choix de base des réseaux mt de distribution publique

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Cahier technique n° 203

Choix de base des réseaux MTde distribution publique

Didier Fulchiron

Collection Technique

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n° 203Choix de base des réseaux MTde distribution publique

CT 203 édition mars 2001

Didier FULCHIRON

Diplômé de l’Ecole Supérieure d’Electricité en 1980, dès 1981 il rejointles services techniques, à la station d’essais à grande puissance deMerlin Gerin.Il prend part ensuite à différents développements de matérielsmoyenne tension principalement destinés à la distribution publique.Au sein de l’Activité Moyenne Tension de Schneider Electric, ilparticipe à la prescription technique des matériels Schneider ettravaille aussi au sein des comités internationaux de normalisation.

Cahier Technique Schneider Electric n° 203 / p.2


Choix de base des réseaux MTde distribution publique

Les réseaux de distribution publique moyenne tension -MT- sont construitsen utilisant deux paramètres fondamentaux influençant la majorité de leursconstituants ainsi que leur exploitation. Ces paramètres sont le mode degestion du neutre et la tension de service. Leur choix a un impact très fortsur l'ensemble du réseau, et leur remise en cause est très difficile, voireimpossible ou économiquement irréaliste. Il est donc capital de biencomprendre les influences de ces choix sur les autres paramètres duréseau que sont le système de protection, la sécurité, la gestion desdéfauts...Le présent document montre les limites imposées par ces choix et passeen revue les différentes solutions existantes en montrant leurs avantageset leurs inconvénients.

Sommaire

1 Introduction 1.1 Le régime de neutre p. 41.2 Principaux effets de ce choix sur les composants du réseau p. 4

1.3 Plans de protection contre les défauts d'isolement (défaut terre) p. 5

1.4 La sécurité des personnes et des animaux p. 5

1.5 La compatibilité électromagnétique p. 6

1.6 La tension de service p. 7

2 Situation des réseaux existants 2.1 Mise à la terre du neutre p. 8

2.2 Tensions de service p. 8

3 Caractéristiques des systèmes « 4 fils » 3.1 Plan de protection des réseaux à neutre distribué (« 4 fils ») p. 10

3.2 Exploitation des réseaux à neutre distribué (« 4 fils ») p. 11

4 Caractéristiques des systèmes « 3 fils » 4.1 Plan de protection des réseaux à neutre non distribué (« 3 fils ») p. 13

4.2 Exploitation des réseaux à neutre non distribué (« 3 fils ») p. 16

5 Tension de service, critères de choix 5.1 Pertes et chutes de tension p. 18

5.2 Difficultés d'isolation et coûts associés p. 18

5.3 Evolution des réseaux MT dans le monde p. 19

6 Conclusions p. 20


1 Introduction

1.1 Le régime de neutre

Impact sur les caractéristiques électriques

Le mode de mise à la terre du neutre, au niveaudu transformateur HT/MT, et le choix de distribuerou non le conducteur de neutre (d'où la distinction« réseau 4 fils » de « réseau 3 fils ») ont uneinfluence directe sur plusieurs paramètressignificatifs du réseau.

c Le courant de défaut à la terre : en cas dedéfaut entre une phase et la terre, la valeur ducourant de défaut est principalement déterminéepar l'impédance de mise à la terre du neutre, etpar les capacités, entre terre et conducteurs dephases, présentes sur le réseau (lignes, câbleset condensateurs).

c La tension de toucher et la tension de pas :ces deux notions concernent la sécurité despersonnes au voisinage d'un défaut électrique.Ces tensions sont directement liées à la valeurdu courant de défaut à la terre et auximpédances parcourues par ce courant.

c Le niveau des surtensions : la mise à la terredu neutre influe sur les surtensions à fréquenceindustrielle lors de défauts à la terre, maiségalement sur l'amplitude et l'amortissement depossibles phénomènes oscillants ou transitoires.

c Le niveau de perturbation des réseauxenvironnants : dans le cas de réseaux aériens,la boucle parcourue par un courant de défaut àla terre, fait apparaître un champ magnétiqueimportant. Des tensions sont alors induites dansles circuits des réseaux avoisinants, ettypiquement dans les réseaux câblés detélécommunication (en technologie cuivre). Leniveau de ces tensions peut être inacceptablepour le fonctionnement voire pour l’isolement

des équipements voisins. Des études decompatibilité électromagnétique (CEM) sontdonc nécessaires avant l'implantation d'uneligne MT.

Impact sur les caractéristiques d'exploitation

Plusieurs critères d'exploitation sont égalementinfluencés par la mise à la terre du neutre :

c la durée admissible des défauts à la terre(étendue des dégâts et sécurité),

c le comportement des amorçages dans l'air(auto-extincteurs ou non),

c les moyens de localiser le défaut sur leréseau,

c les fluctuations de tension aux bornes descharges pendant les défauts à la terre,

c le nombre et la durée des défauts perçus parla clientèle,

c la possibilité et la facilité de reconfigurationsuite à un incident.

Impact sur les spécifications de construction

La construction des réseaux est influencée demanière significative par le mode de mise à laterre du neutre :

c les impédances de prises de terre doiventavoir des valeurs adaptées au courant de défaut,

c les conducteurs concernés par les défauts à laterre doivent avoir une tenue thermiqueadéquate,

c l'isolation des conducteurs et des matérielsdoit prendre en compte les hypothèses desurtensions, influencées par le régime de neutre.

1.2 Principaux effets de ce choix sur les composants du réseau

Le tableau de la figure 1 liste certains effetssignificatifs générés par le choix initial d'unemise la terre du neutre.C'est toujours l'hypothèse de défaut à la terre quiest considérée, car les défauts polyphasés nesont pas influencés par la mise à la terre duneutre.

Ce tableau montre que plusieurs facteurs(sécurité, qualité de service et coût) sontaffectés directement par la valeur du courant dedéfaut à la terre. Il en est ainsi de la sécurité despersonnes (tensions de pas et de toucher), des« creux de tension » sur la basse tension, de laCEM avec des circuits électriques voisins (dont


Fig. 1 : Effets significatifs générés par le choix initial d'une mise à la terre du neutre.

