite de la coordination desisolements.

Dans un système coaxial régulier, soumis à une tension V, le gra-dient de potentiel G, à la surface du conducteur, s’exprime enfonction du diamètre d du conducteur et du diamètre intérieur D del’enveloppe par la relation:

Un gradient minimal est obtenu lorsque le rapport des diamètres

.

En pratique, le champ électrique n’est pas uniforme dans l’espaceisolant. Les changements de forme des pièces conductrices condui-sent à un renforcement local du gradient ; de même, la qualité de lafabrication et du montage influence le gradient de potentiel par l’étatde surface des pièces, leur propreté et la présence de particules.

2.2 Tenue au courant permanent et au courant de court-circuit

L’appareillage est spécifié pour deux contraintes de courant :— le courant assigné en service continu ;— le courant de courte durée assigné.

Ce dernier correspond au courant de court-circuit du réseaudont la durée est généralement fixée à 0,5 ou 1 s ; il couvre les per-formances imposées pour le temps de fonctionnement des protec-tions et de coupure des disjoncteurs (cf. [D 4 805]. Protection desréseaux de transport et de répartition).

Le courant assigné en service continu va dimensionner lespièces conductrices et les raccords entre ces pièces pour en limiterla température et l’échauffement aux valeurs compatibles avec lesmatériaux utilisés et leur revêtement. La publication CEI 60694 fixeces limites dans le SF6 ; elles peuvent être supérieures à celles admi-ses dans l’air pour prendre en compte l’absence d’oxygène. Ellesprennent également en compte les températures admissibles parles matériaux isolants.

La détermination des échauffements doit prendre en compte laprésence de l’enveloppe située autour des conducteurs. Cette enve-loppe se comporte comme un conducteur parallèle au conducteurprincipal et est à ce titre soumise au champ électrique de ce dernier.

Les enveloppes sont généralement reliées à la terre en différentspoints pour les raisons qui seront exposées au paragraphe 3.1. Dansces conditions, pour les appareillages comportant une seule phasepar enveloppe, un courant induit par le courant principal circuledans la boucle formée par les mises à la terre et le réseau de terrequi les relie. Selon la géométrie de la boucle ainsi formée, le courantinduit varie. Pour couvrir toutes les possibilités, les essais d’échauf-fement sont réalisés en faisant circuler le courant principal dansl’enveloppe. Pour la sécurité du personnel, l’échauffement desenveloppes accessibles est limité à 30 K.

Bien que le courant de court-circuit soit 10 à 20 fois supérieur aucourant permanent, il n’est pas dimensionnant du fait de sa très fai-ble durée. Par contre, si le siège du défaut est sur l’appareillageSEM, le courant de défaut va s’écouler à la terre par l’enveloppepour rejoindre le réseau de terre. Des efforts électrodynamiques

importants vont alors se développer entre conducteur et enveloppe.Ces efforts vont se répercuter sur les supports isolateurs (5.3) dontla tenue doit être vérifiée.

2.3 Tenue à la pression

Les enveloppes sont soumises à la pression interne du SF6 corres-pondant à la pression assignée de remplissage (2.1.2). La pressionmaximale est fonction de la température maximale d’utilisation, del’échauffement dû au passage du courant et de l’ensoleillementpour les postes extérieurs. Cette pression maximale, dénomméepression de calcul des enveloppes, fixe, par l’application de coeffi-cients qui dépendent du matériau (acier, alliage d’aluminium cor-royé ou coulé) les pressions d’essais de type de rupture et d’essaisindividuels de série (essais de routine) sans déformation auxquelleselles doivent être soumises.

En cas de défaut d’isolement dans le SF6, il se produit un arc depuissance entre les pièces conductrices et l’enveloppe dont le cou-rant peut atteindre le courant de courte durée assigné. Deux effetssont associés à cet arc interne :

— un échauffement du SF6 qui dépasse 5000 K dans le noyaucentral de l’arc ;

— la fusion du métal dans la zone où le pied d’arc s’accroche àl’enveloppe jusqu’à provoquer sa perforation.

Nota : lorsqu’un arc de défaut se développe dans un milieu isolant entre deux piècesconductrices, les points d’impact de cet arc sur les pièces sont appelés : pied d’arc. Ceterme est couramment utilisé, il apparaît en particulier dans l’article La maîtrise des défautsélectriques dans les PSEM ([Pour en savoir plus Doc. D 4 590]).

Au pied d’arc, l’énergie de l’arc se transmet aux pièces conductrices sous forme d’éner-gie calorifique pouvant provoquer fusion et perforation, d’où la notion de « tenue au piedde l’arc ».

L’échauffement du gaz va provoquer une augmentation de lapression dans le compartiment concerné, fonction du courant dedéfaut et de sa durée et d’autant plus importante que le volume ducompartiment est faible.

Cette contrainte de pression qui peut largement dépasser la pres-sion de rupture de l’enveloppe va également s’appliquer sur les sup-ports isolateurs (§ 5.3) qui délimitent le compartiment concerné. Ellepourrait donc conduire au déchirement ou à la fragmentation del’enveloppe avec des conséquences pour le personnel et le matérielavoisinant (y compris les compartiments adjacents).

En conséquence, la montée en pression est limitée par un dispo-sitif de décharge de pression. Ce dernier est généralement constituéd’une membrane ou d’un disque de rupture. La pression de fonc-tionnement de ce dispositif de décharge de pression est déterminéeen fonction de la pression de calcul des enveloppes, afin d’évitertout risque de rupture intempestive.

La perforation de l’enveloppe par le pied d’arc est difficile àanalyser de manière théorique. En effet, de nombreux paramètres,liés au circuit d’alimentation et à la géométrie du compartiment,vont influer sur la plus ou moins grande stabilité de l’arc (c’est-à-dire son maintien dans une zone réduite ou son déplacement aprèschaque demi-alternance du courant).

En l’absence d’une norme internationale précise, EDF a défini uneprocédure d’essai afin d’établir une relation empirique de tenueavant perforation permettant de limiter le nombre d’essais pour lesnouveaux matériels.

Les paramètres qui influent sur le temps de perforation ont étéchoisis pour correspondre au cas le plus défavorable :

— volume du compartiment minimal ;— arc amorcé par un fil fusible situé à proximité du support isola-

teur le plus éloigné de la source de courant.

Deux durées sont retenues pour correspondre au fonctionnementdes protections normales et de secours :

— une première durée pendant laquelle seule le dispositif dedécharge de pression peut fonctionner ;

Compte tenu des jeux de valeurs spécifiées dans la CEI 60694,la tenue au choc de foudre est un paramètre dimensionnantpour l’appareillage SEM. Habituellement, les parties courantessont dimensionnées pour que le gradient au choc de foudre à lasurface du conducteur reste inférieur à 20 kV/ mm.

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Postes intérieurs modulaires à haute et très haute tensions

par Yves MIGNARDIngénieur de l’École Supérieure d’ÉlectricitéChef du Département Postes et Lignes à la Direction des Études et Recherches d’Électricité de France

ans les années quatre-vingt, la croissance de la consommation et la politi-que d’amélioration de la qualité de service ont fait apparaître, dans les prin-

cipaux pays industrialisés, un besoin important de créations de postes sourcesdestinés à alimenter le réseau à moyenne tension (MT), 20 kV en France, à partirdu réseau à haute tension (HT), à 63 kV ou à 90 kV. La réalisation de cet importantprogramme pour l’alimentation des agglomérations, même de taille moyenne,devait provoquer des problèmes d’insertion des ouvrages dans un environne-

1. Présentation et définition ...................................................................... D 4 591 - 2

2. Poste intérieur modulaire : schéma .................................................... — 2

3. Particularités techniques du poste...................................................... — 33.1 Coordination des isolements....................................................................... — 33.2 Thermoconditionnement ............................................................................. — 43.3 Arc interne..................................................................................................... — 53.4 Tensions de pas et de toucher..................................................................... — 5

4. Constituants du poste ............................................................................. — 54.1 Technologie des travées .............................................................................. — 54.2 Sectionneurs ................................................................................................. — 54.3 Isolateurs....................................................................................................... — 64.4 Transformateurs de mesure ........................................................................ — 64.5 Extrémités des câbles HT............................................................................. — 74.6 Disjoncteurs .................................................................................................. — 74.7 Transformateurs de puissance .................................................................... — 8

5. Exploitation du poste .............................................................................. — 85.1 Circulation dans l’ouvrage........................................................................... — 85.2 Accès dans les locaux contenant les installations HT ............................... — 85.3 Conditions d’exécution des opérations de condamnation ....................... — 85.4 Contraintes d’exploitation ........................................................................... — 85.5 Télécondamnation........................................................................................ — 85.6 Maintenance ................................................................................................. — 8

6. Installation. Mise en œuvre ................................................................... — 8

7. Quelques réalisations .............................................................................. — 97.1 Différents plans de masse ........................................................................... — 97.2 Différentes réalisations ................................................................................ — 9

8. Conclusions ................................................................................................ — 9

Références bibliographiques .......................................................................... — 10

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POSTES INTÉRIEURS MODULAIRES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSIONS __________________________________________________________________________


ment urbain ou suburbain, acceptant difficilement une technologie aériennepour les lignes et les postes.

La question du développement industriel d’un nouveau type de poste, suscep-tible de s’intégrer facilement en toutes circonstances, s’est donc posée. Lesavantages tels que la diminution de surface au sol, la simplification de la main-tenance, la protection du matériel contre la pollution ou l’intégration esthétiquedans l’environnement étaient escomptés, mais également l’intérêt économique,par rapport notamment aux solutions existantes qui apportaient déjà un certainnombre de réponses, comme le poste sous enveloppe métallique.

Apparus en France dès 1962, les premiers postes intérieurs à 63 kV qui équi-paient plusieurs régies de villes françaises et quelques clients industriels étaientà isolement dans l’air et installés dans un bâtiment traditionnel en béton. L’appa-reillage utilisé était alors isolé dans l’huile, les parties sous tension surélevées etprotégées par un simple grillage, les barres ou connexions étant parfois isolées.En s’appuyant sur cette expérience et sur le savoir-faire acquis dans le domainedes cellules à moyenne tension, les constructeurs ont su atteindre les niveaux dequalité et de sécurité exigés par le cahier des charges de ce qu’on appelle main-tenant des postes intérieurs modulaires (PIM).

1. Présentation et définition

Intermédiaires entre les postes extérieurs à isolement dans l’air etles postes sous enveloppe métallique [2] (ensemble modulaire deconnexions et d’appareils enfermés dans des enveloppes reliées à laterre et isolées au moyen d’un diélectrique sous pression qui estgénéralement l’hexafluorure de soufre) les postes intérieurs modu-laires (PIM) sont des postes en bâtiment à isolement dans l’air à dis-tance entre les pièces sous tension et les masses métalliquesréduite, réalisés sous forme de modules dont une partie est préfabri-quée en usine ; la mise hors de portée des pièces sous tension se faitpar interposition d’obstacle (technique compartimentée) ou paréloignement (technique non compartimentée).

On distingue, selon le nombre de matériels installés dans le bâti-ment, deux conceptions différentes :

— les PIM, qui regroupent dans un seul bâtiment les installationsHT, les transformateurs HT/MT, les départs MT, le contrôle com-mande et les locaux d’exploitation ;

— les cellules industrialisées compactes : les seules installationsHT d’un poste sont regroupées dans un bâtiment particulier ; lesautres matériels (transformateurs, départs MT, contrôle commande,locaux d’exploitation) sont implantés séparément à l’extérieur.

Ces deux conceptions, qui répondent à des spécifications diffé-rentes, sont néanmoins regroupées ici sous la terminologie géné-rale de poste intérieur modulaire (PIM). On explicitera dans letexte qui suit, pour les différents types de poste présentés, les diffé-rences qui apparaîtront dans les caractéristiques.

2. Poste intérieur modulaire : schéma

Dans la plupart des pays, les fonctions de grand transport etd’interconnexion sont assurées par les réseaux à très haute tension(THT), en France le réseau à 400 kV et dans une moindre mesure leréseau à 225 kV.

La fonction de répartition est assurée par les réseaux à haute ten-sion (HT), en France le réseau à 90 kV ou à 63 kV et, dans une cer-taine mesure, le réseau à 225 kV.

La fonction distribution est assurée par les réseaux à moyennetension (MT), en France le réseau à 20 kV.

Les postes intérieurs modulaires présentés dans cet article sontdes postes sources HT/MT à 90 kV/20 kV ou 63 kV/20 kV qui assu-rent l’alimentation d’un réseau à 20 kV.

La grande majorité des postes sources HT/MT est réalisée suivantle schéma dit de type « d » à un jeu de barres et dont la structurepermet à terme le raccordement de trois lignes et de trois transfor-mateurs de puissance. Le régime de fonctionnement normal de cespostes est le régime bouclé mais certains postes de type « d » peu-vent également être installés en antenne ou en coupure d’artère.

La construction d’un poste HT/MT suivant le schéma de type « d »(figure 1) se fait de façon progressive en fonction de la croissanceplus ou moins rapide des besoins locaux en énergie. En règle géné-rale, les étapes sont les suivantes :

— étape ➀ : installation de la première travée, comprenant unecellule ligne HT, une cellule transformateur HT/MT, dix cellules MTet la totalité des locaux de conduite et des locaux annexes ;

On retiendra désormais la définition générale suivante : leposte intérieur modulaire est un poste qui utilise une technolo-gie de type protégé à isolement dans l’air et qui peut recevoir,dans un bâtiment, au minimum les installations à haute tensionet, de plus, tout ou partie de l’ensemble des autres fonctionsd’un poste source HT/MT, à savoir :

— les transformateurs HT/MT ;— les départs moyenne tension ;— le contrôle commande ;— les locaux d’exploitation.

Dans le texte, les appellations très haute tension (THT), hautetension (HT) et moyenne tension (MT), utilisées dans le langagecourant, sont employées, notamment pour distinguer lesniveaux de tension 63, 90, 225 et 400 kV.

Toutefois, les dénominations actuelles (UTE C 18-510) sontHTB pour les tensions supérieures à 50 kV et HTA pour les ten-sions comprises entre 1 et 50 kV.

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Appareillage électrique d’interruption HT (partie 1)

par Denis DUFOURNETMembre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institut américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE)Chef de recherches Principes de coupure ALSTOM T & D (Transmission & Distribution)

’appareillage électrique est un élément essentiel qui permet d’obtenir la pro-tection et une exploitation sûre et ininterrompue d’un réseau à haute ten-

sion.Son histoire est riche d’inventions diverses, de principes de coupure perfor-

mants, de technologies très variées utilisant des milieux aussi différents pourl’isolement et la coupure que l’air à pression atmosphérique, l’huile, l’air com-primé, l’hexafluorure de soufre et le vide. Des points communs subsistentcependant pendant toute son évolution :

— l’amorçage d’un arc entre deux contacts, comme principe de base pour lacoupure d’un courant alternatif ;

1. Généralités................................................................................................. D 4 690 - 3

2. Classifications de l’appareillage .......................................................... — 32.1 Fonction........................................................................................................ — 32.2 Tension ......................................................................................................... — 42.3 Destination ................................................................................................... — 5

2 . 4 Installation.................................................................................................... — 5

2.5 Type de matériel .......................................................................................... — 52.6 Température de service............................................................................... — 52.7 Utilisation ..................................................................................................... — 62.8 Techniques de coupure ............................................................................... — 6

3. Caractérisation des appareils à courant alternatif à haute tension ......................................................................................... — 7

3.1 Caractéristiques assignées ......................................................................... — 73.2 Tension assignée ......................................................................................... — 83.3 Niveau d’isolement assigné ....................................................................... — 83.4 Fréquence assignée..................................................................................... — 83.5 Courant assigné en service continu........................................................... — 83.6 Courant de courte durée admissible assigné............................................ — 93.7 Pouvoir de coupure en court-circuit........................................................... — 93.8 Tension de rétablissement .......................................................................... — 113.9 Pouvoir de fermeture assigné..................................................................... — 143.10 Séquence de manœuvres assignée et refermeture rapide ...................... — 143.11 Caractéristiques assignées pour les défauts proches en ligne................ — 153.12 Durée de coupure assignée ........................................................................ — 153.13 Pouvoir de fermeture et de coupure en discordance de phases ............. — 153.14 Pouvoir de coupure et de fermeture de courants capacitifs .................... — 153.15 Nombre de manœuvres mécaniques ........................................................ — 17


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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1) ___________________________________________________________________________________


— l’utilisation de l’énergie d’arc, pour favoriser son refroidissement et obtenirl’interruption du courant ;

— la recherche permanente de la réduction des énergies de manœuvre, afinde réaliser des appareils plus fiables et plus économiques ;

— la réduction des surtensions, générées pendant leur fonctionnement, grâceà l’insertion de résistances de fermeture ou par la synchronisation des manœu-vres par rapport à la tension.