1.3 Plan de protection contre les défauts d'isolement (défaut terre)

La notion de plan de protection comprendplusieurs aspects :

c la détermination des situations de défaut àtraiter,

c le choix et la localisation des appareillagesdestinés à éliminer les défauts,

c le choix et le paramétrage des relais prévuspour surveiller les grandeurs électriques,diagnostiquer les situations de défaut, puisdonner des ordres d'ouverture à l'appareillage,

c l'organisation de la sélectivité entre lesdifférents relais, afin que l’appareil le plus prochedu défaut soit le seul à déclencher pourminimiser l’étendue de la zone hors tension.

Concevoir un plan de protection nécessite doncune analyse du réseau et des phénomènesprésents en situation normale et de défaut, uneconnaissance des possibilités de mesure etd'analyse (capteurs, relais, automatismes...) etune approche globale du sujet afin dedéterminer les réglages pertinents.

1.4 La sécurité des personnes et des animaux

La valeur des courants de défaut à la terre a desconséquences sur d'autres aspects que la seuleexploitation du réseau (cf. fig. 1 ). En particulier, lorsd'un défaut à la terre, un courant parcourt desconducteurs normalement hors tension (les masseset la terre en faisant partie) dont les configurations etles impédances ne sont pas toujours maîtrisées.Les chutes de tension dues à ces impédancesprésentent des risques d’électrisation pour les êtresvivants placés à proximité du défaut.

Tensions de pas et de toucher

En effet, en cas d'écoulement de courant àtravers des parties conductrices normalementhors tension, y compris le sol, l'impédance deces parties conductrices peut faire que deuxpoints simultanément accessibles soient soumisà une différence de potentiel dangereuse. Selonle type de contact établi, on parle de tension detoucher (entre deux parties du corps, le plus

Situation du Isolé Accordé Impédant Direct à la terreNeutre (Petersen)

Courant de Lié aux capacités Presque nul, selon Selon impédance : Important : 2 à 25 kA,défaut à la terre parasites : accord et facteur de 100 à 2000 A varie avec

2 à 200 A qualité (< 40 A) l’emplacement

Dégâts Faibles Presque nuls Selon l’impédance Importants

Perturbations Aucune Aucune Faibles Significativesde tension

Contraintes Eventuelles Thermiques sur Thermiques sur Thermiques etsurtensions la bobine l’impédance électrodynamiques

Protections contre Difficiles Complexes Faciles (sélectivité « 3 fils » : facilesles défauts chronométrique) (sélectivitéà la terre ampèremétrique)

ceux des télécommunications), et des dégâts aulieu du défaut. Il confirme qu’il n’y a pas derégime de neutre « parfait » : les intérêts et lesdifficultés sont répartis.De plus, l'importance relative de ces intérêts etavantages varie selon les parts de lignes

aériennes et de câbles souterrains, la longueurdes départs, etc. Un choix judicieux à unecertaine période peut donc être contestableaprès quelques années d'évolution d'un réseau.


souvent entre les deux mains) et de tension depas (entre deux pieds ou deux pattes).(cf. figure 2 ).De nombreux textes normatifs et réglementairesvisent une maîtrise du risque d'électrisation.Mais si les impédances des matériels sontaisées à connaître et sont stables dans le temps,il n'en est pas de même pour les impédances deprise de terre dont les faibles valeurs sontdifficiles à conserver. La sécurité est donc

Fig. 2 : Exemples de tension de toucher et de tension de pas.

améliorée par une plus grande tolérance vis-à-vis des impédances de prise de terre, etsimultanément par une limitation de la valeurdes courants de défaut à la terre. Les normesinternationales introduisent une relation tension-durée pour caractériser ce que peut supporter lecorps humain. Les valeurs maximales detensions de pas et de toucher à respecter serontdonc d'autant plus faibles que la duréed'élimination d'un défaut sera importante.

Tension detoucher

Z

ZTensionde pas

1.5 La compatibilité électromagnétique

Induction vis-à-vis des circuits detélécommunicationDans les réseaux « 3 fils », en situationd'exploitation normale, il n'y a pas de circulationde courant dans la terre. Seules les situations dedéfaut à la terre (cf. fig. 3 ) entraînent uneémission de champ magnétique significatif et

doivent être considérées dans les études decompatibilité électromagnétique (CEM).

Pour les réseaux « 4 fils », en situationd'exploitation normale, le déséquilibre admissiblede charge entre les différentes phases se traduitpar un courant dans le neutre. Ce courant separtage entre le conducteur de neutre et la terre,

Fig. 3 : Tensions induites par les réseaux MT dans les circuits des réseaux câblés de télécommunication.

Courant de défaut du réseau MTCourant induit sur le réseau de télécommunication


du fait de la mise à la terre en de multiples pointsde ce conducteur de neutre. Il faut donc gérerune situation permanente d'émission de champmagnétique à fréquence industrielle. Par contre,à courant de défaut comparable, la présence duquatrième conducteur, généralement placé surles supports de ligne, réduit la boucle émissive.

Dans tous les cas ces rayonnements sont liés à lagéométrie des lignes et sont difficiles à réduire,notablement en restant dans un système donné etune technique de réseau aérien. La diminution descourants de défaut à la terre, dans les systèmes deréseaux à trois fils, peut donc être une solution pluspertinente, d'autant qu'elle participe aussi à lasécurité des personnes évoquée précédemment.

Quand les exploitants de ces réseaux (énergie etcommunication) peuvent collaborer, l’établissementde règles d'installation de leurs lignes respectivespeut contribuer à la diminution du couplagemagnétique entre leurs réseaux, par exemple enréduisant la boucle « réceptive » du circuit perturbépar l'emploi de câbles torsadés au lieu de filsparallèles, ou encore en évitant un tracé parallèletrop proche des deux réseaux (cf. fig. 4 ).

Mais c'est l'augmentation de la sévérité desnormes d'émission qui amène, de plus en plus,les distributeurs d'énergie à remettre en causeleurs modes de gestion du neutre.