Il est intéressant de noter que la technique de coupure par autosoufflage, quivient de s’imposer pour les disjoncteurs SF6 à haute tension, avait déjà été envi-sagée dès les années 1960. C’est grâce aux progrès importants réalisés dans ledomaine de la modélisation d’arc et de la simulation des écoulements gazeuxque l’énergie d’arc a pu être domestiquée et utilisée efficacement pour définirdes chambres de coupure à hautes performances.

Les moyens de simulation ont aussi permis d’augmenter la tension par élé-ment de coupure, qui est passée de 145 à 420 kV en l’espace de 25 ans, sans quela tension atteinte constitue une limite technique.

Dans cet article, on verra, dans la partie 1, les différentes classifications d’appa-reils à haute tension (HT) et leurs caractéristiques principales. On examinera,dans la partie 2, les principaux types de problèmes fondamentaux (coupure, dié-lectrique, échauffement, tenue des contacts) que le concepteur doit bien maîtri-ser pour définir un nouvel appareil.

Les essais de type, qui sont effectués pour vérifier les performances d’un appa-reil, seront présentés dans le troisième fascicule ainsi que les autres essais indis-pensables pour garantir que les appareils produits ont bien les performancesannoncées. Également, dans ce fascicule, on décrira la formidable évolution desdisjoncteurs à haute tension, de la technique à air comprimé à celle, actuelle, quiutilise le SF6.

L’évolution de l’appareillage à haute tension n’est pas terminée ; de nouvellesperspectives apparaissent avec l’introduction de l’électronique qui permet desurveiller en permanence l’état d’un appareil. De nouvelles cellules sous enve-loppe métallique et de nouveaux disjoncteurs conventionnels intègrent lesréducteurs de mesure électronique de courant et de tension qui viennent d’êtredéveloppés. Cela permet d’envisager l’intégration de la surveillance d’état et dela commande électronique de l’appareillage dans un système totalement infor-matisé de contrôle-commande des postes à haute tension. On connaîtra à toutmoment l’état de santé d’un appareil, ce qui facilitera l’exploitation du réseau,améliorera la politique de maintenance et augmentera encore la fiabilité et ladisponibilité de l’appareillage.

La diversité des études à mener (électrique, mécanique, électrostatique,magnétique, thermique, thermodynamique) donne beaucoup d’intérêt au travailde conception et de développement de l’appareillage électrique, intérêt quel’auteur aimerait faire partager aux lecteurs de cet article.

L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à hautetension » fait l’objet de plusieurs fascicules :

D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation.

D 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des courants.

D 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels.

D 4 696 Annexes.

Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assezsouvent se reporter aux autres fascicules.

L’article D 4 700 traite l’interruption des circuits alimentés en courant continu.

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___________________________________________________________________________________ APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT (PARTIE 1)


1. Généralités

L’appareillage électrique d’interruption à haute tensionconcerne les réseaux alimentés soit en courant alternatif sous destensions supérieures à 1 000 V, soit en courant continu sous des ten-sions supérieures à 1 500 V.

La parfaite maîtrise de l’énergie électrique exige de possédertous les moyens nécessaires à la commande et au contrôle de la cir-culation du courant dans les circuits qui vont des centrales de pro-duction jusqu’aux consommateurs. Cette délicate mission incombefondamentalement à l’appareillage électrique. Son rôle est d’assu-rer en priorité la protection automatique de ces circuits contre tousles incidents susceptibles d’en perturber le fonctionnement, maisaussi d’effectuer sur commande les différentes opérations qui per-mettent de modifier la configuration du réseau dans les conditionsnormales de service.

L’appareillage électrique permet d’adapter, à chaque instant, lastructure du réseau aux besoins de ses utilisateurs, producteurs etconsommateurs d’électricité, et de préserver, totalement ou partiel-lement, cette fonction en cas d’incident. C’est assez dire l’impor-tance du rôle de l’appareillage électrique à haute tension pour lamanœuvre et la protection du réseau. Il faut qu’il soit disponible àtout moment et puisse intervenir sans défaillance, au point de faireoublier qu’il existe.

Pour remplir ses fonctions avec fiabilité et disponibilité, il doitposséder de nombreuses aptitudes :

— supporter des contraintes diélectriques dues à des ondes dechocs (dues à la foudre ou à la manœuvre d’appareils) ou à des ten-sions à fréquence industrielle ;

— assurer le passage du courant permanent ou de court-circuit,sans échauffement excessif et sans dégradation des contacts ;

— être capable de fonctionner dans des conditions atmosphéri-ques défavorables : à haute ou à basse température, en altitude oùla densité de l’air est plus faible, parfois sous forte pollution (pollu-tion marine, vents de sables...) ;

— supporter des séismes avec une accélération au sol égale à0,2g ou 0,5g ;

— et surtout, pour les disjoncteurs, être capable d’interrompretous les courants inférieurs à son pouvoir de coupure (courants decharge et courants de court-circuit).

On exige de lui une fiabilité presque parfaite, des opérations demaintenance légères et en nombre limité dans la mesure où cesinterventions sont à la fois coûteuses et gênantes pour l’exploita-tion.

Depuis plus d’un siècle, de nombreuses solutions techniques ontété conçues par les ingénieurs pour développer des appareillagesélectriques toujours plus performants et plus fiables. Comme nousle verrons, des techniques de coupure se sont imposées dans lesdomaines de la moyenne et de la haute tension (respectivementHTA et HTB). Elles ont permis d’obtenir les performances requisesavec un nombre réduit de composants, un encombrement réduit,mais aussi avec une fiabilité qui n’a jamais cessé d’augmenter mal-gré un accroissement des contraintes imposées par le réseau, enparticulier une augmentation des courants de court-circuit.

2. Classifications de l’appareillage

L’appareillage peut être classé en plusieurs catégories selon :— sa fonction ;— sa tension ;— sa destination ;

— son installation ;— le type de matériel ;— la température de service ;— son utilisation ;— sa technique de coupure.

2.1 Fonction

Le tableau 1 donne les symboles normalisés pour la représenta-tion des appareils de connexion.

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2.1.1 Sectionneurs

Ce sont avant tout des organes de sécurité utilisés pour ouvrir oufermer un circuit lorsqu’il n’est pas parcouru par un courant, et pré-vus pour isoler, par rapport au reste du réseau, un ensemble de cir-cuits, un appareil, une machine, une section de ligne ou de câble,

Tableau 1 – Symboles normalisés pour la représentation des appareils de connexion

Symbole Désignation

Sectionneur

Sectionneur à deux directions avec position d’isolement médiane

Interrupteur

Interrupteur-sectionneur

Contacteur

Fusible dont l’extrémité qui, après fusion, demeure sous tension est indiquée par un trait renforcé

Interrupteur triphasé à ouverture automatique par l’un quelconque des fusibles à percuteur

Disjoncteur

Parafoudre

Varistance (parasurtenseur à oxyde de zinc par exemple) :1 symbole normalisé2 symbole couramment utilisé.

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1

2

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afin de permettre au personnel d’exploitation d’y accéder sans dan-ger.

En principe, les sectionneurs n’ont pas à interrompre decourants ; cependant, certains sectionneurs peuvent être amenés àcouper des courants de transfert de barres (jusqu’à 1 600 A sous 10à 300 V) et les sectionneurs de terre doivent être capables de couperles courants induits qui peuvent circuler dans les circuits hors ten-sion par couplage capacitif et inductif avec les circuits adjacentssous tension (jusqu’à 160 A sous 20 kV).

2.1.2 Interrupteurs

Les interrupteurs sont des appareils destinés à établir et à inter-rompre un circuit dans des conditions normales de charge. Certainsinterrupteurs sont prévus pour remplir également les fonctions desectionneur.

Leurs performances sont limitées car, s’ils sont capables d’élimi-ner les surcharges sur le réseau, ils ne peuvent en aucun cas inter-rompre un courant de court-circuit.

2.1.3 Contacteurs

Les contacteurs ont un rôle comparable à celui des interrupteurs,mais ils sont capables de fonctionner avec des cadences très éle-vées.

Ils possèdent une grande endurance électrique combinée avecune grande endurance mécanique. Ils sont généralement utiliséspour la commande de fours, de moteurs à haute tension ou d’équi-pements industriels divers qui nécessitent des manœuvres fréquen-tes.

Ils ne peuvent jamais être utilisés comme sectionneurs et ne res-tent fermés que si leur bobine de commande est alimentée.

2.1.4 Coupe-circuit à fusibles

Les fusibles permettent d’interrompre automatiquement un cir-cuit parcouru par une surintensité pendant un intervalle de tempsdonné. L’interruption du courant est obtenue par la fusion d’un con-ducteur métallique calibré.

Ils sont surtout efficaces pour la protection contre les courts-cir-cuits, vis-à-vis desquels ils agissent, le plus souvent, en limiteurs dela valeur crête du courant de défaut. Ils sont assez souvent généra-teurs de surtensions à la coupure et exigent malheureusementd’être remplacés après chaque fonctionnement.

En régime triphasé, ils n’éliminent que les phases parcourues parun courant de défaut, ce qui peut présenter un danger pour le maté-riel et le personnel. Leur calibre doit être bien adapté pour éviter unfonctionnement intempestif en cas de surcharge momentanée.

Pour pallier cet inconvénient potentiel, les fusibles peuvent êtreassociés à des interrupteurs ou à des contacteurs avec lesquels ilsconstituent des combinés capables d’assurer la protection en cas desurcharges ou de court-circuits. Les combinés présentent, en outre,l’avantage d’interrompre en triphasé en cas de fusion d’un seul oude deux fusibles.

2.1.5 Disjoncteurs

Un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre descourants, sous sa tension assignée (tension maximale du réseau),dans les conditions normales de service et dans les conditions anor-males spécifiées (court-circuit, discordance de phases...).

C’est l’appareil de protection par excellence, capable d’une totalecapacité d’intervention sans provoquer de surtension excessive sur

le réseau. À un disjoncteur est très généralement associée une« intelligence », système de protection et de relayage, détectant undéfaut et élaborant des ordres au disjoncteur pour éliminer automa-tiquement le défaut ou pour remettre en service un circuit lorsque ledéfaut présente un caractère fugitif ou a été éliminé par un autre dis-joncteur.

Les disjoncteurs peuvent maintenant être équipés de matérielsélectroniques permettant à tout moment de connaître leur état(usure, pression de gaz pour la coupure...), ce qui permet à l’exploi-tant de programmer les opérations de maintenance et éventuelle-ment de détecter, par des dérives de caractéristiques, et de prévenirun risque de défaillance. Ils peuvent aussi être équipés de disposi-tifs de synchronisation des ordres de fermeture et d’ouverture pourpermettre de manœuvrer des lignes, des transformateurs, des réac-tances ou des condensateurs, sans provoquer de surtensions ou decourants d’appels susceptibles d’endommager les composants duréseau. Tous les types de relais et de systèmes de protection peu-vent lui être associés pour assurer, dans les meilleures conditions,l’élimination des défauts qui surviennent dans les circuits qu’il pro-tège.

2.1.6 Parafoudres

Les parafoudres sont des dispositifs statiques chargés de limiter,en un point donné du réseau, l’amplitude des surtensions qui peu-vent se produire. La limitation de surtension est faite en écoulantl’énergie à la terre.

Ces surtensions peuvent être soit d’origine atmosphérique, c’est-à-dire externes, soit consécutives à des manœuvres de l’appa-reillage ou à des phénomènes de résonance, auquel cas elles sontdites internes.

Les appareils les plus simples sont les éclateurs qui présententcependant l’inconvénient de rester conducteurs après amorçage etnécessitent donc l’intervention d’un disjoncteur pour l’éliminationdu courant de défaut qui résulte de leur fonctionnement.

Les appareils plus perfectionnés, tels les parafoudres à oxydemétallique (ZnO par exemple) sans éclateur, sont connectés enpermanence au réseau car ils sont pratiquement isolants à la ten-sion assignée. En cas de surtension, leur résistance devient tempo-rairement très faible, mais ils redeviennent automatiquementisolants dès que la tension retrouve sa valeur normale. Ce sont desappareils très précieux, car ils jouent un rôle d’écrêteur sans entraî-ner d’interruption de service.

2.2 Tension

La norme internationale CEI 60694 distingue deux domaines :

— la moyenne tension qui concerne les tensions supérieures à1 kV et inférieures à 50 kV ;

Les constituants élémentaires que nous venons de définirsont le plus souvent associés entre eux pour réaliser des fonc-tions plus complexes, en vue d’assurer la protection et la dispo-nibilité d’un ensemble de circuits.

Bien que les parafoudres ne fassent pas partie, à proprementparler, de l’appareillage, il nous paraît important de les décrireici de manière succincte, car ils sont de plus en plus associés àl’appareillage pour :

— limiter les surtensions en coupure de faibles courantsinductifs (§ 2.7.3 et [D 4 692], § 5.2.1) ;

— limiter les surtensions lors de l’enclenchement des ligneslongues [D 4 692], § 5.5).

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par Denis DUFOURNETMembre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institutaméricain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE)Chef de recherches Principes de coupure Alstom T&D (Transmission & Distribution)

ans ce fascicule, avant d’aborder le problème de la coupure, on rappellerales problèmes fondamentaux que doit maîtriser et résoudre un concepteur

d’appareillage électrique d’interruption à haute tension HT. Ils sont de quatre types :— diélectriques, pour garantir le niveau d’isolement exigé pour l’appareil ;— échauffements, pour assurer que les limites admissibles de température et

d’échauffement des pièces ne seront pas dépassées lorsque l’appareil conduirason courant assigné en service continu ;

— contacts, pour définir des contacts et des modes d’assemblage tels quel’appareil soit capable d’assurer le passage du courant permanent sans

1. Problèmes électriques ............................................................................ D 4 692 - 21.1 Contraintes diélectriques supportées par l’appareillage.......................... — 21.2 Contraintes climatiques .............................................................................. — 41.3 Influence de l’altitude.................................................................................. — 51.4 Isolants liquides ........................................................................................... — 51.5 Isolants gazeux ............................................................................................ — 51.6 Isolants solides ............................................................................................ — 61.7 Calculs de champ électrique....................................................................... — 7

2. Contraintes technologiques .................................................................. — 82.1 Contacts........................................................................................................ — 82.2 Étanchéité ..................................................................................................... — 9

3. Échauffements .......................................................................................... — 103.1 Températures et échauffements à ne pas dépasser ................................. — 103.2 Détermination des échauffements en service continu ............................. — 103.3 Cas particuliers d’application ..................................................................... — 11

4. Arcs de puissance.................................................................................... — 114.1 Généralités ................................................................................................... — 114.2 Caractéristiques des arcs électriques......................................................... — 114.3 Principe de coupure et types de réamorçage............................................ — 124.4 Modélisation de l’arc ................................................................................... — 134.5 Interaction entre arc et mouvement des contacts .................................... — 15

5. Établissement et coupure des circuits alimentés en courantalternatif..................................................................................................... — 15

5.1 Généralités ................................................................................................... — 155.2 Coupure des courants de charge normaux ............................................... — 165.3 Coupure des courants de court-circuit....................................................... — 195.4 Modification des conditions d’établissement et de coupure ................... — 225.5 Enclenchement des longues lignes............................................................ — 24

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc. D 4698

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échauffement excessif, de supporter son courant de courte durée admissible etd’avoir le pouvoir de fermeture exigé ;

— étanchéité : pour les appareils au SF6, il s’agit de minimiser les fuites versl’atmosphère afin de limiter l’impact sur l’environnement et réduire le nombrede compléments de gaz à fournir pendant la durée de vie d’un appareil ; pour lesdisjoncteurs à vide, il faut bien sûr maintenir un niveau de vide suffisant qui per-mette de garantir les performances assignées de tenue diélectrique et de pou-voir de coupure.

Les caractéristiques assignées des appareils ont été données dans la premièrepartie de cet article.


D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. CaractérisationD 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des

courantsD 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuelsD 4 696 AnnexesLes sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez

souvent se reporter aux autres fascicules.L’article D 4 700 traite l’interruption des circuits alimentés en courant continu.

1. Problèmes électriques

1.1 Contraintes diélectriques supportées par l’appareillage


Tout appareil de connexion est appelé à supporter deux types decontraintes diélectriques pour garantir le niveau d’isolement assi-gné à l’appareil (cf. [D 4 690] § 3.3) :

— des contraintes permanentes, dues à la tension de service duréseau ;

— des contraintes occasionnelles, engendrées par des surten-sions d’origine atmosphérique (chocs de foudre) ou produites par lamanœuvre de l’appareillage (chocs de manœuvre).

Ces tensions et surtensions doivent être supportées :— entre phase et terre, l’appareil étant ouvert ou fermé ;— entre phases, l’appareil étant ouvert ou fermé,— entre entrée et sortie, l’appareil étant ouvert.

Chaque appareil doit supporter ces différentes contraintes danstoutes les conditions climatiques susceptibles de se produire. Ellessont particulièrement contraignantes pour le matériel d’extérieurqui doit posséder une tenue diélectrique suffisante sous pluie, enprésence de brouillard, de condensation ou de pollutions diverses.

1.1.2 Contraintes à fréquence industrielle

Tension permanente

La tension à fréquence industrielle qui est appliquée en perma-nence ne doit pas dépasser la tension assignée Ur de l’appareil (cf.[D 4 690] § 3.2). Les tensions maximales possibles sont donc :

— entre phases : Ur ;

— entre phase et terre : ;

— entre entrée et sortie : en dehors des courtes périodes de réta-blissement de tension consécutives à une coupure, la tension appli-quée est généralement égale à ; cependant, pour unappareil qui sépare deux réseaux hors synchronisme, cette tensionpeut atteindre ; c’est un cas assez peu fréquent, sauf pourles disjoncteurs de groupe pour lesquels cette application de ten-sion se produit à chaque couplage sur le réseau.

Surtensions temporaires

Pendant une courte durée, il est possible que la tension du réseaudépasse la tension assignée des appareils. Ces surtensions tempo-raires sont provoquées, par exemple, par une surexcitation desalternateurs, par des délestages ou lors de la mise sous tension delongues lignes à vide dont l’extrémité est alors à un potentiel supé-rieur à celui de la source (effet Ferranti).

Le tableau 2 du fascicule [D 4 690] donne, à titre d’exemple, la ten-sion de tenue assignée de courte durée à fréquence industriellepour les tensions assignées allant de 52 à 245 kV.

La tension exigée pour un appareil à 245 kV est égale à 460 kVpour la pleine isolation. Cette valeur peut être justifiée de la manièresuivante :

— la valeur crête maximale de la tension entre phase et terre enfonctionnement normal est égale à :

— la surtension maximale admissible est égale à 3,25 fois lavaleur normale [cf. CEI 60071-1], soit :

3,25 × 200 = 650 kV

Ur 3⁄

Ur 3⁄

2Ur 3⁄

245 2

3------------------ 200 kV=

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D 4 692

−

3

— la valeur efficace correspondante de surtension maximaleentre phase et terre est alors :

Pour définir la valeur exigée sur la distance de sectionnement, onmultiplie la valeur précédente par un facteur de sécurité 1,15, soit :

460

×

1,15 = 530 kV.

1.1.3 Contraintes lors de surtensions de chocs de foudre

Les surtensions d’origine atmosphérique pourraient atteindre desvaleurs extrêmement élevées si elles n’étaient limitées par des para-foudres, des éclateurs ou, à défaut, par les isolateurs des lignes quitransitent ces surtensions.

Les surtensions dues à la foudre sont représentées en essai parune

onde normalisée

dont la durée de front est de 1,2

µ

s et la duréede décroissance jusqu’à mi-amplitude est égale à 50

µ

s (figure

1

a

).

L’amplitude de cette onde a été fixée par les normalisateurs à par-tir des règles de coordination d’isolement (cf. [D 4 750]

Lignes etpostes : choix et coordination des isolements

) qui imposent unemarge convenable entre les tensions de tenue des appareils et lestensions qui sont limitées par les dispositifs de protection contre lessurtensions.

Pour tenir compte du fait qu’une borne peut être sous une tensioninstantanée de polarité opposée à celle à laquelle est appliquéel’onde de choc de foudre, la norme CEI 60694 spécifie, pour la tenueentre entrée et sortie et pour les tensions assignées supérieures à245 kV, des essais combinés avec application d’une tension à fré-quence industrielle sur une borne et une onde de choc de foudre surl’autre borne.

Pour les tensions assignées inférieures à 300 kV, la tension estappliquée sur une seule borne, mais la valeur spécifiée tient comptedes conditions réelles avec présence possible de tension sur lesdeux bornes.

Pour les réseaux à 362 kV, 550 kV et 800 kV, le facteur multiplicatifde

U

r

dans ce terme est réduit respectivement à 3,25, 2,82 et 2,62pour tenir compte du fait qu’un niveau de protection plus bas estpossible grâce à l’utilisation de parafoudres performants [20].

1.1.4 Contraintes en surtensions de manœuvre

Les surtensions de manœuvre sont provoquées par des change-ments brusques de la configuration du réseau dus soit à la manœu-vre d’appareils tels que disjoncteur ou interrupteur, soit à la fusiond’un coupe-circuit. Les plus hautes surtensions apparaissent lors del’enclenchement et du réenclenchement de lignes de transport[CIGRE WG 13-02].

L’amplitude de ces surtensions dépend des caractéristiques duréseau et de celles de l’appareillage. Il est possible de les contrôleret de les réduire en agissant sur le réseau (parafoudres au départdes lignes, compensation par réactances shunts) ou sur les disjonc-teurs (insertion de résistances à la fermeture, manœuvres synchro-nisées).

Les surtensions de manœuvre sont représentées en essai par une

onde normalisée

dont la durée de front est de 250

µ

s et la durée dedécroissance jusqu’à mi-amplitude est égale à 2 500

µ

s (figure

1

b

).

Des tensions de tenue assignée aux chocs de manœuvre sont spé-cifiées uniquement pour des tensions assignées supérieures à245 kV. En effet, pour des tensions assignées inférieures ou égales à245 kV, les distances d’isolement sont déterminées par la tenue auxchocs de foudre. Les normes définissent l’amplitude de l’onde, enfonction de la tension assignée, dans les trois cas suivants :

— entre phases ;— entre phase et terre ;— entre entrée et sortie.

La tension de tenue

entre phases

est spécifiée par la normeCEI 60071-1.

La tension de tenue assignée

entre phase et terre

est égale à

multipliée par un facteur k égal à 3,2, 2,6 et 2,18 respecti-vement pour des réseaux 362 kV, 550 kV et 800 kV. Cettedécroissance du facteur multiplicatif se justifie par le fait que, en trèshaute tension, pour des raisons économiques, le niveau de protec-tion est plus proche des valeurs en service normal grâce à l’utilisa-tion de parafoudres performants. Cela signifie que la tension decrête du réseau en service normal (hors défaut) est . En

Figure 1 – Formes d’onde de choc de foudre et de manœuvre

650

2---------- 460 kV =

0

0 , 3

0,5

10,9

uUP

t1,2 µs

50 µs

0

0,5

10,9

uUS

t250 µs

2 500 µs

UP et US sont les notations normalisées pour les valeurs maximales

onde de choc de manœuvreb

onde de choc de foudrea

Exemple :

dans le cas d’un réseau de tension assignée

U

r

= 245 kV, la tension de tenue assignée aux chocs de foudre [cf. CEI 60071-1] est égale à :

Le premier terme de cette expression ci-dessus représente l’isolationentre phase et terre.

Exemple :

pour un appareil de tension assignée 420 kV, elle estégale à 1,5 fois la valeur spécifiée entre phase et terre, soit :

1,5

×

950 = 1 425 kV.

245 3 47,245 2

3---------------------+× 1 050 kV=

Ur 2 3⁄

Ur 2 3⁄

ＱＱＱ


Ｔ



cas de défaut (choc de foudre...), des dispositifs de protection limi-tent la tension à ; le niveau de protection est proche si k≈ 1.

Pour tenir compte du fait qu’une borne peut être sous une tensioninstantanée de polarité opposée à celle à laquelle est appliquéel’onde de choc de manœuvre, la norme CEI 60694 spécifie, pour latenue entre entrée et sortie, des essais combinés avec applica-tion d’une tension à fréquence industrielle sur une borne et uneonde de choc de manœuvre sur l’autre borne.

1.1.5 Tension d’apparition d’effluves

Des effluves ne doivent pas se produire de façon permanente enservice, car elles donnent lieu à une perforation diélectrique localede l’air, qui, d’une part, provoque la formation d’ozone et d’acidenitrique et, d’autre part, est la source d’émission d’ondes hertzien-nes à fréquences élevées.

Si ces effluves se produisent dans des zones confinées, il enrésulte une détérioration de l’isolation à plus ou moins longueéchéance, sous l’action de l’ozone et de l’acide nitrique, ce quiconduit inévitablement à un amorçage final.

Dans le cas d’isolants en matière organique, ce phénomène inter-vient même dans des zones bien ventilées, car il se produit une car-bonisation sous la forme bien caractéristique d’arborescences quise développent progressivement.

Enfin, dans le cas où les effluves se produisent sur des piècesmétalliques, elles génèrent des perturbations inadmissibles pour lesliaisons radioélectriques.

Pour toutes ces raisons, il est nécessaire de s’assurer qu’il n’appa-raît pas d’effluves sur l’appareillage pour des tensions inférieures à

.

En pratique, un contrôle visuel, effectué dans l’obscurité, permetde vérifier l’absence d’effluves visibles, donc d’assurer que leniveau de perturbation ne dépassera pas la valeur maximale admis-sible.

1.2 Contraintes climatiques

Certaines contraintes climatiques, qui ne sont pas sévères parelles-mêmes pour l’appareillage, se superposent aux contraintesdiélectriques et peuvent rendre le matériel vulnérable aux surten-sions à fréquence industrielle ou aux chocs de manœuvre. Il s’agitessentiellement de la pluie, de l’humidité, des condensations et despollutions diverses.

1.2.1 Influence de la pluie sur la tension d’amorçage

La rigidité de l’air, considérée sur de grandes distances, n’est pra-tiquement pas influencée par la pluie.

La tension d’amorçage des isolateurs est, par contre, réduite dufait du ruissellement de l’eau sur leur surface. Cette eau, quicontient très peu de sels minéraux, est peu conductrice. Sa résisti-vité est en général très supérieure à 10 000 Ω · cm qui est la valeurretenue pour les essais de type sous pluie.

Pour éviter le ruissellement de l’eau sur toute la surface des isola-teurs et augmenter leur tenue diélectrique, on les munit d’ailettesqui favorisent la présence de zones peu humides. Les ailettes per-mettent, en outre, d’augmenter la ligne de fuite des isolateurs etdonc la tenue sous pollution (cf. § 1.2.2).

La pluie affecte surtout la tenue à fréquence industrielle et latenue aux chocs de manœuvre (polarité négative de tension).

Chacun sait qu’il n’existe pas un seul type de pluie et que sonintensité et son inclinaison peuvent varier fortement. Pour assurerune certaine répétitivité des essais et garantir que des essais com-parables soient faits dans les nombreux laboratoires à haute tensionmondiaux, les normalisateurs ont retenu un débit de 1 à 1,5 mm dehauteur d’eau par minute sur une surface horizontale et une inclinai-son à 45˚.

Par ailleurs, l’expérience a montré que les conditions d’aspersionde la pluie devaient aussi être définies de manière précise pourgarantir la répétitivité des résultats d’essais.

1.2.2 Influence de la pollution

L’appareillage peut être soumis à une pollution d’origine diverse(fumées, installations industrielles, cimenteries, produits chimi-ques...) et à la salinité de l’eau de mer. Les dépôts qui en résultent,combinés à une présence d’humidité, de condensation ou de pluielégère, entraînent une réduction parfois importante de la tenuediélectrique des isolateurs qui peut conduire à leur contournementsous la tension de service.

Un des moyens utilisés pour augmenter la tenue sous pollutiondes isolateurs consiste à accroître la ligne de fuite, soit en augmen-tant leur hauteur, soit en les munissant d’ailettes (§ 1.2.1).

On rappelle qu’une ligne de fuite est la distance mesurée le longde la surface d’un isolant entre une pièce sous tension et la masse,ou entre deux pièces sous tension. Dans les zones à pollution nor-male, une ligne de fuite de 16 mm/kV de tension assignée estrequise. Une ligne de fuite de 25 mm/kV est nécessaire pour leszones à forte pollution.

Des essais de tenue sous brouillard salin sont pratiqués dans cer-tains laboratoires pour tester la tenue des appareils prévus pourfonctionner en bordure de mer. Des essais sur site sont parfois faitspar les constructeurs pour éprouver de nouvelles technologies.

1.2.3 Influence de l’humidité et de la condensation

Pour l’appareillage de type intérieur, l’utilisation d’isolants orga-niques tend à se généraliser dans les réseaux de distribution,jusqu’à 24 kV. Lors de variations rapides de la température, de lacondensation peut se produire sur le matériel si des dispositions(chauffage, ventilation) ne sont pas prises. Le constructeur doit doncchoisir des matériaux isolants de qualité convenable et prévoir deslignes de fuite suffisantes.

Des essais de chaleur humide comprenant des cycles de conden-sation et d’évaporation sont effectués pour vérifier la bonne tenuedes appareils en cas de variations importantes de la température et

Exemple : une tension de tenue de :

est exigée pour un appareil de tension assignée Ur = 800 kV. Cettevaleur correspond à une surtension de manœuvre sur une borne de1 100 kV, soit par rapport à la tension maximale en service normal :

l’autre borne étant la valeur de crête de la tension à fréquence indus-trielle.

kUr 2 3⁄

1 100 800 2

3---------+ 1 100 650 kV+=

1 100

800 2 3

⁄

----------------------------------- 1 68, p.u.=

1 1Ur 3⁄,

ＱＱＲ


Ｔ



D 4 692

−

5

de l’humidité. Ces essais sont couramment effectués par EDF pourl’homologation de l’appareillage.

1.3 Influence de l’altitude

La tenue diélectrique externe d’un appareil à isolement dans l’airdépend de la densité de l’air et donc de l’altitude du lieu où il est ins-tallé. Les valeurs des essais diélectriques de type tiennent compted’une installation possible jusqu’à 1 000 m.

Pour des applications particulières où il est prévu d’installer unappareil au-dessus de 1 000 m, il y a lieu d’augmenter les tensionsd’essais afin de conserver la même sécurité de fonctionnement enservice [CEI 60060-1].

En faisant l’hypothèse que la pression barométrique varie, enfonction de l’altitude

H

(en mètres) comme e

−

H

, les tensions d’essaisdoivent être multipliées par le facteur de correction suivant :

K

alt

= e

m

(

H

−

1 000)/8 150

avec

m

= 1 pour les essais à fréquence industrielle, choc defoudre et choc de manœuvre entre phases,

m

= 0,9 pour les essais de choc de manœuvre entreentrée et sortie,

m

= 0,75 pour les essais de choc de manœuvre par rapportà la terre.

1.4 Isolants liquides

L’huile minérale a pendant longtemps été utilisée comme isolantdans l’appareillage électrique (cf. article [D 230]

Huiles et liquidesisolants

). Bien que la production de disjoncteurs à huile soit mainte-nant terminée, de très nombreux appareils sont actuellement enservice dans les réseaux à haute tension.

Les propriétés diélectriques de l’huile minérale, lorsqu’elle esttrès pure, sont excellentes. C’est le cas notamment quand elle estutilisée dans des matériels tels que les transformateurs ou lescondensateurs.

Dans le cas des disjoncteurs, l’huile est soumise à l’action de l’arcélectrique et renferme de l’humidité, car ces appareils ont des orifi-ces de communication avec l’atmosphère. Pour cette utilisation,l’huile contient donc, outre humidité, des poussières diverses tellesque des particules de carbone.