Fig. 4 : Réduction du couplage entre un réseau MT etun réseau câblé de télécommunication.

Poste HT/MT

Poste MT/BT

Tracé B

Tracé A

Le réseau téléphonique selon le tracé B sera moins perturbé que celui réalisé selon le tracé A.

Ligne aérienne MTLigne téléphonique

Hameau

Ville

Nota : Les réseaux réalisés en câbles souterrainsbénéficient d'une faible impédance de mise à laterre des masses et d'un masquageélectromagnétique du fait de la présence et del'interconnexion des écrans. Ils sont donc moinsconcernés par les facteurs abordés dans les deuxsous-chapitres 1.4 et 1.5.

1.6 La tension de service

Un compromis entre des paramètrescontradictoiresChoisir une tension de service, pour un réseaudonné, résulte de la prise en compte d'un certainnombre d'informations :v la longueur moyenne des départs MT,v la puissance délivrée,v les pertes,v le coût de l'isolation et des matériels,v l’historique et la politique du distributeur.

c La longueur moyenne des départs MT : en effet,l’impédance accrue des départs longs risquent degénérer des chutes de tension inacceptables.Ainsi, une zone géographique vaste, alimentéeavec un petit nombre de postes HT/MT incitera àutiliser une tension de service plutôt élevée.

c La puissance délivrée : pour des zones à fortedensité de consommation, les départs, même defaible longueur, doivent desservir denombreuses charges ; pour une tension donnée,leurs courants élevés fixent alors une limite ausystème, et conduisent à préférer une tension deservice plus élevée.

c Les pertes : alors même que les chutes detension et les courants restent admissibles, lespertes d'énergie par effet Joule ont un coûtparfois significatif. Augmenter la tension deservice permet de diminuer la perte d'énergiepour une puissance distribuée donnée.

c Le coût de l'isolation et des matériels : plus latension est élevée, plus les distances d'isolement

doivent être importantes. Cela entraîne uneaugmentation de la taille des ouvrages et desappareillages, avec une augmentation des coûts.De plus, certaines technologies disponibles pourdes tensions « faibles » ne le sont pas pour destensions de gamme supérieure.

c L’historique et la politique du distributeur : outrele fait qu'il est très difficile de changer de tensionde service, un distributeur choisit souvent unetension de service unique afin de rationaliser sesmatériels. Si son réseau est étendu, cette tensionunique ne correspond pas à l'optimum technico-économique qui pourrait être choisi au niveau dezones géographiques plus petites. Elle offretoutefois des opportunités d'économie d'échelle etde réutilisation de matériels appréciables.

Le choix est limité à des valeurs standardAfin de pouvoir accéder à un marché fournisseursignificatif, et ainsi bénéficier de conditionsconcurrentielles favorables, un distributeur doitlimiter son choix à des valeurs normaliséesassurant la disponibilité des différents matériels(isolateurs, câbles, appareillages...) chezdifférents constructeurs. L'utilisation de cesvaleurs normalisées permet également debénéficier de l'expérience accumulée par lesconstructeurs et par les organismes denormalisation. Enfin, l'existence de normes deréférence permet de faciliter les relationscontractuelles en assurant un bon niveau deperformances et de qualité.


2 Situation des réseaux existants

2.1 Mise à la terre du neutre

Les réseaux peuvent être classés en deuxgrandes catégories :c ceux dont le neutre est distribué (réseaux à4 fils),c ceux dont le neutre n'est pas distribué.

En théorie, chacune de ces catégories peututiliser des mises à la terre du neutre avec desvaleurs d'impédance diverses (cf. fig. 5 ).En fait, tous les réseaux « 4 fils » utilisent uneliaison du neutre directement à la terre ; de plusle conducteur de neutre peut être mis à la terreen de multiples points du réseau et ne présentealors jamais de tension dangereuse. Ce schémaest utilisé aux Etats-Unis et plus généralementen Amérique du Nord, mais également dans unepartie de l'Amérique du Sud, en Australie et dansd'autres pays sous l'influence des USA.

Les réseaux « 3 fils » utilisent quatre types demise à la terre :c neutre direct à la terre (Grande-Bretagne,Espagne...),c neutre faiblement impédant R//L (France,Allemagne, Espagne...),c neutre accordé ou « de Petersen »(Allemagne, Hongrie, Pologne...),c neutre isolé (Espagne, Suède, Norvège, Italie,Chine...).

Les choix ont été faits en fonction departicularités locales, comme les étenduesrespectives de réseau aérien et de réseausouterrain. Les changements sont possibles,mais sont souvent financièrement très lourds(travaux importants et changements de matérielcoûteux).

Fig. 5 : Les différents schémas de liaisons à la terre des réseaux de distribution MT.

Neutre isolé de la terre

Un circuit accordé

Neutre mis à la terre via

Une impédance

Neutre distribué et mis à la terreen de nombreuxpoints

Neutre mis directement à la terre et non distribué

Z

2.2 Tensions de service

Les tensions de service utilisées par lesdistributeurs d'énergie sont comprises entre 5 et33 kV. Les tensions les plus faibles ne sontrencontrées que pour des réseaux de faibleétendue, majoritairement en zones urbaines.Certaines tensions de service sont en voie dedisparition, mais sur des durées importantesliées au faible rythme de renouvellement desréseaux.

Deux systèmes normatifs importants coexistentet préconisent des valeurs de tensionprivilégiées différentes :c La Commission ElectrotechniqueInternationale (CEI) sert de référence pour unepart importante de la planète.c L'American National Standard Institute (ANSI)est la référence des pays étant, ou ayant été,sous influence des Etats-Unis.


Ces systèmes normatifs introduisent la notion de« tension assignée », valeur servant à définirl'ensemble des caractéristiques des matériels.

Le tableau de la figure 6 donne quelquesvaleurs usuellement rencontrées, mais la plupartdes pays utilisent plusieurs niveaux de tension.

Fig. 6 : Exemples de valeurs de tension utilisées en distribution publique.