La tenue diélectrique de l’huile est très influencée par l’humiditéet ces particules lorsque les distances entre pièces sous tension sontfaibles. Lorsque les distances sont grandes, comme dans le cas desdisjoncteurs à haute tension, la tenue diélectrique est beaucoupmoins influencée, ce qui permet d’obtenir les tenues diélectriquesexigées par les normes (CEI 60694). En effet, dans le cas de faiblesdistances, et sous l’action d’un champ électrique uniforme, les pous-sières et les gouttelettes d’eau forment des chaînes conductrices quifavorisent l’amorçage. Lorsque les distances sont plus grandes, etdans un champ non uniforme, les particules sont attirées vers lesconducteurs sans former de chaînes conductrices, le milieu interé-lectrodes se trouve ainsi progressivement nettoyé.

L’humidité et les poussières sont surtout néfastes parce qu’ellespeuvent se déposer à la surface des isolants et même, dans le casd’isolants organiques (cf. § 1.6.3), imprégner les couches superficiel-les de l’isolant, compromettant ainsi leur tenue diélectrique.

Pour ces raisons, il est indispensable de surveiller l’état de l’huilede l’appareillage et de renouveler celle-ci en fonction du nombre decoupures effectuées par l’appareil. Pour l’entretien des appareils à

huile, on recommande aussi de rincer à l’huile propre les surfacesisolantes afin de les débarrasser de dépôts éventuels.

1.5 Isolants gazeux

Le lecteur pourra se reporter aux articles [D 2 530]

Gaz isolants

et[D 2 540]

Isolation sous vide

.

1.5.1 Air à la pression atmosphérique

L’air à la pression atmosphérique est un des isolants gazeux lesplus utilisés pour l’appareillage électrique à haute tension. En effet,l’isolation externe des appareils « ouverts », des traversées isolan-tes du matériel sous enveloppe métallique ou des disjoncteurs«

dead tank

» pour le raccordement aux lignes aériennes, est faitedans l’air à la pression atmosphérique.

La rigidité de l’air à la pression

p

de 101,3 hPa et à la température

T

de 25 ˚C est sensiblement égale, en valeur maximale, à 30 kV/cmsoit, pratiquement, en valeur efficace, à 21 kV/cm. Elle est propor-tionnelle à la pression et inversement proportionnelle à la tempéra-ture en kelvins.

Pour les

appareils

installés

en altitude

, il est nécessaire de tenircompte de la réduction de la rigidité de l’air pour définir la « ligned’étincelle » (distance dans l’air entre pièces sous tension ou entreune pièce sous tension et la terre) des isolateurs extérieurs(cf. [D 4 694]).

1.5.2 Air comprimé

La tension disruptive de l’air, au-dessus de la pression atmosphé-rique, augmente en fonction de la pression.

L’air comprimé a donc été utilisé pendant longtemps non seule-ment comme fluide de coupure, mais aussi pour l’isolation des par-ties actives de disjoncteurs. En employant de l’air comprimé, entre15 et 50 bar, il a été ainsi possible de réduire fortement la distanceentre les contacts d’une chambre de coupure. Pour cette utilisation,l’air doit être sans huile et bien séché.

1.5.3 Hexafluorure de soufre

On pourra se reporter aux articles [D 4 705]

Techniques de cou-pure en moyenne tension

et [D 4 590]

Postes sous enveloppe métal-lique PSEM

pour les caractéristiques générales du SF

6

.

Dans les conditions normales de pression et de température,l’hexafluorure de soufre [13], [14] est un gaz incolore, inodore, inerteet incombustible. Sa densité est élevée du fait de sa masse molécu-laire importante (146,07 g). Ce sont ses excellentes propriétés chimi-ques, diélectriques et thermiques qui ont conduit à son utilisationcomme agent d’isolation et d’extinction de l’arc.

Stabilité chimique

Le SF

6

n’attaque aucun matériau lorsque la température est infé-rieure à 500 ˚C. S’il subit une dissociation à haute température, cephénomène est presque entièrement réversible et la quantité deproduits de décomposition, qui se forment pendant une coupure,est négligeable.

La coupure donne des oxyfluorures de soufre (SOF

4

, SOF

2

,SO

2

F

2

), des fluorures « inférieurs » (HF, SF

2

, SF

4

...) et des fluoruresmétalliques (WF

2

) qui se déposent sous la forme de poudres blan-ches ne perturbant pas la tenue diélectrique de l’appareillage. Lesproduits de décomposition du SF

6

sont facilement adsorbés par dutamis moléculaire (cf. figure

7

).

ＱＱＳ


Ｔ

ＱＱＴ

Ｔ



par Denis DUFOURNETMembre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE) et de l’Institutaméricain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE)Chef de recherches Principes de coupure ALSTOM T & D (Transmission & Distribution)

ans ce fascicule, on verra, tout d’abord, le dimensionnement et la constitu-tion des disjoncteurs à haute tension, une présentation succincte des sec-

tionneurs à haute tension et des matériels de sous-stations compactes.On décrira, ensuite, les différents types d’essais de l’appareillage électrique et

les principaux laboratoires d’essais.L’empirisme qui prévalait il y a vingt ans est maintenant révolu ; il est fait lar-

gement appel aux programmes de calcul pendant la phase de dimensionnementdes disjoncteurs SF6 et, aussi, pendant la phase d’essais pour affiner les paramè-tres du calcul et extrapoler les résultats d’essais à d’autres conditions de fonc-tionnement.

Cependant la vérification des performances en vraie grandeur, dans un labora-toire d’essais de puissance, reste indispensable pour valider les paramètres défi-nis pendant la préétude et élaborer les rapports d’essais de type (ou certificats).

Enfin, on terminera par une présentation de la surveillance d’état de l’appa-reillage et des techniques de diagnostic, puis des considérations environnemen-tales qui concernent tout particulièrement les appareils au SF6.


D 4 690 Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation.D 4 692 Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des cou-

rants.D 4 694 Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels.D 4 696 Annexes.Doc. D 4 698 Pour en savoir plus.Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres.Le lecteur devra assez souvent se reporter aux autres fascicules.L’article D 4 700 traite l’« interruption des circuits alimentés en courant

continu ».

1. Disjoncteurs à haute tension ............................................................... D 4 694 - 2

2. Sectionneurs ............................................................................................. — 11

3. Matériel hybride : disjoncteur-sectionneur ...................................... — 12

4. Essais de type ........................................................................................... — 12

5. Autres essais de l’appareillage ............................................................ — 20

6. Laboratoires d’essais .............................................................................. — 21

7. Contrôle du fonctionnement en service............................................ — 22

8. Perspectives et conclusion ................................................................... — 24

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc. D 4698

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ＱＱＵ

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1. Disjoncteurs à haute tension

Depuis le début du XXe siècle, de nombreuses techniques ont étémises au point pour interrompre le courant. Nous ne décrirons icique les plus récentes qui utilisent l’air comprimé et le SF6 commeagent de coupure. Ces techniques ont supplanté la coupure dansl’air atmosphérique ou l’huile qui étaient utilisées auparavant.

La technique de coupure dans l’huile a été longtemps utiliséepour les disjoncteurs MT et HT. Elle a permis de répondre demanière économique à la plupart des besoins des réseaux jusqu’à lafin des années 1970. À l’époque, les grands pouvoirs de coupure nepouvaient être obtenus qu’avec les disjoncteurs à air comprimé.

Par la suite, le SF6 a été préféré comme agent de coupure en rai-son des limites des disjoncteurs à huile en coupure de courantscapacitifs et des inconvénients liés à l’inflammabilité de l’huile et desa carbonisation par l’arc.

La difficulté de réalisation d’ampoules à vide ayant une tenue dié-lectrique suffisante pour la haute tension explique que l’utilisationdu vide comme milieu de coupure est restée limitée aux applica-tions MT (cf. [D 4 705] Techniques de coupure en moyenne tension).

Avant de rappeler les différents types de disjoncteurs actuelle-ment encore en service dans l’industrie, nous voyons tout d’abordquelques règles et critères qui sont utilisés pour le dimensionne-ment des disjoncteurs.

1.1 Dimensionnement

Le dimensionnement d’un disjoncteur est un travail complexe. Onrappelle que le disjoncteur est le seul appareil qui possède un pou-voir de coupure en court-circuit, ce qui rend son dimensionnementtrès délicat, car il y a davantage de contraintes à prendre en compte.

Il s’agit de déterminer un ensemble de paramètres qui permetd’obtenir les cinq principaux types de performance en coupure :

— de défaut aux bornes à 100 % du pouvoir de coupure ;— de défaut aux bornes à 10 %, 30 % et 60 % du pouvoir de

coupure ;— de défaut en ligne à 90% du pouvoir de coupure ;— de discordance de phases à 25% du pouvoir de coupure ;— de courants capacitifs des lignes à vide (câbles à vide, batteries

de condensateurs).

En pratique, il faut définir une géométrie de zone de coupure et lescaractéristiques de la commande qui permettent d’avoir les perfor-mances exigées avec le meilleur compromis possible entre ces dif-férentes exigences de coupure.

Dans le cas d’un défaut proche en ligne, il existe des liens entre :

— les contraintes de coupure (di /dt, du/dt, uc) ;— les facteurs qui influent sur la coupure (surpression, tempéra-

ture et débit de gaz...) ;— les paramètres d’une chambre de coupure et de la commande

(volume de soufflage, diamètre de buse, pression de remplissage engaz, vitesse d’ouverture, énergie de manœuvre, masse mobile, perted’énergie par frottement...).

Il y a lieu, par ailleurs, de s’assurer que les paramètres définispour la coupure sont bien compatibles avec les exigences de tenuediélectrique entre entrée et sortie et de coordination des tenues dié-lectriques entre contacts d’arc et contacts permanents.

Les nombreuses interactions qui existent entre les différents fac-teurs/paramètres nécessitent l’utilisation de programmes de calculqui intègrent à la fois les simulations mécaniques (vitesse, courbede déclenchement...), thermodynamiques (surpression, tempéra-

ture de gaz...) et les simulations électriques (résistance et tensiond’arc, tension rétablie...).

Des programmes de calcul sont utilisés pour étudier le fonction-nement à vide et en coupure. Un modèle d’arc et les critères de cou-pure incorporés dans certains de ces programmes permettentd’étudier la coupure au passage par zéro du courant et donc dedéterminer la plage de coupure théorique (durées d’arc minimaleset maximales).

La coupure de courants capacitifs peut être étudiée à l’aide de pro-grammes de calculs combinés d’écoulement gazeux et de champélectrique qui permettent d’établir s’il y a un risque de réamorçagepour des conditions données de coupure (cf. [D 4 692] § 4.3) [25] [46].

Ce type de programme est aussi utilisé pour simuler la phase defort courant en coupure de court-circuit. Dans ce cas, il permet decalculer les champs de température, de pression et de densité entout point d’une chambre de coupure, tout en tenant compte dudéplacement de la partie mobile. Il sert soit à déterminer les caracté-ristiques du gaz dans le volume d’expansion et dans la buse de souf-flage, soit à étudier l’échappement du gaz de soufflage en aval de labuse ou du contact d’arc mobile.

L’art du concepteur de disjoncteur consiste à donner des valeursoptimales aux différents paramètres de coupure afin d’obtenir lesperformances assignées à l’appareil, avec un encombrement et uneénergie de manœuvre aussi réduits que possible, mais suffisantspour conserver une marge de sécurité tenant compte des dérivespotentielles des caractéristiques lors de la production.

Suivant le cas, ces critères de dimensionnement sont :

— des formules issues de la modélisation d’arc (cf. [D 4 692]§ 4.4.3) ;

— des valeurs limites de gradient de tension maximal à ne pasdépasser pour assurer la tenue diélectrique ;

— des valeurs limites de température de gaz lorsque celui-ci estutilisé pour le soufflage ;

— des règles empiriques obtenues en combinant des connaissan-ces sur la physique de l’arc, des résultats expérimentaux et un peude bon sens ;

— des règles de dimensionnement des pièces conductrices ducourant permettant de ne pas dépasser les limites d’échauffementadmissibles ;

— une valeur d’énergie maximale pouvant être dissipée dans unerésistance de fermeture...

Dans ce domaine, comme dans d’autres domaines techniques, iln’y a pas toujours unicité de point de vue quant à la validité descritères. En fin de compte, c’est la comparaison avec les résultatsexpérimentaux qui permet de valider les critères de dimensionnement.

1.2 Disjoncteurs à huile

Dans un disjoncteur à huile (cf. [D 4 692] § 1.4), l’arc décomposecelle-ci en formant des gaz constitués principalement d’hydrogène(70 %) et d’acétylène (20 %). L’énergie d’arc étant consommée par lavaporisation et la décomposition de l’huile, l’arc se refroidit ets’interrompt au voisinage du passage par zéro du courant. La hauteconductivité thermique de l’hydrogène permet de refroidir énergi-quement l’arc, ce qui favorise une régénération diélectrique trèsrapide du milieu interélectrodes.

Disjoncteurs à gros volume d’huile

Les premiers disjoncteurs à huile à haute tension furent desdisjoncteurs à gros volume d’huile qui comportaient deux élémentsde coupure en série par pôle, placés dans une cuve métallique(figure 1). Ce sont les précurseurs des disjoncteurs Dead Tankactuels (cf. [D 4 690] § 2.5). Suivant les technologies utilisées, l’arcse développait soit librement dans la cuve, soit en étant enfermédans un pot de coupure qui avait pour objet de limiter la longueur

ＱＱＶ


Ｔ



d’arc et de favoriser son refroidissement par la production de jets degaz sous pression.

Ces appareils ont eu des applications en haute tension jusqu’à 345 kV.

Disjoncteurs à faible volume d’huile

Ces disjoncteurs ont été conçus pour réduire la quantité d’huileutilisée, les efforts de réaction au sol et les dangers d’incendie desappareils à gros volume d’huile.

Ce sont des appareils à isolement dans l’air (cf. [D 4 690] § 2.5) oùl’arc est contenu dans un pot de coupure (figure 2) qui permet deréduire la durée d’arc et l’énergie transmise au volume d’huile. Cesont les précurseurs des disjoncteurs à autosoufflage car l’énergied’arc est utilisée pour générer la surpression nécessaire au souf-flage et à l’extinction de l’arc.

Des disjoncteurs de ce type ont eu des applications en hautetension jusqu’à 765 kV avec un pouvoir de coupure pouvant attein-dre 50 kA, à condition de disposer d’un nombre suffisant dechambres de coupure en série par pôle (par exemple 6 chambrespar pôle de disjoncteur 420 kV).

La figure 3 donne un exemple de réalisation d’un appareil à faiblevolume d’huile.

L’arrêt de la fabrication des disjoncteurs à huile et leur disparitionprogressive dans les réseaux HT peuvent s’expliquer par :

— les risques d’incendie en cas de non-coupure par ce typed’appareil ;

— la difficulté rencontrée pour l’entretien et la remise en étataprès coupure ;

— les performances limitées en coupure de courants capacitifs etde défaut aux bornes.

1.3 Disjoncteurs à air comprimé

L’air comprimé (cf. [D 4 692] § 1.5.2) possède une rigidité diélectri-que élevée et de bonnes caractéristiques thermiques qui permettentd’obtenir un refroidissement rapide de l’arc au voisinage du pas-sage par zéro du courant.

Les disjoncteurs à air comprimé utilisent l’écoulement de l’air àtravers des tuyères pour refroidir l’arc et obtenir sa désionisation(figure 4). Les pouvoirs de coupure les plus élevés exigés ont puêtre atteints en augmentant la pression (30 à 50 bar).

La dernière génération de disjoncteurs de ce type comporte despôles entièrement et en permanence sous pression (figure 5). Lestuyères sont métalliques et à double soufflage. Les valves situées enaval des tuyères sont manœuvrées par des tringles. Cette disposi-tion a permis de réduire la durée de coupure à deux cycles à 60 Hz

Figure 1 – Disjoncteur à gros volume d’huile

Figure 2 – Pots de coupure des disjoncteurs à faible volume d’huile

Cuve métallique

Traverséeisolante

Organe demanœuvre

Cylindre isolant

Contact fixe

Pot de coupure

Contact mobile

Contact fixe

Contactmobile

soufflage transversalbsoufflage axiala soufflage mixtec

Figure 3 – Disjoncteur à faible volume d’huile

ＱＱＷ


Ｔ



(16,7 ms), ce qui est nécessaire en très haute tension pour maintenirla stabilité du réseau en cas de défaut.

Les disjoncteurs à air comprimé exigent un entretien régulier, enparticulier des stations de compression.

Ils ont gardé pendant longtemps le monopole des hautes perfor-mances (pouvoir de coupure jusqu’à 100 kA en haute tension, cou-pure en deux cycles, surtensions réduites grâce à l’utilisation derésistances d’ouverture et de fermeture).

La technique de coupure à air comprimé est bien adaptée auxfonctionnements à très basse température, car il n’y a pas de risquede liquéfaction du gaz de coupure. Pour cette raison, ces disjonc-teurs sont encore largement utilisés au Canada.

Cette technique de coupure est actuellement la seule utilisée pourles disjoncteurs de générateurs à très fort pouvoir de coupure(275 kA sous 36 kV).

1.4 Disjoncteurs au SF6

1.4.1 Disjoncteurs à soufflage autopneumatique

Le principe du soufflage autopneumatique s’est développé aucours des années 1970 et au début des années 1980 pour répondreaux spécifications les plus difficiles et aboutir au développementd’appareils de plus en plus performants [126].

Dans le fascicule [D 4 692], la figure 7 rappelle de manière sché-matique le principe de coupure de ces appareils.

Pendant la manœuvre de déclenchement, le disjoncteur produitlui-même la compression du gaz nécessaire au soufflage de l’arc. Ledéplacement relatif du cylindre de soufflage par rapport au pistonfixe crée une surpression dans le cylindre qui s’évacue à l’intérieurde la buse et refroidit l’arc.

Figure 4 – Tuyères de disjoncteurs à air comprimé : différents schémas

Figure 5 – Disjoncteur à air comprimé à haute tension

Historique

Bien que les excellentes qualités diélectriques du SF6 étaientconnues dès 1938 (cf. [D 4 692] § 1.5.3), la révélation des pro-priétés exceptionnelles du SF6 pour l’interruption d’un courant aété faite dans le brevet de H.J. Lingal, T.E. Browne et A.P. Stormdéposé aux États-Unis le 19 Juillet 1951 [13].

La première application industrielle du SF6 pour la coupuredate de 1953 ; il s’agissait d’interrupteurs en charge à haute ten-sion (15 à 161 kV) dont le soufflage autopneumatique permettaitde couper 600 A.

La première réalisation d’un disjoncteur SF6 à haute tension aété faite en 1956 par Westinghouse mais le pouvoir de coupureétait alors limité à 5 kA sous 115 kV (1 000 MVA) et cet appareilcomportait 6 chambres de coupure en série par pôle.

Dans le même temps, en 1957, les Ateliers de Constructionsélectriques de Delle ont réalisé un disjoncteur 23 kV, 250 MVA,de type FRUR, pour cellules de distribution, puis un disjoncteurDead Tank pour locomotive 25 kV, 200 MVA autopneumatique àbuse isolante [7].

Il faut attendre 1959 pour voir la production par Westinghousedu premier disjoncteur SF6 à grand pouvoir de coupure 41,8 kAsous 138 kV (10 000 MVA) et 37,6 kA sous 230 kV (15 000 MVA).Ce disjoncteur tripolaire du type Dead Tank comprenait 3 cham-bres de coupure en série par pôle et fonctionnait avec une pres-sion relative de SF6 de 13,5 bar pour le soufflage et de 3 barpour assurer la tenue diélectrique. Des performances intéres-santes étaient déjà obtenues grâce aux hautes pressionsutilisées ; cependant, ces appareils présentaient le risque deliquéfaction du SF6 pour des températures inférieures à 5 ˚C, ilfallait donc prévoir un maintien en température du réservoir àhaute pression.

Les très bonnes propriétés du SF6 décrites en [D 4 692] ontentraîné l’extension de la technique SF6 au cours des années1960 et son utilisation pour le développement de disjoncteurs àfort pouvoir de coupure sous des tensions de plus en plus éle-vées allant jusqu’à 765 kV [3].

Le développement des réseaux à très haute tension et lanécessité de faire pénétrer les réseaux à l’intérieur des agglo-mérations et des zones industrielles ont entraîné la conceptionde nouveaux types de postes à encombrement réduit du type« blindé » ou « sous enveloppe métallique ». Une forte réduc-tion de l’encombrement n’est possible qu’en substituant à l’airun gaz, tel que le SF6, possédant de très bonnes propriétés dié-lectriques, ce gaz devant être nécessairement contenu dans desenveloppes métalliques au potentiel de la masse. On en arrivetout naturellement à la conception des postes blindés au SF6.

L’application de cette technique en haute tension a permis deréaliser, dès 1966, le premier poste prototype expérimentalblindé à 220 kV, installé au Plessis-Gassot (près de Paris), et lepremier disjoncteur autopneumatique F 14, mis en service en1969 au poste de Vaise (Lyon).

ＱＱＸ


Ｔ



Ces chambres de coupure sont dites à double soufflage, car lerefroidissement de l’arc nécessaire à son extinction est obtenu parun premier soufflage, exercé vers le haut à l’intérieur de la buse iso-lante et par un second, dirigé vers le bas à l’intérieur du contactd’arc mobile.

La mise au point de nouvelles générations de disjoncteurs au SF6très performantes a entraîné la suprématie de ces appareils dans lagamme 7,2 kV à 245 kV.

À partir de 1983 la réalisation des disjoncteurs à 245 kV monocou-pure, et des appareils correspondants à 420 kV, 550 kV et 800 kV, aconduit à la domination de la technique SF6 dans l’ensemble de lagamme à haute tension.

Sur le plan technique, plusieurs caractéristiques de ces disjonc-teurs peuvent expliquer leur succès :

— la simplicité de la chambre de coupure qui ne nécessite pas dechambre auxiliaire pour la coupure ;

— l’autonomie des appareils apportée par la techniqueautopneumatique ;

— la possibilité d’obtenir les performances les plus élevées,jusqu’à 63 kA, avec un nombre réduit de chambres de coupure : uneseule chambre est nécessaire en 245 kV pour couper 50 kA, deux en420 kV, trois pour les disjoncteurs de ligne 550 kV et quatre en800 kV (figure 6) ;

— un temps de coupure correspondant à 2 ou 2,5 cycles à fré-quence industrielle ;

— une grande endurance électrique qui permet de garantir unedurée de vie d’au moins 25 ans ;

— une réduction de l’encombrement possible avec les postessous enveloppe métallique MT et HT ;

— la possibilité d’équiper les chambres de résistances de ferme-ture ou d’effectuer des manœuvres synchronisées ;

— la sécurité de fonctionnement ;— un faible niveau de bruit.

Une simplification accrue des disjoncteurs SF6 à haute tension aété obtenue en intégrant le dispositif d’insertion de résistance defermeture à l’intérieur de la chambre de coupure [94]. Dans ce cas,la résistance est située à l’extrémité de la chambre, à l’intérieurd’une enveloppe métallique mais isolée de celle-ci par le SF6contenu dans le pôle (figure 6).

La réduction du nombre de chambres de coupure a entraîné unegrande simplification des appareils par la diminution du nombre depièces en mouvement, du nombre de joints d’étanchéité... Il en adonc résulté une amélioration de la fiabilité des appareils qui estvenue s’ajouter à l’augmentation déjà signalée du pouvoir de cou-pure.

1.4.2 Disjoncteurs à autosoufflage

La période 1984-2000 a été marquée par le fort développementdes moyens de calcul et de modélisation des disjoncteurs au SF6,avec, par voie de conséquence, la réalisation de nouveaux appareilsà faible énergie de manœuvre caractérisés notamment par l’utilisa-tion importante de l’énergie d’arc pour la coupure.

L’autosoufflage s’est substitué en grande partie au soufflage auto-pneumatique pour la coupure des forts courants, la coupure descourants faibles étant toujours obtenue dans la majorité des cas parun soufflage autopneumatique [9].

La figure 7 montre que, pendant la phase de fort courant, l’arcamorcé entre les contacts fixes et mobiles transmet une grande par-tie de son énergie au volume d’expansion thermique Vt. Au passagepar zéro du courant, la surpression ainsi créée se vidange à traversla buse isolante et à l’intérieur du contact mobile. Ce double souf-flage permet de refroidir et d’interrompre efficacement l’arc. Pour lacoupure des courants faibles, un soufflage autopneumatiqued’appoint est effectué dans le volume Vp, le gaz comprimé venantsouffler l’arc par l’intermédiaire du volume Vt.

Une évolution des chambres de coupure à autosoufflage aconsisté à introduire un clapet entre le volume d’expansion et levolume de compression [124]. Ce principe est illustré par la figure 8.

En coupure de faibles courants, le clapet s’ouvre sous l’effet dela surpression générée dans le volume de compression. Le souf-flage de l’arc s’effectue comme dans un disjoncteur à soufflageautopneumatique (§ 1.4.1), grâce à la compression de gaz obtenuepar pistonnage.

Dans le cas d’une coupure de forts courants, l’énergie d’arc pro-duit une forte surpression dans le volume d’expansion, ce quientraîne la fermeture du clapet et isole le volume d’expansion duvolume de compression. La surpression nécessaire à la coupure estobtenue par une utilisation optimale de l’effet thermique et de l’effetbouchon produit lorsque la section de l’arc réduit de manière signi-ficative l’échappement du gaz dans la buse.

Pour éviter une consommation excessive d’énergie par compres-sion de gaz, une soupape limite la surpression dans le volume decompression à la valeur nécessaire pour la coupure des faibles cou-rants de court-circuit.

La figure 9 montre la simulation d’une coupure à 100 % du pou-voir de coupure asymétrique (séquence T 100a) avec l’évolution ducourant d’arc iarc, du déplacement (x) du contact mobile et de la sur-pression (∆p) de soufflage. Pendant la première partie de la manœuvre,

Figure 6 – Disjoncteur 800 kV-40 kA avec résistances de fermeture

C h s s i s

CondensateurRésistanceà fermeture

Chambre

Colonne

Amortisseurs

Châssis

CondensateurRésistanceà fermeture

Chambre

Colonne

Amortisseurs

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Appareillage électriqued’interruption HT. Annexes

par Denis DUFOURNETMembre Senior de la Société des électriciens et des électroniciens (SEE)et de l’Institut américain des ingénieurs électriciens et électroniciens (IEEE)

ans ce fascicule, nous donnons les calculs permettant de déterminer latension rétablie à la coupure de chaque pôle dans le cas d’un défaut aux

bornes triphasé et les courants de défaut aux bornes triphasé, biphasé etmonophasé. On trouvera également la détermination de la forme de la tensiontransitoire de rétablissement d’un défaut proche en ligne et des explicationssur la forme de la tension transitoire de rétablissement dans le cas d’un défautaux bornes.

L’article « Appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension » faitl’objet de plusieurs fascicules :

[D 4 690] Partie 1 : Généralités. Classifications. Caractérisation.[D 4 692] Partie 2 : Problèmes fondamentaux. Établissement et coupure des courants.[D 4 694] Partie 3 : Présentation de l’appareillage. Essais de type et individuels.[D 4 696] Annexes.Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez souvent se

reporter aux autres fascicules.L’article [D 4 700] traite l’« Interruption des circuits alimentés en courant continu ».

1. Tension rétablie dans le cas d’un défaut aux bornes triphasé.... D 4 696 - 21.1 Calcul du facteur de premier pôle .............................................................. — 21.2 Calcul du facteur de tension rétablie pour le deuxième pôle qui coupe — 31.3 Conclusion.................................................................................................... — 4

2. Courants de défaut aux bornes triphasé, biphasé et monophasé............................................................................ — 4

2.1 Défaut aux bornes triphasé......................................................................... — 42.2 Défaut aux bornes biphasé......................................................................... — 42.3 Défaut aux bornes monophasé .................................................................. — 5

3. Défaut proche en ligne : tension transitoirede rétablissement (TTR) ........................................................................ — 5

3.1 Détermination de la forme de la TTR du côté de la ligne......................... — 53.2 Calcul des paramètres de la TTR du côté de la ligne................................ — 6

3.2.1 Défaut proche en ligne L90 ................................................................ — 63.2.2 Défaut proche en ligne L75 ................................................................ — 7

4. Défaut aux bornes : tension transitoirede rétablissement (TTR) ......................................................................... — 7

4.1 Généralités ................................................................................................... — 74.2 Équivalence des systèmes mécanique et électrique ................................ — 84.3 Régime transitoire du système mécanique équivalent ............................ — 84.4 Régime transitoire du circuit électrique..................................................... — 84.5 TTR à quatre paramètres ............................................................................ — 9


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APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT. ANNEXES ___________________________________________________________________________________


1. Tension rétablie dans le cas d’un défautaux bornes triphasé

Le calcul de la tension rétablie est fait en utilisant le systèmede composantes symétriques directes, inverses et homopolaires(indices d, i et 0) [10] [11].

Cette méthode, publiée en 1918 par C.L. Fortescue, permet derésoudre les problèmes de calcul de distribution des courants dansles réseaux polyphasés déséquilibrés.

Elle permet aussi de déterminer de manière relativement simplela tension rétablie (ou le facteur de pôle) à la coupure de chaquepôle d’un disjoncteur. La TTR peut être ensuite déduite en multi-pliant la valeur crête de la tension rétablie par le facteur d’ampli-tude.

Ce calcul est détaillé ici car il est difficile de trouver la détermi-nation complète des facteurs de pôle (rapport entre la tension réta-blie sur un pôle et la tension entre phase et terre) dans lalittérature.

1.1 Calcul du facteur de premier pôle

Le schéma de la figure 1 montre la configuration du circuit (I et Vétant respectivement les courants et tensions aux bornes de cha-que pôle) après la coupure du premier pôle.

La tension entre phase et terre est égale à E .

On a :

(1)

avec l’opérateur de rotation :

(2)

Les composantes symétriques des tensions sont données(X étant les réactances correspondantes) par :

(3)

ce qui donne, à partir des relations (1) :

– X0 I0 + a 2 (E – Xd Id) – a X i I i = 0

– X0 I0 + a (E – Xd Id) – a2 X i I i = 0

Id + I i + I0 = 0

Il vient :a2 Xd Id + a Xi Ii + X0 I0 = a2 E (4)

a Xd Id + a2 Xi Ii + X0 I0 = a E (5)

Id + Ii + I0 = 0 (6)

La combinaison des relations (4) et (5) donne :

a [rel.(5)] – [rel.(4)] ⇒ (1 – a ) X i I i + (a – 1) X0 I0 = 0⇒ X i I i = X0 I0 (7)

a [rel.(4) – rel.(5)] ⇒ Xd Id (1 – a ) + (a – 1) X0 I0 = (1 – a ) E⇒ Xd Id – X0 I0 = E (8)

On obtient donc le système suivant de trois équations (6), (7), (8)avec 3 inconnues :

Résolution du système d’équations

L’équation (6) s’écrit avec (7) :

soit :

L’équation (8) s’écrit alors :

donc :

Les composantes symétriques des courants s’écrivent finale-ment :

(9)

(10)

(11)

Calcul de V1

Ayant déterminé les composantes symétriques des courants, onpeut en déduire la tension V1 en amont du premier pôle qui coupe.

Id Ii I0+ + 0=

V0 a2 Vd a Vi+ + 0=

V0 a Vd a2 Vi+ + 0= I1 0=

V2 0=

V3 0=

→

→

→

a exp 1 j 2 π

3 ---------- 2 –

12 --- j

32

----------+= =

Vd E Xd IdÐ=

Vi X i I i Ð=

V

0 X 0 I 0 Ð=

Figure 1 – Circuit avec un défaut aux bornes triphasé et coupure du premier pôle

Z impédance de mise à la terre

Z

E I1

I2

I3

V1

V2

V3

Id Ii I0+ + 0=

Xi Ii X0 I0=

Xd Id X0 I0Ð E=

Id

X0 I0

Xi---------------- I0+ + 0=

I0

Xi X0+( )

Xi----------------------------- I d Ð=

I0 I

d

X

i X

i

X

0

+-----------------------Ð=

Xd Id

X0 Xi

Xi X0+----------------------- Id

+ E=

Id 1Xd

X0 Xi

Xi X0+-----------------------2+ E=

Id

E

Xd

X0 Xi

Xi X0+-----------------------+

-----------------------------------------=

I0 I

d

X

i X

i

X

0

+

------------------------Ð=

Ii I d I 0 ÐÐ I

d

X

0 X

i

X

0

+

-----------------------Ð= =

ＱＲＲ


Ｔ

___________________________________________________________________________________ APPAREILLAGE ÉLECTRIQUE D’INTERRUPTION HT. ANNEXES


D 4 696

−

3

Pour cela, on revient aux composantes habituelles de tension et onutilise le système de relations (3) :

V

1

=

V

0

+

V

d

+

V

i

= –

X

0

I

0

+

E

–

X

d

I

d

–

X

i

I

i

Avec les relations (10) et (11), il vient :

et en remplaçant

I

d

par sa valeur (9) :

soit :

(12)

En général

X

d

=

X

i

; on obtient finalement pour le

facteur depremier pôle

:

(13)

Si (neutre non directement à la terre) :

Si

X

0

= 3,25

X

d

(neutre directement à la terre) :

1.2 Calcul du facteur de tension rétablie pour le deuxième pôle qui coupe

Le schéma de la figure

2

montre la configuration du circuit aprèsla coupure du premier et du deuxième pôle. Pour une commoditéde calcul, on considère que c’est la phase 1 qui reste à la terre.