Tension de service (kV) Pays Tension assignée (kV) Norme

6 Japon 7,2 CEI

10 à 12 Royaume-Uni, Allemagne, 12 CEIChine

13,8 U.S.A., Australie 15 ANSI

15 (en disparition) 17,5 CEI

20 France, Italie, Espagne 24 CEI

25 U.S.A. 27 ANSI

33 Turquie 36 CEI


Quand la puissance distribuée sur le derniertronçon est faible, la protection la plus éloignéedu poste est souvent réalisée par des fusiblespour des considérations économiques.

3 Caractéristiques des systèmes « 4 fils »

Les systèmes « 4 fils » sont caractérisés par ladistribution du neutre MT jusqu’aux charges.Cette distribution est utilisée aux USA et danscertains pays d'influence nord-américaine,toujours dans le cadre des normes ANSI. Ellen'est utilisée que dans un régime de neutre« direct à la terre », avec l'application d'unconcept de terre globale consistant à faire la miseà la terre du conducteur de neutre en de multiplespoints du réseau, tous les 200 mètres environ. Latension neutre-terre est donc bien maîtrisée.

La distribution du conducteur de neutre permetd’alimenter des charges entre le neutre et unephase (à la tension simple) : une partsignificative de l’énergie est alors consomméeen monophasé. En situation d'exploitationnormale cette utilisation monophasée, dont lefoisonnement n'est pas totalement maîtrisé parle distributeur, entraîne la présence d'un courant

dans le conducteur de neutre ou la terre. Il estgénéralement admis que le déséquilibre descharges entre les différentes phases peutatteindre 40 % du courant assigné d'un départ.

Du fait de la mise à la terre directe, le courantd'un défaut direct à la terre est principalementlimité par l'impédance du tronçon de réseauentre le transformateur HT/MT et le lieu dudéfaut. Cette situation impose l'utilisation deprotections « décentralisées », capables degérer des seuils de plus en plus bas au fur et àmesure de l'éloignement, et néanmoins capablesd’être coordonnées. Le plan de protection qui enrésulte est complexe et se prête mal auxreconfigurations de réseau, lors d'incident.Ce plan doit également être adapté à chaquemodification significative d'un départ, enimpédance ou en topologie, ce qui constitue unecontrainte forte vis-à-vis de l'évolutivité.

3.1 Plan de protection des réseaux à neutre distribué (« 4 fils »)

Dans ces réseaux, le courant de déséquilibre dûaux charges monophasées peut « masquer » uncourant de défaut à la terre. En effet, lesprotections ne peuvent pas discriminer entre lecourant d'une charge phase-neutre et le courantd'un défaut phase-terre si leurs valeurs sontcomparables. La valeur du courant de défautphase-terre est liée d'une part à l'impédanceéventuelle du défaut lui-même, et d'autre part àl'impédance du réseau entre le transformateurd'alimentation HT/MT et le lieu du défaut. Ellevarie donc en fonction de la distance du défautau poste. Pour des lignes un peu longues, undéfaut phase-terre éloigné peut provoquer uncourant inférieur au courant de déséquilibre quiest admis au niveau du départ du poste ; dansce cas, une protection placée dans le poste n'estpas capable de détecter ce défaut. Uneprotection complémentaire avec des seuils plusbas est alors nécessaire pour étendre la partiedu réseau effectivement surveillée appelée« zone de protection ». Dans un réseau, la zonede protection de chaque dispositif est d'autantplus réduite que les défauts à éliminer sontimpédants.

Ainsi, pour avoir une bonne détection desdéfauts sur ce type de réseaux, dont lescourants de charge normale diminuent avecl’éloignement du poste, plusieurs dispositifs deprotection doivent être placés en cascade(cf. fig. 7 ).

Fig. 7 : Exemple de réseau de distribution nordaméricain comportant plusieurs dispositifs deprotection placés en cascade : à noter lesrecouvrements des zones de protection.

Transformateur HT/MT

PosteHT/MT

Recloser : disjoncteur aérienà réenclenchements multiples

Fusible

Zone protégée par le recloser


En ce qui concerne les parties de réseauxréalisées en souterrain (par câbles), elles sontgénéralement de moindre étendue qu’en réseauaérien et d’impédance plus faible, aussi la valeurdu courant d’un défaut phase-terre est peu

affectée par la distance du défaut au poste ;néanmoins, pour desservir des zones limitées àpartir d'un câble principal, ces réseauxcomportent aussi des dérivations monophaséesprotégées par des fusibles.

3.2 Exploitation des réseaux à neutre distribué (« 4 fils »)

L’exploitation de ce type de réseaux peut êtrecaractérisée par deux difficultés importantes :

c des risques électriques dus aux éventuelsdéfauts impédants difficiles à détecter demanière simple,

c lorsqu'une boucle est nécessaire pour unebonne continuité de service, elle doit êtred'impédance suffisamment faible pour être dansla zone de protection.

Dans les paragraphes précédents, il a étéexpliqué la difficulté de diagnostiquer desdéfauts à la terre fortement impédants. Despublications américaines récentes (1999) fontétat du fait que, pour plus de la moitié desinterventions effectuées pour des conducteurstombés à terre, les conducteurs au sol sontencore sous tension lorsque les techniciensarrivent. Ces situations représentent des risquesimportants pour les personnes et pour les biens,(électrisation ou incendie).

Lorsque le neutre est distribué, deux structuresde réseaux sont à distinguer par la présence ounon d'une liaison bouclable ne comprenant pasde protection décentralisée.

Présence d'une liaison bouclable necomprenant pas de protection décentraliséeSi une telle boucle existe, elle estnécessairement d'impédance faible afin depouvoir être entièrement dans la zone deprotection des dispositifs du poste HT/MT(cf. fig. 8 ). C'est typiquement le cas des zonesgéographiques urbaines denses à distributionsouterraine.La boucle peut être exploitée selon le principede la boucle ouverte pour bénéficier, lors d’unincident de câble sur la boucle elle-même, descapacités de reprise de service liées à ceschéma. A partir de cette boucle, des dérivationséquipées de protections peuvent être réaliséesen monophasé ou en triphasé (cf. fig. 9 ). Ellespeuvent éventuellement être organisées ensous-boucles, pour bénéficier de ce même moded'exploitation, mais ces sous-boucles doiventêtre entièrement dans la zone de protection desdispositifs de la dérivation.Du fait des impédances limitées des tronçons decâbles, et de l'existence de seulement deuxniveaux de protection à gérer, l'évolutivité d'untel système peut être considérée commesatisfaisante. Toute extension géographique estcependant limitée par le nécessaire respect deszones de protection.

Fig. 8 : Pour une complète protection d'une boucled'alimentation contre les défauts à la terre, cetteboucle doit être entièrement comprise dans la zone deprotection des dispositifs du poste HT/MT.

N1

N2

N3 N1

N2

N3

N

Zone protégée par les dispositifsdu poste HT/MT

Poste HT/MT

Boucle

Fig. 9 : Ce sont les dispositifs du poste HT/MT quiprotègent la boucle principale, et les deux extrémitésde chaque dérivation organisée en sous-bouclecomportent des protections pour satisfaire à la sécuritédes différentes configurations possibles.

N1

Sous-boucle

Boucle principale

Ouvrages alimentés par la sous-boucle dont la protection de défaut terre est réalisée par A ou par B selon la configuration.

N

Zone protégée par les dispositifsdu poste HT/MT

Poste HT/MT

A B

Zone protégée par A ou par B


Présence de liaisons physiquementbouclables, mais comprenant desprotections décentralisées

Quand le réseau est structuré de manièreradiale, avec mise en cascade de dispositifs deprotection, cela interdit les schémas de type« secours », alors même que la topologie lepermettrait. En effet, une reprise de charge,même temporaire, réalisée à l'extrémité d'unearborescence impliquerait de pouvoir redéfinirles seuils de protection et les étages desélectivité des différents dispositifs concernés.Ces réglages étant le résultat de calculs assezcomplexes, prenant en compte les longueurs etles natures des différents tronçons, il est illusoired'imaginer pouvoir gérer des situations d'incidentpar des modifications de réglages. L'exploitation

est donc limitée au mode radial, et les situationsd'incident peuvent entraîner des durées decoupure significatives… jusqu'à réparation.Pour des raisons similaires, toute évolution de latopologie ou du niveau de charge du réseauimplique de vérifier la cohérence des protectionsen place. Modifier un tel réseau est donc trèsdélicat et coûteux. L'évolutivité d'un tel systèmepeut être considérée comme médiocre.

Quelle que soit la structure du réseau lalocalisation des défauts, qui font fonctionner lesprotections ampèremétriques, peut être réaliséesimplement avec des détecteurs réagissant auxsurintensités. Ces détecteurs de défaut placéssur les conducteurs de phase fonctionnent tantpour les défauts entre phases que pour lesdéfauts à la terre.


4 Caractéristiques des systèmes « 3 fils »

Dans ces systèmes, le neutre n’est pas distribuéet donc indisponible pour les utilisateurs. Lescharges, même monophasées, ne peuvent êtreraccordées qu’aux phases du réseau. Elles negénèrent donc aucun courant de neutre dans lesystème de distribution et, hormis d'éventuelsdéséquilibres capacitifs entre les conducteurs dephases, le courant résiduel d'un tel système estnul.

Le point neutre du réseau, restant à ladisposition exclusive du distributeur, peut êtremis à la terre au travers d'une impédance devaleur et de nature quelconque. En pratique,quatre régimes de neutre sont principalementmis en œuvre : isolé, accordé, impédant oudirect à la terre.

Si la valeur de l'impédance de mise à la terre duneutre est significative comparée aux

impédances de réseau, l'impédancehomopolaire résultante fixe, de fait, la valeurmaximale du courant de défaut à la terre. Danscette impédance homopolaire, il faut considérerque l'impédance de neutre est en parallèle avecl'ensemble des capacités phase-terre du réseau.Ces capacités peuvent atteindre des valeursimportantes et contribuer de manièresignificative au courant de défaut à la terre.Dans tous les cas, du fait de l'absence decourant résiduel en exploitation, tous les défautsà la terre peuvent être détectés à la sous-station.Selon l'impédance de neutre, le mode deprotection adopté peut être différent, mais il n'y apas d'obligation technique à utiliser desprotections décentralisées. Le plan de protectionpeut donc rester assez simple avec l'avantagede supporter sans modification deschangements de configuration du réseau.

4.1 Plan de protection des réseaux à neutre non distribué (« 3 fils »)

GénéralitésDans les réseaux à neutre non distribué, lescharges sont nécessairement connectées entrephases et lorsque la connexion de mise à laterre du neutre existe, aucun courant permanentne la parcourt. Cette situation n’est quethéorique : les courants capacitifs qui existententre les conducteurs de phase et la terre nesont jamais parfaitement équilibrés. Cedéséquilibre provient des différences degéométrie sur les lignes aériennes, à l'intérieurdes transformateurs, sur les cheminements decâbles des différentes phases, etc. Cependant silors de la construction du réseau, le distributeurprend la précaution de permuter les conducteursde phases le long de chaque départ, le courantrésiduel permanent de chaque départ peut êtreréduit à moins de 1 A, voire nettement moins enneutre isolé. Un tel courant résiduel naturelpermet alors de diagnostiquer, à partir de lasous-station, la présence de courants de défautà la terre de faible valeur.Les ordres de grandeurs de ces courants dedéfaut pouvant être notablement différents deceux d'un système « 4 fils », les protections àprévoir sont donc également différentes.