On a :

I

2

= 0 ;

I

3

= 0 ;

V

1

= 0

d’où :

On en déduit :

I

0

=

Id = I i (14)

Relation entre les tensions

On a :

V2 = V0 + a2 Vd + a V i (15)

avec pour les composantes symétriques :

(16)

et pour la tension V1 :

V1 = V0 + Vd + V i = – X0 I0 + E – Xd Id – X i I i

La condition de mise à la terre de la phase 1 entraîne (avec larelation (14)) :

(17)

À partir des relations (15) et (16), on déduit :

et en utilisant les relations (14) et (17) :

V2 = – (X0 + a2 Xd + aX i) Id + a 2 E

Sachant que a est donné par la relation (2), il vient :

d’où :

(18)

L’expression (18) donne la tension rétablie aux bornes dusecond pôle qui coupe. Il suffit de calculer son module pourconnaître son amplitude et le facteur de tension kpp2 corres-pondant :

Figure 2 – Circuit avec un défaut aux bornes triphasé et coupure des deux premiers pôles

V1

X0 Xi

Xi X0+----------------------- Id E Xd Id

X0 Xi

Xi X0+----------------------- Id+ +=

V1 12 X0 Xi

Xi X0+----------------------- Xd2

E

X

d

X

0

X

i

X

i

X

0

+-----------------------+

----------------------------------------- E +=

V1 12 X0 Xi Xi Xd X0 Xd

Xd Xi Xd X0 X0 Xi+ +----------------------------------------------------------------------2E E+=

V1

E-------- 1 2 X0 Xi Xi Xd X0 Xd

Xd Xi Xd X0 X0 Xi+ +----------------------------------------------------------------------2 1+

3 X0 Xi

Xd Xi Xd X0 X0 Xi+ +-----------------------------------------------------------------= =

V1

E---------3 X0 Xd

X d2 2 Xd X0+

-----------------------------------------

3 X0

Xd 2 X0+-------------------------------= =

X0 >> Xd

kpp1

V1

E--------- 1,5= =

kpp1

V1

E--------- 1,3= =

Z impédance de mise à la terre

Z

E I1

I2

I3

V1

V2

V3

I013-----

1I1 I2 I3+ + 2I1

3-------= =

Id13----- 1I1 a I2 a2 I3+ + 2

I1

3-------= =

Ii13----- 1I1 a2 I2 a I3+ + 2

I1

3-------= =

Vd E Xd Id=

Vi X i I i =

V

0 X 0 I 0 =

V1 0 Id⇒E

Xd Xi X0+ +---------------------------------------= =

V2 X0 I0 a2 E Xd Id( )+ a Xi Ii=

V2

X0 1 a2+( ) Xi a a2+( )+[ ] E

X0 Xd Xi+ +-----------------------------------------------------------------------------------------------=

V2

12 ----- 3 j 3 + ( ) X 0 j 3 X i

X

0

X

d

X

i

+ +-------------------------------------------------------------------------------

E

=

V2

E-------- 3

32

-----------

X

0

j

1

X

0

2

---------

X

i 2

++

X 0 X

d X

i + +

------------------------------------------------------------------=

kpp2 31 3

4-----X 0

2X 0

2

4----------- X0 Xi X i22

1 2/+ + +

X0 Xd Xi+ +---------------------------------------------------------------------------------------------=

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Interruption des circuits alimentés en courant continu

par Yves PELENCDirecteur Scientifique honoraire Merlin GerinAncien Professeur à l’Institut National Polytechnique de Grenoble

Réédition actualisée de l’article paru en 1988

’utilisation du courant continu reste pour le moment peu répandue en hautetension. Toutefois, l’étude des phénomènes liés à son interruption constitue

un préalable dont les vertus pédagogiques sont irremplaçables pour aborder,dans les meilleures conditions, la compréhension des problèmes de coupure encourant alternatif.

L’appareillage électrique d’interruption à courant alternatif à haute tension esttraité dans les fascicules [D 4 690] à [D 4 698].

1. Problématique de l’interruption des courants continus ............................................................................ D 4 700 - 2

2. Modélisation du comportement dynamique de l’arc ..................... — 6

3. Pointe d’extinction .................................................................................. — 9

4. Temps de coupure.................................................................................... — 11

5. Énergie de coupure.................................................................................. — 12

6. Utilisation d’un condensateur en parallèle sur l’arc...................... — 13

7. Avenir du transport en courant continu à haute tension ............. — 16

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INTERRUPTION DES CIRCUITS ALIMENTÉS EN COURANT CONTINU ______________________________________________________________________________


1. Problématique de l’interruption des courants continus

1.1 Interruption d’un courant continu

Examinons le cas, apparemment le plus simple, d’un circuitinductif (R, L) alimenté en courant continu (figure 1 a).

Pour réaliser l’interruption du courant parcourant ce circuit, il fautet il suffit que la résistance r de l’interrupteur, supposée initialementnulle, croisse et devienne infinie (figure 1 b) ou, en d’autres termes,que sa conductance diminue, puis s’annule. Lorsque cette conditionunique est réalisée, l’appareil, devenu isolant, n’est plus traversépar aucun courant.

La loi de variation de la résistance de l’interrupteur peut, à pre-mière vue, être quelconque. Toutefois, le raisonnement et le calculmontrent que l’énergie dépensée sous forme d’effet Joule dansl’interrupteur au cours de la coupure est d’autant plus faible que lavariation de la résistance de ce dernier est plus rapide. On a doncintérêt à agir dans ce sens.

Cependant, même si cette variation est infiniment rapide, onconstate qu’il faut néanmoins dépenser dans l’interrupteur la tota-lité de l’énergie électromagnétique emmagasinée initialement dans

l’inductance propre du circuit, soit .

Cette constatation logique est absolument essentielle dans lesproblèmes d’interruption des courants continus ; un critère minimalde bon fonctionnement est donc que l’interrupteur doit pouvoirabsorber sans dommage cette énergie, qui est souvent considéra-ble.

Ce critère, s’il est primordial, n’est pas le seul. Il en existe aumoins un autre d’importance. Si, en effet, la variation de résistanceest infiniment rapide, celle du courant l’est également et, en consé-quence, la force électromotrice induite (L di/dt) dans l’inductancepropre du circuit devient infiniment grande. Cette surtension illimi-tée est évidemment inadmissible.

Il faut évidemment se fixer une limite à ne pas dépasser pour lavaleur de la surtension. Une fois cette limite définie, la loi de varia-tion de la résistance se trouve imposée et le problème est théorique-ment résolu. L’énergie dépensée au cours de la coupure est alorssupérieure à l’énergie électromagnétique du circuit, sans dépassergénéralement le double de cette valeur.

Dans la pratique, la résistance variable r est constituée par un arcélectrique. Les semi-conducteurs de puissance, de type transistorou GTO, ne peuvent être utilisés actuellement, dans des conditionséconomiques raisonnables, que sur des circuits de faible puissance,n’excédant pas quelques centaines de kilowatts.

1.2 Caractéristique d’arc

Nous savons que, si l’on porte sur un diagramme la chute de ten-sion u dans un arc en fonction du courant i qui le traverse (supposéstabilisé ou lentement variable), on obtient une caractéristique sta-tique qui dépend de tous les paramètres déterminant le fonctionne-ment de l’arc en question :

— nature et forme des électrodes ;— nature et pression du gaz plasmagène dans lequel l’arc se

développe ;

— conditions de fonctionnement auxquelles est soumis cet arc(soufflage, turbulence, déplacement sous l’effet de champs magné-tiques, etc.) ;

— longueur de l’arc, etc.

La caractéristique statique présente généralement une allurehyperbolique, la tension passant parfois par un minimum puis crois-sant ensuite légèrement en fonction du courant (figure 2).

Si l’on ne fait varier que la longueur de l’arc, on obtient touteune famille de caractéristiques, chacune d’elles correspondant à unelongueur donnée.

Pour un arc libre brûlant dans l’air à la pression atmosphérique,Herta Ayrton a proposé, à la fin du XIXe siècle, une formule empiri-

12--- LI2

Figure 1 – Interruption d’un courant continu

Figure 2 – Caractéristiques statiques d’arc pour trois longueurs différentes d’arc

0

∞

R L

E+

Interrupteur

Énergie de coupure :

- la première intégrale dépend du temps tE de coupure

- la seconde intégrale représente l'énergie électromagnétique :

tE

0

ri 2 dt = tE

0

(E – Ri) i dt –0

I

Li di

0

I

Li di = L I212

0

i

t

I

i

0

r

t

r

variation des paramètresb

circuit inductif : schémaa

0

u

i

321

3 > 2 > 1

ＱＲＶ


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______________________________________________________________________________ INTERRUPTION DES CIRCUITS ALIMENTÉS EN COURANT CONTINU

Toute reproduction sans autorisation du Centre franç ais d ’ exploitation du droit de copie est strictement interdite.© Techniques de l ’ Ingé nieur, traité Gé nie é lectrique D 4 700 − 3

que cé lè bre donnant grossiè rement la chute de tension u en fonc-tion du courant i et de la longueur de l’ arc :

(1)

Dans une représentation hyperbolique de la caractéristique, U0constitue le seuil de tension d’arc et P0 la partie constante de la puis-sance de refroidissement.

Cette formule est acceptable dans une plage de courant limitée àquelques centaines d’ampères.

1.3 Interruption d’un circuit résistant et inductif

C’est le cas le plus général rencontré en courant continu, en parti-culier lors de l’apparition d’un court-circuit.

Durant l’interruption, la loi d’Ohm donne, à chaque instant, unerelation entre les diverses grandeurs en présence (figure 3) :

(2)

d’où :

(3)

On constate que le signe de la chute inductive ∆u définit le sens devariation du courant : si ∆u est positif, i augmente et inversement.

Dans un plan (u, i ), la droite E − Ri est dénommée droite decharge.

Si nous supposons que la tension d’arc est donnée, pour chaquevaleur de i, par la caractéristique statique, nous constatons que, tantque l’arc est suffisamment court (longueur ) pour que sa caracté-ristique présente des points d’intersection (A et B) avec la droite decharge, il existe un point de fonctionnement stable A et la coupurene peut se réaliser.

En effet, au point A, ∆u est négatif pour les valeurs de i supérieu-res à IA, mais il devient positif lorsque i est inférieur à IA. Le courantva donc se stabiliser à IA.

Il existe donc, en courant continu, une caractéristique mini-male d’arc au-dessous de laquelle l’interruption ne peut pas êtreobtenue (si le circuit ou l’appareil ne comporte aucun artifice per-mettant de faciliter la coupure). Notons que cette caractéristiqueminimale ne dépend que de la force électromotrice E et de la résis-tance R, et non de l’inductance L, qui joue en revanche un rôle fon-damental vis-à-vis du temps de coupure et de l’énergie dépenséedans l’arc.

Dans la réalité, la forme hyperbolique de la caractéristique n’estvéritablement significative qu’au-dessous d’une centaine d’ampè-res, pour un arc fonctionnant dans l’air atmosphérique.

Il en résulte que, aux fortes intensités de courant, on observe plu-tôt une sorte de palier de tension.

Si l’on suppose que la caractéristique se résume pour l’essen-tiel (cf. relation (1)) à :

u = U0

le problème de la coupure d’un courant continu est relativementsimple : le palier de tension d’arc U0 doit être égal ou supérieur à latension E du générateur, sinon il n’y a pas coupure (figure 4).

Si nous supposons, en revanche, que la caractéristique statiquepeut être assimilée à une simple hyperbole :

ui = P0

nous constatons que la caractéristique minimale correspond à unepuissance de refroidissement constante P0 égale au quart de la

Exemple : si l’arc est amorcé horizontalement dans l’air entre deuxélectrodes en cuivre de 3 mm de diamètre, les paramètres de cetterelation ont sensiblement pour valeurs :

A = 30 V ; B = 10 V/cm ; C = 10 VA ; D = 30 VA/cm

On en conclut immédiatement que l’interruption ne peut pass’achever tant que l’arc n’est pas suffisamment développé pourque sa caractéristique soit tout entière située au-dessus de ladroite de charge E − Ri.

Lorsque cette condition se trouve réalisée (longueur ), ∆uest négatif pour toutes les valeurs du courant et ce dernier nepeut que décroître jusqu’à s’annuler.

u A BC D+

i------------------+ + U0

P0

i------+= =

E Ri– L di

dt------ u–– 0=

L di

dt------ E Ri–( ) u– ∆u= =

′

Figure 3 – Coupure d’un circuit résistant et inductif

Figure 4 – Caractéristique statique d’un arc de forte puissance

R L

E+

ui

E – Ri

caractéristique statiqueb

schémaa

IA0

u

i

B

A

'

∆u

∆u

∆u

+

–

–

–

E – Ri

ER

E

0

u

E

iI

U0

E – Ri

La puissance de refroidissement peut se représenter par :P – P0 + U0i

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INTERRUPTION DES CIRCUITS ALIMENTÉS EN COURANT CONTINU ______________________________________________________________________________


puissance apparente E I du circuit, c’est-à-dire au produit de la ten-sion E du générateur par le courant établi I (figure 5) :

P0 = 0,25 E I (4 )

En courant alternatif, les puissances de refroidissementnécessaires (et, par conséquent, les énergies de coupure) sont com-parativement beaucoup plus faibles.

Au-delà de cette caractéristique minimale, l’interruption estd’autant plus rapide que l’écart ∆u entre la tension d’arc et la droiteE − Ri est plus grand et que l’inductance propre L du circuit est plusfaible, puisque :

1.4 Surtensions de coupure

Nous avons vu au paragraphe 1.1 qu’une coupure trop rapideentraînait automatiquement une surtension L di/dt, qui risquaitd’être dangereuse pour le matériel et le personnel.

Dans la pratique on s’efforce de provoquer, au début de la cou-pure, un allongement aussi rapide que possible de l’arc. Tant quecette longueur est insuffisante, la caractéristique statique coupe ladroite E − Ri.

Lorsque la longueur d’arc est devenue suffisante pour autoriser lacoupure, on maintient constante cette longueur d’arc pour limiter lasurtension (figure 6). On constate en effet que, pour une large plagede valeurs du courant et pour une longueur d’arc donnée, la tensiond’arc (figure 4) reste sensiblement constante, sauf lorsque le cou-rant devient très faible.

Peu avant l’annulation du courant, on observe effectivement unesurtension dénommée pointe d’ extinction, dont la valeur estd’autant plus grande que l’allongement de l’arc est plus important(figure 7).

1.5 Limitation de la valeur maximale du courant de court-circuit

Dans la plupart des circuits alimentés en courant continu, l’induc-tance est importante et la constante de temps du réseau L/R est sou-vent un multiple du temps d’ouverture du disjoncteur de protection(L/R représente couramment 10 à 15 ms).

Si l’ouverture des contacts se produit très rapidement, dès quel’on détecte les premiers signes d’apparition d’un défaut, l’interrup-tion peut avoir lieu avant que le courant de court-circuit ait atteint savaleur maximale ; on dit que l’appareil se comporte en limiteur.

Figure 5 – Puissance minimale de coupure pour une caractéristique statique hyperbolique

On a donc intérêt à concevoir la chambre de coupure del’appareil de telle sorte que la longueur maximale de l’arc soitimposée, autorisant la coupure mais limitant la surtension. C’estsur ces principes que sont réalisés les disjoncteurs BT ainsi queles disjoncteurs HT utilisés pour la traction électrique à courantcontinu en 1 500 V.

0

u

E

E/2

iII/2

E – Ri

P0 = 0,25 EI

di

dt------

∆u

L-------=

Figure 6 – Coupure avec allongement limité de l’arc

Figure 7 – Coupure dynamique en courant continu

0

u ; i

E

I

t

U0

PE

u

i

Tempsd'allongement

Au début de la coupure, on provoque un allongement rapide de l'arcjusqu'à une longueur telle que la tension d'arc atteigne un palier U0légèrement supérieur à E. Cette longueur autorise la coupure sansentraîner de surtension excessive. Une légère surtension dite pointed'extinction (PE) apparaît lorsque le courant approche de zéro.

0

u

E

iI

E – Ri

ui = P

Si l'arc ne possédait aucune inertie thermique, la caractéristiquedynamique réelle, lors d'une coupure, serait confondue avec lacaractéristique statique (en trait mixte) et, à l'approche du zérode courant, on observerait une surtension infinie :

Fort heureusement, l'inertie de l'arc empêche que sa résistance necroisse infiniment vite :

et la tension d'arc passe par un maximum dénommé pointed'extinction ; dans cette exemple :

u = ri

u = 2E

u = Pi

2E

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Transport d’énergie en courant continu à haute tension

par Eric JONCQUELIngénieur ENSEEIHTIngénieur-Chercheur au département Technologies et Économie des Systèmes Électriques – EDF Recherche et Développement.

ne liaison à courant continu est constituée d’une ligne à courant continureliant au moins deux réseaux alternatifs par l’intermédiaire de stations de

conversion.L’énergie électrique est aujourd’hui produite, transportée et distribuée en cou-

rant alternatif. Ce choix tient à quelques raisons majeures : simplicité de produc-tion (les alternateurs sont plus simples et plus fiables que les génératrices àcourant continu), facilité de changer de niveau de tension à l’aide de transforma-teurs, facilité de couper le courant car il s’annule naturellement deux fois parpériode.

Cependant, la maîtrise des transferts d’énergie en courant alternatif pose, dansles réseaux denses, des problèmes de plus en plus ardus à résoudre :

— la répartition des transits d’énergie dans les diverses branches des réseauxmaillés se fait suivant des lois physiques et ne peuvent pas être maîtrisésfacilement ;

— la puissance réactive doit être compensée au plus près de sa consomma-tion afin de limiter les pertes et les chutes de tension ;

— les réglages de la fréquence et de la phase des alternateurs interconnectésdoivent être coordonnés.

1. Domaine d’application du transport en courant continu............. D 4 761 – 2

2. Conception des stations de conversion à thyristors ..................... — 32.1 Schéma général ........................................................................................... — 32.2 Unités de conversion .................................................................................. — 32.3 Association d’unités de conversion ........................................................... — 42.4 Valves à thyristors ....................................................................................... — 52.5 Contrôle-commande des unités de conversion ........................................ — 72.6 Autres matériels .......................................................................................... — 7

3. Conception des stations de conversion source de tension ......... — 93.1 Schéma général ........................................................................................... — 93.2 Unité de conversion .................................................................................... — 93.3 Disjoncteur principal ................................................................................... — 103.4 Transformateur d’interface et réactance de phase ................................... — 103.5 Capacité continue ........................................................................................ — 113.6 Filtres ............................................................................................................ — 113.7 Mise à la terre du point neutre ................................................................... — 113.8 Disjoncteur continu rapide ......................................................................... — 113.9 Câbles ou lignes .......................................................................................... — 11

4. Conclusion ................................................................................................. — 11

Unités de conversion et liaisons à courant continu ............................... D 4 762


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TRANSPORT D’ÉNERGIE EN COURANT CONTINU À HAUTE TENSION ______________________________________________________________________________


Le courant continu pose d’autres problèmes : sa production nécessite leredressement des ondes de courant alternatif et le changement de tension nepeut se concevoir qu’au moyen de dispositifs complexes. Dans l’un et l’autrecas, le recours à une électronique de puissance très coûteuse s’avère nécessaire.Le problème de la coupure du courant continu est techniquement résolu mais auprix de procédés sophistiqués et chers.

Il y a toutefois des situations dans lesquelles le courant continu est plus inté-ressant que le courant alternatif, voire obligatoire.

(0)

Mise à jour de l’article de Alain LE DU, Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité, etPhilippe ADAM, Ingénieur de l’École Centrale de Paris, paru en mars 1992 dans ce traité.

1. Domaine d’applicationdu transport en courant continu

Liaisons longues souterraines ou sous-marines

Le transport à très haute tension par câbles sous-marins ou sou-terrains constitue une solution toujours très onéreuse à laquelle onn’a recours que lorsque le transport par lignes aériennes s’avèreimpossible. C’est le cas des liaisons sous-marines (alimentationd’île, raccordement d’une centrale éolienne off-shore, inter-connexion de deux réseaux séparés par la mer) et des liaisons sou-terraines dans les zones fortement urbanisées, protégées ou danslesquelles l’opinion publique s’oppose à la construction de nou-veaux ouvrages de transport aériens.

Le transport en courant continu permet de réduire notablement lecoût des câbles (il y a un ou deux conducteurs au lieu de trois, latenue de tension est entièrement exploitée, la capacité de transit estexploitée à 100 % grâce à la maîtrise du flux de puissance…).

Le courant continu permet de s’affranchir des problèmes depuissance réactive générée par les câbles en courant alternatif quiconduisent à un surdimensionnement, voire à une impossibilitétechnique ; en effet, pour les grandes longueurs, il est nécessaired’absorber cette puissance parasite dans des postes intermédiairesle long du câble, ce qui est fréquemment impossible, en particulierdans les liaisons sous-marines.

Ainsi, à partir d’une certaine valeur du couple longueur – puissance(ex : 1 000 MW sur 40 km, 200 MW sur 200 km), le transport à cou-rant continu devient compétitif avec le transport en courant alternatif.

Lignes aériennes de grande longueur

L’exploitation de certaines ressources énergétiques naturelles(typiquement l’hydraulique) nécessite un transport d’énergie sur degrandes distances vers les centres de consommation. Lorsque ladistance est importante (au-delà d’environ 600 km), le transport àcourant continu est souvent la solution la plus économique car legain réalisé sur le coût des lignes et des installations de compensa-tion de puissance réactive dépasse le coût des stations deconversion aux extrémités.

Interconnexions transfrontalières

Lorsque cela est possible (proximité géographique, règlesd’exploitation communes), les réseaux de transports sont inter-connectés en courant alternatif. Ces interconnexions permettent lesecours mutuel en cas de perte d’un ouvrage, la mutualisation de la

réserve primaire, le foisonnement en cas de décalage des pointes deconsommation, les échanges commerciaux fondés sur desdifférences tarifaires.

Aperçu historique

Les premières liaisons de transport en courant continu (ex :Moutiers-Lyon en 1906) ont été réalisées en utilisant des généra-trices et moteurs à courant continu connectés en série pour latransformation énergie mécanique – énergie électrique.

Le courant alternatif a très vite pris l’avantage dans le déve-loppement des liaisons de transport grâce à l’invention du trans-formateur, tandis que les recherches se poursuivaient sur desmoyens statiques de transformation courant alternatif – courantcontinu : thyratrons et valves à vapeur de mercure.

En 1939, une liaison continue de 1 MW est réalisée en Suissepar Brown Bovery utilisant des valves à vapeur de mercure. Vers1940, AEG et Siemens réalisent une liaison de 30 MW avec lamême technologie. Ces réalisations ne convainquent pas en rai-son de la tension directe supportée par ces valves qui reste tropfaible pour une utilisation pour une liaison de transport.

En 1954, la technologie des valves à vapeur de mercure asuffisamment mûri pour être utilisée dans la première liaisoncontinue commerciale reliant l’île de Gotland à la Suède. À par-tir de ce moment, de nombreuses liaisons continues sont réali-sées, en particulier la première liaison entre France et Grande-Bretagne de 160 MW en 1961.

En 1965, General Electric réalise en laboratoire un thyristor(interrupteur statique à fermeture commandable). Cette techno-logie évolue et en 1970, un convertisseur à thyristors est installéen série avec les convertisseurs de Gotland, en faisant la pre-mière installation commerciale utilisant cette technologie. Lesvalves à thyristors remplacent alors les valves à vapeur de mer-cure dans les nouvelles liaisons ou les rénovations de liaisonsexistantes.

En 1997, la technologie des sources de tension, issue de celledes variateurs de vitesse pour moteurs, évolue vers des ten-sions plus élevées, la rendant utilisable pour des liaisons detransport. En 1999, la première liaison commerciale (50 MW) dece type est réalisée par ABB à Gotland.

Actuellement, les nouvelles liaisons sont réalisées tant avec latechnologie des thyristors qu’avec celle des sources de tension,souvent en fonction du niveau de puissance.

Un tableau du fascicule Doc. D 4 763 donne la liste et lescaractéristiques principales des liaisons à courant continu dansle Monde.

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_____________________________________________________________________________ TRANSPORT D’ÉNERGIE EN COURANT CONTINU À HAUTE TENSION


Réalisée en courant alternatif, une interconnexion rend les deuxréseaux qu’elle relie intimement dépendants, notamment en termede maintien du synchronisme entre les différentes machines. Letransit de puissance sur l’interconnexion est par nature aléatoire etvarie autour d’une valeur objectif. Une trop faible capacité d’inter-connexion est techniquement irréaliste, car elle ne peut constituerun lien synchronisant suffisant, ni supporter des variations aléatoirestrop importantes. La puissance électrique s’écoule naturellement etn’est pas contrôlable.

En revanche, le recours au courant continu règle les questions destabilité et apporte une dimension de contrôlabilité qui donne beau-coup plus de souplesse à l’exploitation d’une interconnexion inter-nationale. Le transit de puissance peut, par exemple, être asservi àun programme d’échange prédéterminé, voire être adapté instanta-nément et automatiquement pour secourir un réseau connaissantde graves difficultés, sachant que ce secours est limité à la puis-sance maximale de la liaison et n’entraînera pas le réseau sain versl’instabilité.

Interconnexions entre réseaux asynchrones

L’interconnexion de deux réseaux asynchrones (fréquences ourègles d’exploitation différentes) est impossible en courant alterna-tif. On utilise pour cela des convertisseurs ac/dc/ac dits « dos-à-dos »(ou back-to-back) qui sont des liaisons continues de longueur négli-geable (quelques mètres). Ces convertisseurs n’ont pas les mêmescontraintes que les liaisons, en particulier sur le niveau de tensioncontinue. Cependant, certaines liaisons continues reliant desréseaux asynchrones (ex : Itaipu, Troll A) assurent, en plus du trans-port de puissance, la fonction d’adaptation de fréquence.

Augmentation de la capacité de transit

La conversion de lignes de transport existantes en liaisons à cou-rant continu permet d’en augmenter fortement la capacité de transit.Cela pourrait constituer dans l’avenir, face aux pressions visant àpréserver l’environnement, une solution d’ultime recours quand ilfaut nécessairement augmenter la capacité d’un couloir de lignesdans une région donnée.

En 2004, environ 70 000 MW sont transportés dans le monde encourant continu par une centaine de liaisons.

2. Conception des stationsde conversion à thyristors

2.1 Schéma général

Schématiquement, l’énergie, sous forme de tensions et de cou-rants alternatifs à fréquence industrielle, est convertie dans les uni-tés de conversion en énergie sous forme de tension(s) et de courantredressés. Ce processus s’effectue avec un rendement très prochede l’unité, au prix toutefois de la génération de deux sous-produitsgênants :

— la puissance réactive absorbée par les unités de conversiondoit être compensée sur place ;

— les harmoniques générés par les commutations internes auxunités doivent être filtrés pour ne pas pénétrer dans le réseau alter-natif avec une amplitude intolérable.

La figure 1 présente le schéma général d’une station de conver-sion. Elle comporte un poste à courant alternatif tout à fait conven-tionnel dont la fonction est de raccorder les unités de conversion auréseau alternatif. Le poste est organisé en jeux de barres et en tra-vées ou cellules, de façon à pouvoir effectuer différentes combinai-sons de connexions entre les lignes et les unités de conversion. Celaa pour but d’augmenter la fiabilité de l’alimentation, une portion

défaillante du poste ou du réseau pouvant ainsi être isolée aumoyen de disjoncteurs (élimination très rapide et automatiqued’une portion en défaut) et de sectionneurs (reconfiguration d’unnouveau schéma d’exploitation). Le poste peut aussi comporterd’autres transformateurs, s’il assure une fonction annexe dechangement de tension, par exemple, pour alimenter une zone deconsommation.

Les filtres d’harmonique, les bancs de compensation depuissance réactive et les unités de conversion sont raccordés aumême jeu de barres.

Des réducteurs de mesure (transformateurs de courant et trans-formateurs ou réducteurs de tension) délivrent des signauxnécessaires au comptage de l’énergie, aux protections et aux dispo-sitifs de contrôle-commande.

Un poste à courant continu complète le schéma. Il comporte unsystème de lissage du courant continu et de filtrage de la tensionredressée, et tout l’appareillage nécessaire aux mesures de la ten-sion et du courant ainsi qu’aux connexions des unités de conversionà la ligne à courant continu.

2.2 Unités de conversion

Le constituant élémentaire d’une station de conversion est l’unitéde conversion, hexaphasée ou dodécaphasée, constituée d’untransformateur et d’un ou deux ponts de Graëtz, ainsi que de sonéquipement de commande et de protection.

Le transformateur d’une unité de conversion, dont le secondaireest raccordé aux bras de convertisseur du pont, assure l’isolementgalvanique entre le réseau alternatif et la ligne à courant continu. Ilréalise également un changement de tension pour fournir au pontdes tensions alternatives dont l’amplitude permet d’atteindre la ten-sion continue désirée.

Les unités de conversion hexaphasées ont été d’une utilisationcourante du temps des valves à vapeur de mercure. Depuisl’avènement du thyristor, on leur préfère les unités dodécaphasées,alimentées par deux systèmes triphasés de tensions déphasés de30 degrés électriques, ce qui permet de doubler naturellement lerang des premiers harmoniques produits. Le filtrage des harmoni-ques produits par la conversion est ainsi simplifié.

Augmenter davantage le rang des premiers harmoniques générésprésente peu d’intérêt dans la mesure où les gains réalisés sur lecoût du filtrage ne compensent pas le surcoût de transformateursspéciaux conçus pour délivrer des systèmes triphasés de tensionsdéphasés de 15 degrés électriques, voire 7,5 ou 3,75…

Indépendamment des transformateurs, une unité de conversiondodécaphasée est constituée de deux ponts hexaphasés et se pré-sente, dans les installations récentes, sous la forme de trois quadri-valves enfermées dans un bâtiment dont la qualité de l’atmosphèreest surveillée (humidité, poussières). Chaque quadrivalve est consti-tuée de quatre valves à thyristors physiquement superposées etconnectées électriquement en série. Le convertisseur dodécaphaséprésente huit bornes de raccordement. Les bornes d’extrémités destrois quadrivalves d’un même pont sont reliées ensemble etraccordées à la ligne continue et à la terre, alors que les bornes inter-médiaires sont connectées aux enroulements secondaires destransformateurs de conversion.

Une structure quadrivalve peut être posée sur le plancher du bâti-ment (figure 2) ou encore suspendue au plafond (figure 3) pourmieux résister aux secousses sismiques, le cas échéant.

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Fonctionnement des liaisonsà courant continu haute tension

par Eric JONCQUELIngénieur de l’ENSEEIHTIngénieur-Chercheur au département Technologies et Économie des SystèmesÉlectriques – EDF Recherche et Développement

ne liaison à courant continu est constituée d’une ligne à courant continureliant au moins deux réseaux alternatifs par l’intermédiaire de stations de

conversion. Deux types de convertisseurs alternatif/continu sont actuellementutilisés dans les stations de conversion.