Réseau à neutre IsoléLe réseau est dit « à neutre isolé » quand il n'y apas de connexion physique volontaire entre lepoint neutre MT du transformateur et la terre. Letransformateur peut d'ailleurs avoir unenroulement MT couplé en triangle. Le potentielmoyen du réseau par rapport à la terre est alors

fixé par les impédances parasites entre lesconducteurs de phases et la terre. Parmi cesimpédances, il y a les capacités des lignes etdes câbles, qui sont prépondérantes, maiségalement des impédances de fuite de différentsmatériels (parafoudres, capteurs de mesure…)ainsi que celles d'éventuels défauts. La tensionrésiduelle, somme vectorielle des trois tensionsphase-terre, d'un tel réseau n'est jamaisparfaitement nulle. La surveillance de cettetension donne un bon indicateur de la qualitéd'isolement du réseau, du fait que tout défautentre une phase et la terre entraîne undéséquilibre d'impédance marqué etl'augmentation de la tension résiduelle. Parcontre, cette information, qui est commune àl'ensemble du réseau, ne permet pas delocaliser le défaut.

Dans le cas d'un défaut franc à la terre (contactdirect d'impédance négligeable), la tensionphase-terre est nulle pour la phase concernée etégale à la tension composée du réseau pour lesdeux autres phases. Les courants présents dansles capacités phase-terre des trois conducteursde phases ne forment alors plus un ensembletriphasé équilibré : un courant résiduel non nulcircule dans tout le réseau. Son intensité, auniveau de chaque disjoncteur de départ, dépendde la longueur et de la nature des liaisons et deséquipements placés en aval. L'utilisation d'uneprotection à maximum de courant ne permetdonc pas de discriminer simplement et demanière efficace le départ en défaut des départssains.


Les réseaux à neutre isolé peuvent êtreexploités avec un défaut à la terre maintenu(détecté et non éliminé). Ce mode d’exploitationest parfois utilisé pour améliorer la continuité deservice, car il permet de localiser le défaut touten maintenant la desserte des clients. Le risqueassocié au maintien d'un défaut à la terre estdans l'apparition d'un deuxième défaut de mêmenature sur l'une des autres phases. Cedeuxième défaut crée un court-circuit alors queles phases saines sont, vis-à-vis de la terre,maintenues à une tension égale à la tensioncomposée pendant toute la durée d'exploitationà défaut maintenu.

Réseau à neutre accordé (bobine dePetersen)

Le réseau est dit « accordé » ou « mis à la terrepar une bobine de Petersen » quand, dans laliaison du neutre à la terre, est placée unebobine à fort coefficient de qualité dont la valeurd'inductance est ajustée de façon à obtenir un

accord (conditions de résonance) entre lescapacités du réseau et cette bobine (cf. fig. 10 ).Lors d’une mise à la terre de l'une des phasesdu réseau, cet accord se traduit par un courantde très faible valeur dans le défaut (Id = IC - IL ).Ce courant est uniquement dû à l'imperfectionde l'accord, au déséquilibre capacitif entre lesphases et aux pertes résistives de la bobine.

L'ordre de grandeur normal d'un tel courant dedéfaut est de quelques ampères (typiquementde 2 à 20 A).La condition de résonance s'exprime par laformule LCω2 = 1, avec :L = inductance de neutre,C = capacité homopolaire du réseau (sommedes capacités phase-terre des trois phases), etω = pulsation du réseau (ω = 2πF = 100π pourun réseau à 50 Hz).Le maintien de cette condition de résonance,lors des variations de configuration du réseau etmême lors des variations de conditionsclimatiques, implique que la bobine soit réglable

Fig. 10 : Principe d'exploitation d'une bobine de mise à la terre dont la valeur d'inductance est accordée avec lavaleur capacitive du réseau.

TransformateurHT/MT

IL

Courant depoint neutre IL

Courantscapacitifs IC

Courantde défaut Id

Inductance accordée

Capacités réparties

Lors d'un défaut : IL ≈ - IC ⇒ Id ≈ 0


avec une bonne définition. L'accord estgénéralement réalisé par un automatisme.

Ce régime de neutre présente un intérêt majeurpar le fait que de nombreux défauts sont auto-extincteurs, typiquement tous les amorçagesd'intervalle d'air. Il offre ainsi une bonnecontinuité de service aux réseaux qui comportentbeaucoup de lignes aériennes. Il est évident queles défauts d'isolement internes aux matériels etaux câbles (notamment en souterrain) nebénéficient pas de ce comportement. De plus,les réseaux à neutre accordé peuvent êtreexploités avec un défaut à la terre maintenu,comme les réseaux à neutre isolé. La limite dece fonctionnement est le plus souvent liée à latenue thermique de l'impédance de neutre quiest soumise à la tension simple pendant toute ladurée du défaut.

L'inconvénient principal du neutre accordé résidedans la difficulté à localiser un défaut permanentet certains défauts réamorçants. Cette difficultéprovient de la faible valeur du courant traversantun défaut comparée à la valeur importante descourants capacitifs qui circulent simultanémentsur l'ensemble des lignes. Une simple détectionde courant résiduel ne peut donc pas faire ladifférence entre un départ sain et le départ endéfaut. Il est nécessaire d'introduire desprotections directionnelles à maximum decourant résiduel, voire à maximum de puissancerésiduelle afin de garantir une sélectivitéperformante. L'utilisation de telles protections estpossible au niveau des postes sources, mais esttotalement irréaliste (complexe et coûteuse)dans les installations implantées le long duréseau. Enfin, les détecteurs de défautfonctionnant sur le même principe (directionnels)seraient trop coûteux et n’existent donc pas. Dece fait, l'exploitation du réseau est fortementpénalisée lors d'incidents de type défautpermanent : la mise sous tension ne peut sefaire qu’après inspection des lignes et essaissuccessifs de refermeture.

Ces difficultés rendent ce régime de neutre peuintéressant pour les réseaux à forte proportionde câbles souterrains. Cependant de récentsdéveloppements technologiques ont permis laréalisation de nouveaux détecteurs fonctionnantavec des capteurs peu coûteux. Cette évolutionpourrait supprimer une partie des difficultésd'exploitation actuelles des réseaux à neutrecompensé.