Les premiers, apparus dans les années 1970 en remplacement des convertis-seurs utilisant des valves à vapeur de mercure, sont les convertisseurs à thyris-tors. Ces convertisseurs sont disponibles sous de grandes puissance et tensioncontinue (jusqu’à 3 000 MW et 600 kV) ; leur coût s’est stabilisé et ils disposentd’un bon retour d’expérience. Ils consomment de la puissance réactive, génè-rent des harmoniques, nécessitent une bonne puissance de court-circuit et sontsensibles aux creux de tension alternative.

Les seconds, apparus en 1997 et issus de l’industrie des convertisseurs pourmoteurs à vitesse variable, sont les convertisseurs autonomes dit « sources detension ». Ces convertisseurs sont disponibles dans une gamme de puissancemoyenne (jusqu’à 350 MW et 150 kV), génèrent des harmoniques HF faciles à fil-trer et apportent aux réseaux alternatifs des fonctions supplémentaires tellesque le contrôle de la puissance réactive, l’élimination d’harmoniques, l’alimen-tation de réseaux passifs en contrôlant tension et fréquence. Ils sont sujets à despertes Joule supérieures aux convertisseurs à thyristors et sont sensibles auxcourts-circuits continus.

Ce dossier décrit les réglages, caractéristiques, avantages, inconvénients etfonctionnalités de ces deux types de convertisseurs alternatif/continu que l’ontrouve dans les liaisons à courant continu récentes.

Ce dossier fait suite au [D 4 761] «Transport d’énergie en courant continu àhaute tension ».

1. Liaisons à convertisseurs à thyristors ............................................... D 4 762 – 2

1.1 Schéma macroscopique d’une liaison....................................................... — 2

1.2 Réglage......................................................................................................... — 2

1.3 Interactions avec les réseaux à courant alternatif .................................... — 4

2. Liaisons à convertisseurs source de tension ................................... — 9

2.1 Généralités ................................................................................................... — 9

2.2 Réglages et caractéristiques....................................................................... — 9

3. Conclusion ................................................................................................. — 11

Pour en savoir plus ........................................................................................... Doc . D 4 763

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FONCTIONNEMENT DES LIAISONS À COURANT CONTINU HAUTE TENSION ________________________________________________________________________


1. Liaisons à convertisseursà thyristors

1.1 Schéma macroscopique d’une liaison

Pour plus d’informations, le lecteur se reportera à l’article Convertisseurs statiques –Réduction de la puissance réactive et des harmoniques [D 3 210].

Les convertisseurs à thyristors dont il est question dans cedocument sont dodécaphasés, c’est-à-dire qu’ils comportent12 interrupteurs statiques (p = 12). Cette hypothèse est correcte carla quasi-totalité des liaisons fonctionnent grâce à des convertisseursdodécaphasés.

L’étude du fonctionnement d’une liaison à courant continu nenécessite pas de revenir sur le fonctionnement précis du pont deGraëtz qui en est la brique de base. Les détails concernant ce derniersont expliqués dans l’article [D 3 210].

Une liaison comporte deux convertisseurs dont l’un fonctionne enredresseur (transfert de puissance active du réseau alternatif vers laligne continue) et l’autre en onduleur (transfert de puissance activedans l’autre sens). Ces deux convertisseurs sont identiques et c’estleur angle α de retard à l’amorçage qui déterminera lequel fonc-tionne en redresseur (α < 90°) ou en onduleur (α > 90° ou γ < 90°,avec γ l’angle de garde).

1.1.1 Schéma des convertisseurs dans le cas idéal

Dans ce paragraphe, on considère le cas idéal, c’est-à-dire desinductances nulles côté réseau alternatif.

On retiendra de l’article [D 3 210] que le redresseur fournit côtécontinu une tension redressée de valeur moyenne Ud0R avec :

avec U la tension alternative efficace entre phases côté alternatif etα l’angle de retard à l’amorçage. Pour qu’il fonctionne en redresseur,l’angle α du convertisseur est compris entre 0 et 90°.

De même, l’onduleur fournit côté continu une tension redresséede valeur moyenne Ud0O avec :

avec U la tension alternative efficace entre phases côté alternatif et γl’angle de garde, qui dans le cas idéal est le complémentaire de α à180° : γ = 180° – α . Pour qu’il fonctionne en onduleur, l’angle γ duconvertisseur est compris entre 0 et 90° (ou α est entre 90 et 180°).La figure 1 montre une représentation macroscopique des conver-tisseurs idéaux.

1.1.2 Effet de l’empiétement

L’empiétement, conséquence de l’inductance non nulle côté alter-natif, entraîne que les commutations ne sont plus instantanéescomme dans le cas idéal. La fermeture d’un thyristor entraînel’ouverture du thyristor suivant non plus immédiatement, maisaprès un temps d’empiétement. On caractérise la durée de l’empié-tement par l’angle d’empiétement υ. L’empiétement qui est le tempspendant lequel apparaît la conduction de plus de deux thyristorssimultanément se traduit par une chute de la tension continue parrapport à sa valeur idéale.

Après calculs, on prouve que la tension continue aux bornes desconvertisseurs est de :

pour le convertisseur fonctionnant en redresseur,

et de :

pour le convertisseur fonctionnant en onduleur,

avec Xf inductance de fuite (une phase, en Ω) du transformateur,

Id courant continu.

La chute de tension due à l’empiétement étant proportionnelle àl’intensité, elle peut être représentée par une résistance Rc que l’onappelle « résistance de commutation » :

Cette résistance est fictive, c’est un artifice de calcul et elle n’estdonc pas sujette à des pertes par effet Joule. On remarque d’ailleursque la résistance de commutation du convertisseur fonctionnant enonduleur est négative, pour tenir compte que, quel que soit le sensdu courant, la tension aux bornes du convertisseur est inférieure à latension interne qui correspond au cas idéal.

1.1.3 Schéma de la liaison et conventions

La figure 2 montre la liaison d’un point de vue macroscopique pardeux sources de tension continue variables reliées par les résistances(fictives) de commutation et la résistance (réelle) de la ligne ou ducâble de liaison. La liaison continue possède deux degrés de libertéqui sont les angles α et γ , respectivement l’angle de retard à l’amor-çage du redresseur et l’angle de garde de l’onduleur.

1.2 Réglage


Le réglage du transit de puissance sur une liaison à courantcontinu repose sur la possibilité de régler les tensions de sortiesmoyennes du redresseur et de l’onduleur par simple action sur lesangles de retard à l’amorçage de leurs valves.

La liaison possède deux degrés de liberté (les angles α et γ ) ; onpeut donc lui faire réguler deux grandeurs.

Il est primordial de réguler la tension continue pour s’assurerqu’elle ne dépassera pas la tenue du matériel continu et pour la maxi-miser de façon à minimiser le courant (donc les pertes) à puissancedonnée. L’un des convertisseurs asservira donc son angle de retard àl’amorçage à la tension mesurée pour la réguler. Si la tension estrégulée par l’un des convertisseur, étant donné la faible valeur de lachute de tension résistive dans la ligne ou le câble continu, on peutconsidérer la tension régulée sur tout le réseau continu.Figure 1 – Schéma fonctionnel de convertisseurs idéaux à thyristors

Ud0R6 2

π-----------U αcos=

Ud0O6 2

π-----------U γcos=

α

Ud0RU

Fonctionnementen redresseur

γ

Ud0O U

Fonctionnementen onduleur

UdR Ud0R

6XfId

π---------------–=

Ud0 Ud0O

6XfId

π---------------+=

Rc

6Xf

π---------=

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_______________________________________________________________________ FONCTIONNEMENT DES LIAISONS À COURANT CONTINU HAUTE TENSION


Le réglage de la puissance, à tension constante, est alors effectué

par le réglage du courant : la puissance transmise par la liaison à

courant continu est en première approximation le produit ducourant redressé imposé par le redresseur par la tension continue à

l’extrémité onduleur. Comme les angles de retard à l’amorçagerèglent la tension de sortie des convertisseurs, une boucle est ajou-

tée qui mesure le courant et le traduit en ordre de variation de la ten-

sion, c’est-à-dire de l’angle. Si le courant est régulé par l’un desconvertisseurs, il est régulé sur tout le réseau continu car celui-ci est

parcouru par un même courant.

1.2.2 Réglage rapide par les angles

Un convertisseur doit réguler plusieurs de ses paramètres (main-

tenir les angles α et γ supérieurs à des seuils donnés : tension etcourant continus dans des plages données) avec une seule variable

de commande (α ou γ ), aussi il faut choisir lequel des paramètressera régulé.

La façon de procéder classique est de faire fonctionner plusieurs

régulations en même temps, d’associer à chacune un coefficient depondération et de choisir celle qui est la plus importante pour le

système. Ces régulations fonctionnent dans un seul sens engénéral : la régulation d’angle α minimum ne fonctionne que si

l’angle est inférieur à sa valeur minimale, elle est inhibée dans le

cas contraire.

Le choix des coefficients de pondération permet de classer les

régulations entre celles qui sont importantes et celles qui sont vita-

les pour le convertisseur. Un système de vote (par choix de la régu-lation présentant l’erreur pondérée maximale) permet de placer le

convertisseur dans le mode approprié pour son bon fonctionne-ment.

Le convertisseur peut fonctionner dans les modes suivants, dontpas tous sont implémentés dans le contrôle-commande :

— réglage en fonctionnement redresseur de l’angle d’amorçageminimal α min : l’amorçage de valves constituées de plusieurs thyris-tors en série nécessite une tension minimale à leurs bornes, il estdonc primordial de s’assurer que l’angle d’amorçage n’est pas tropfaible ;

— réglage en fonctionnement onduleur de l’angle d’extinctionminimal γ min : si l’angle de garde est trop faible, la moindre varia-tion de tension entraînera un défaut de commutation, donc l’arrêt dela liaison ; il est donc primordial de s’assurer que l’angle de garden’est pas trop faible ;

— réglage de la tension continue Ud par l’un des convertisseurs ;— réglage du courant continu Id par l’autre convertisseur (ou les

autres dans le cas d’une liaison multiterminale) ;— réglage de la tension continue Ud par le convertisseur qui

régule le courant, au cas où la tension dépasserait de beaucoup latension nominale ; cette régulation ne se déclenche qu’en cas deproblème (tension > 110 % de sa valeur nominale, par exemple) ;

— réglage du courant continu Id par le convertisseur qui régule latension, au cas où le courant tomberait sous 90 % de sa valeur deconsigne ; cette régulation ne se déclenche qu’en cas de court-circuitet permet d’en limiter les conséquences.

C’est en général le convertisseur fonctionnant en onduleur quirégule la tension continue. La consigne de courant de l’onduleur, quin’est sollicitée que lors de défauts, est déduite en retranchant lamarge de courant de la consigne de courant du redresseur :

La marge de courant ∆Ic est une valeur fixe souvent prise égale à10 % de la valeur nominale.

Ce type de réglage nécessite un canal de communication entre lesdeux stations car la consigne de courant de l’onduleur est calculéeen fonction de celle du redresseur.

Les différents modes de fonctionnement sont représentés par desdroites dans le plan (Ud ; Id) de la figure 3.

Figure 2 – Schéma macroscopique d’une liaison à courant continu

Vd1

Rc1

Rc1

– Rc2

Rc2

Vd2

IdBL BL

Vd1

Zcc1 Zcc2Up1 Up2

F

Us1 Us2

X Xf1 f2

Vd2

Id L ou CBL BL

F

R LC

a schéma montrant les constituants de la liaison

b schéma fictif faisant apparaître les résistances de commutation

Vdo1 = =

=

6√2π

6√2π

π6X ∫1 =

π6X ∫2

Us2

BL bobine de lissage

F filtreL ou C ligne ou câble continu

IcO IcR ∆Ic–=

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FONCTIONNEMENT DES LIAISONS À COURANT CONTINU HAUTE TENSION ________________________________________________________________________


1.2.3 Réglage lent par les régleurs en charge

Le contrôle des angles d’amorçage et de garde permet de faire fonc-tionner les convertisseurs de la liaison sur des points particuliers deleurs caractéristiques Ud = f (Id) (figure 3), mais ceci se fait au prixd’une plage de variation très grande de ces angles. Le fonctionnementà grand angle d’un convertisseur induit des effets indésirables (échauf-fement des snubbers, consommation de puissance réactive) qu’il fautlimiter. C’est pourquoi un autre réglage coexiste avec celui des angles ;c’est le contrôle des tensions alternatives en entrée de convertisseur.

Les transformateurs de convertisseurs sont munis de régleurs encharge dont le but est d’adapter la tension alternative secondaire(celle qui est en entrée de convertisseur) au point de fonctionnementde consigne de façon à ramener les angles α et γ dans une plagedonnée. Ainsi, les convertisseurs ne fonctionnent à grands anglesque pendant les changements brusques de consigne, le temps queles régleurs ramènent les angles dans les plages nominales.

1.2.4 Structure et réglage des liaisons multiterminales

Une liaison multiterminale est constituée d’au moins trois sta-tions de conversion interconnectées par une même ligne à courantcontinu. Le problème est d’assurer le réglage de la puissance échan-gée entre le réseau à courant continu et chacun des réseaux alterna-tifs adjacents, indépendamment des autres réseaux alternatifs, enrespectant toutefois la contrainte d’égalité, aux pertes près, de lapuissance injectée dans le réseau continu et de la puissance extraitedu réseau continu.

Le choix du type de réglage dépend fondamentalement de lastructure du réseau à courant continu : série ou parallèle.

Dans la structure série (figure 4), le courant continu est communà tous les convertisseurs.

Un point de fonctionnement stable est obtenu si une seule desstations de conversion règle le courant, toutes les autres réglant leurtension de façon à maintenir la puissance au niveau requis. Les sta-tions dont la puissance convertie est faible doivent nécessairementfonctionner avec de grands angles de retard à l’amorçage et con-somment donc beaucoup de puissance réactive, ce qui constitue uninconvénient notable de ce type de schéma.

Dans la structure parallèle, la tension continue Ud est au contrairecommune à l’ensemble des stations, aux chutes de tension en ligneprès.

Un point de fonctionnement défini et stable est obtenu quand uneseule station impose la tension continue, tandis que toutes lesautres règlent le courant qu’elles absorbent ou fournissent auréseau continu. Le principe de réglage utilisé sur la liaison Sardai-gne-Corse-Italie, première liaison multiterminale au monde, est unesimple extrapolation à 3 stations de la méthode de réglage utiliséedans les liaisons point à point (figure 5).

1.2.5 Réglage des stations dos-à-dos

Une station dos-à-dos comporte les convertisseurs des deuxextrémités de la liaison sur le même site. Son principe de réglage dutransit de puissance est le même que pour une liaison point à point.En revanche, la proximité du redresseur et de l’onduleur permet dedisposer localement de deux degrés de liberté, l’angle α du redres-seur et l’angle γ de l’onduleur, pour régler indépendamment deuxgrandeurs sur un des réseaux. Ainsi, on peut simultanément réglerla puissance active injectée dans le réseau de l’onduleur et mainte-nir constante sa tension alternative en ajustant sa puissance réac-tive. Ce principe est particulièrement intéressant dans le cas où leréseau de l’onduleur est très impédant.

Pour obtenir les mêmes performances avec une liaison point àpoint, il faut installer des moyens rapides de compensation statiquedans la station onduleur ou mettre en œuvre des moyens de télé-communications d’une très haute fiabilité et ultrarapides.

1.3 Interactions avec les réseaux à courant alternatif


Pour un réseau alternatif, une liaison à courant continu peut êtreconsidérée comme une charge consommant une part notable de lapuissance transitant sur ce réseau ou, au contraire, comme unesource de puissance active dont la contribution à l’alimentation dusystème alternatif est significative. C’est pourquoi l’intégration har-monieuse d’un tel ouvrage passe par l’examen des interactions pos-sibles entre le réseau à courant continu et les réseaux alternatifs, etpar la mise en œuvre de solutions permettent de maîtriser ces inte-ractions.

Une grandeur significative, souvent utilisée pour caractériser ledegré d’interaction entre une liaison à courant continu et le réseaualternatif adjacent, est le rapport de court-circuit Kcc. Ce rapport estdéfini comme le quotient de la puissance de court-circuit du réseauau point de raccordement de la station au réseau alternatif à la puis-sance nominale des convertisseurs, soit :

Figure 3 – Liaison à courant continu point à point : principe

fondamental de réglage

0

Ud

Id

IcR

I

I I

cO

c c

M

N

Redresseur Onduleur

Kcc

Pcc

Pdn

---------=

ＱＳＶ


Ｔ


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