Réseau à neutre impédant

Pour ce type de réseau, une impédance delimitation, généralement résistive, est inséréedans la liaison du neutre à la terre. Elle peutégalement comporter une partie inductive, demanière à compenser partiellement l'apportcapacitif du réseau. En distribution publique, il

n’y a pas de réseau mis à la terre par uneinductance seule non accordée.La valeur de l'impédance est toujours importantecomparée aux impédances de ligne et, de cefait, le courant d’un défaut direct à la terre variepeu en fonction du lieu du défaut : il est dequelques centaines d'ampères (de 100 à 2000 Aenviron). Cette importance des courants dedéfaut à la terre, ainsi que la prépondérance dela composante circulant dans l'impédance deneutre, rendent la détection des défauts à laterre facile :

c une protection de type « à maximum decourant résiduel », avec des valeurs de seuilsuffisamment hautes pour ignorer lesphénomènes capacitifs ou transitoires,fonctionne correctement sur ces réseaux ;

c la sélectivité entre départs est aisée grâce à lavaleur significative du courant de défaut, et lasélectivité entre dispositifs de protectiondisposés en cascade est obtenue par unfonctionnement chronométrique (protections àtemps défini ou à temps dépendant).Toutefois, l'existence possible de défauts à laterre d'impédance non négligeable devantl'impédance de neutre incite à rechercher lesréglages les plus bas, tout en se prémunissantcontre les déclenchements intempestifs. Pourdes défauts très impédants, les dispositifs deprotection par courant résiduel ne peuvent plusêtre sélectifs, et des dispositifs complémentaires,tels que des automatismes de détection avecouvertures successives des différents départs,sont ajoutés dans les postes sources.

Dans de nombreuses situations, lorsque lacharge en aval du dispositif de protection estfaible, la protection contre les défauts directs à laterre peut être réalisée avec une détection àmaximum de courant phase. C'est pourquoicertains distributeurs ne mettent passystématiquement des protections à courantrésiduel sur de tels circuits (par exemple :dérivation alimentant un transformateur MT/BT).La localisation des défauts est facilitée sur cesréseaux par l’emploi possible de détecteurs dedéfaut simples et d'un prix modéré, capables deréagir au courant d'un défaut direct à la terre.Leur sensibilité toutefois limitée fait que certainsdéfauts d'impédance significative, bien quediagnostiqués par les protections du postesource, ne les font pas réagir (intensitéinsuffisante). Il est cependant possible de choisirdes seuils plus bas avec la seule gêne d’unesignalisation inutile, car le fonctionnementintempestif d'un détecteur de défaut estgénéralement sans conséquence.

Réseau à neutre direct à la terre

Le neutre direct à la terre peut être interprétécomme un cas particulier (cas d’une impédancede neutre négligeable) du neutre impédant. Ce


sont donc exclusivement les impédances duréseau (source et ligne), du défaut et du retourpar la terre, qui fixent l'intensité du courant dedéfaut. De ce fait, les intensités généralementélevées des courants de défaut peuventprésenter d’importantes dispersions selonl'emplacement et le type du défaut, et enconséquence induire des difficultés dereconfiguration ; par exemple pour lareconfiguration d’un réseau avec des départsnotablement plus longs en situation de secoursqu’en situation normale. Cet effet peut êtreatténué par l'adoption de seuils de détection,aussi faibles que possible, prévus pourdiagnostiquer les défauts directs à la terre etaussi les défauts impédants.

La détection des défauts à la terre est simple.Très souvent le même type de protection peutêtre utilisé vis-à-vis des défauts entre phaseset des défauts à la terre. La fonction « détecteurde défaut » est également simple à réaliser,avec une détection à maximum de courantphase, ou éventuellement à maximum decourant résiduel.Dans ce schéma où les défauts à la terrepeuvent être de fortes intensités, ils peuventprovoquer des dégâts importants. Il est doncsouhaitable de choisir des temps d'interventionde protection courts. Cette situation, associéeaux besoins de sélectivité toujours présentsdans un réseau de distribution, privilégiel'utilisation de protections à temps dépendant(souvent dites « à temps inverse »).

4.2 Exploitation des réseaux à neutre non distribué (« 3 fils »)

Ces réseaux ont surtout une structure soitradiale, soit radiale avec possibilité de bouclage,soit en boucle. De nombreuses autresconfigurations existent qui mélangent cesstructures de base.L'exploitation se fait le plus fréquemment encircuit ouvert. Toutefois, afin d'assurer une trèsbonne disponibilité de l’énergie pour leursclients, quelques distributeurs exploitent desboucles fermées équipées de disjoncteurs àchaque poste de transformation MT/BT. Mais detelles installations sont coûteuses et leurexploitation est délicate.

Dans une exploitation à circuit ouvert, laprincipale caractéristique des réseaux « 3 fils »est qu'ils permettent de détecter tous les défautsà la terre, quelle que soit leur localisation, àpartir du poste HT/MT. Les défauts entrephases sont également gérés à partir du posteHT/MT : une protection décentralisée nes’impose que s’il y a une ligneexceptionnellement longue, en fait dès qu’ildevient impossible de discriminer un défautlointain entre deux conducteurs de phase, ducourant de charge admissible du départ.

La protection centralisée offre une totale libertéde modification du réseau. Il est ainsi possiblede prévoir plusieurs schémas de secours avecde nombreux bouclages pour faire face àdifférents incidents : si le schéma de base pourl'exploitation normale d'une zone à forte densitéde consommation regroupant de nombreuxclients est la boucle ouverte, des bouclagespeuvent être aussi prévus en extrémité de lignesà structure radiale, avec d'éventuelles limitationsdes charges à ré-alimenter après l'interruption(cf. fig. 11 ).

La liberté de modification permet également deprocéder à des extensions ou restructurations deréseau, sans avoir à remettre en cause les

moyens et réglages des protections. Cettegrande évolutivité représente une souplesse trèsappréciable.Par contre, s’il n’y a que des protectionscentralisées, en cas d'incident tous les clientsd'un même départ sont concernés. Leur nombrepeut être très important… d’où une motivationalors également très importante pour corrigerrapidement la situation !

La mise en œuvre de la téléconduite associéeà des détecteurs de défaut répond à cetimpératif de rapidité d’intervention : selon lenombre d'appareillages téléconduits, ellepermet de réalimenter une part importante dela clientèle concernée (généralement plusde 60 %).Un travail en trois étapes permet aux équipesdu distributeur de procéder aux reprises deservice :

c 1e reconfiguration par téléconduite,

c 2e reconfiguration manuelle, sur le terrain, enutilisant les appareillages de sectionnement nontéléconduits,

c 3e réparation éventuelle.

L'introduction de points privilégiés detéléconduite peut être faite sur le seul critèred'amélioration de la qualité de service, car aucunimpératif technique n'impose de lieu particuliersur le réseau.Certains distributeurs installent des protectionsdécentralisées, pour satisfaire un critère dequalité de service et non pas un besoinfondamental d'élimination de défaut. Il faut noterque les critères de sélectivité définis, qui doiventêtre respectés entre ces protections et celles duposte HT/MT, sont nettement moins délicats quepour des réseaux à neutre distribué. Par ailleurs,des modifications de topologie ou de charge neremettent généralement pas en cause cesréglages.


Fig. 11 : Exemple de schéma d'un réseau de distribution dont la protection centralisée permet différentesconfigurations d'exploitation (a = configuration en exploitation normale, b = configuration après incident réduisantle nombre de clients concernés, c = configuration de ré-alimentation avec limitations de charge).Nota : L’interrupteur K est traversé par un courant en sens inverse entre les configurations a et b ; il en est demême pour l’interrupteur X entre les configurations b et c.

a

b

c

Poste HT/MT -A- Poste HT/MT -B-

Dispositif decommande

Ouvert

Fermé

Circuit alimenté par Apar B

K

Charges transféréesde A sur B

X


Défaut

X

K



5 Tension de service, critères de choix

5.1 Pertes et chutes de tension

Les pertes pour un réseau de distribution MTcorrespondent essentiellement à la dissipationthermique par effet Joule dans les conducteurs. Ils'agit d'un critère économique du fait qu'ellesdégradent le coefficient d'efficacité globale du réseau.Elles sont proportionnelles au carré du courantet, à puissance distribuée donnée, inversementproportionnelles au carré de la tension deservice. À ce titre, il est intéressant d'utiliser unetension de service élevée afin de les minimiser,mais d'autres facteurs, notammentéconomiques, peuvent réduire cet intérêt.

Les chutes de tension au niveau des bornes delivraison des clients (cf. fig. 12 ) correspondent àla différence (∆U) entre les tensions à vide (e) eten charge du réseau (UCharge). L'amplitude et laphase (ϕ) du courant sont déterminées par lapuissance et la nature de la charge. Le réseauayant un comportement essentiellement inductif,la chute de tension en ligne (ULigne) est presqueen quadrature avec le courant.

Différentes réglementations définissent des limitesde valeur de tension que les distributeurs doiventrespecter aux points de livraison. Par exemple, ilpeut être imposé simultanément une tolérance de± 10 % sur le réseau basse tension et une tolérancede ± 7,5 % sur le réseau moyenne tension. Lerespect de telles tolérances devient plus difficilequand la puissance distribuée augmente. Pour deslongueurs et sections de conducteurs données, unetension d'alimentation plus élevée autorise unepuissance délivrée plus importante avec les mêmestolérances. Pour une chute de tension maximaleimposée, le tableau de la figure 13 illustre lacapacité de transport d'une ligne en fonction de sasection et de sa tension de service.

L'appréciation de la capacité d'un réseau est unoutil de planification : elle permet de déclencherdes opérations de renforcement de lignes ou decréation de nouvelles lignes quand lesperspectives de croissance de la puissanceappelée approchent des limites admissibles.

L'hypothèse du changement de tension de serviceest rarement évoquée dans ce cas, car une telleopération présente de nombreuses difficultés :remplacement de tous les transformateurs, d'unegrande partie des conducteurs, des appareillageset des isolateurs… Il est donc très important quecette tension soit bien choisie dès la création duréseau, à un niveau adapté avec la prise encompte de l'évolution prévisible des charges surplusieurs dizaines d'années.

5.2 Difficultés d'isolation et coûts associés

Si les critères vus précédemment incitent àutiliser une tension de service élevée, uncompromis doit pourtant être recherché pourl'efficacité économique du réseau. En effet, lesprix des différents constituants augmentent demanière notable avec la tension de service.

Impact de la tension sur les matérielsLes différents matériels utilisés doivent êtreconçus avec une isolation adaptée à la tension

de service ainsi qu'aux différentes contraintesexceptionnelles qui sont liées à ce niveau detension.

La normalisation fournit des ensembles devaleurs cohérentes, appelés « niveauxd'isolement », qui associent une tension deservice maximale à des tensions de tenue dansdes conditions spécifiques. Ces conditions sonthabituellement désignées « tenue aux chocs de

Fig. 12 : Représentation graphique des pertes etchutes de tension en ligne.

UPertes

∆U

ϕ

ULignee

I

e

I

UCharge

≈ 90°

Fig. 13 : Relations entre puissance transportée parune ligne et section et longueur de cette ligne, pourdes conducteurs en aluminium et âme en acier.

MW x kmAvec ∆U / U = 7,5 % et cos ϕ = 0,9

mm2 kV15 20 33

54,6 22 39 105

75,5 28 49 133

117 37 66 175

148,1 42 76 205


foudre » d'une part, et « tenue à la fréquenceindustrielle » d'autre part. C'est ainsi qu'unmatériel pour un réseau 10 ou 11 kV doit êtrechoisi dans une gamme 12 kV avec une tenue àfréquence industrielle de 28 kV pendant uneminute, et une tenue au choc de foudre de 75 kVavec l'onde d'essai normalisée (exemple devaleurs CEI).Ces différentes contraintes se traduisent, dans laconception des matériels, par des épaisseursd'isolant et des distances différentes dans l'air oudans un gaz, donc, par des dimensions hors toutdifférentes. Exemple : les cellules « interrupteur »à isolements air et SF6, de mêmes techniquesont, selon les tensions, les dimensions suivantes(Hauteur x Profondeur x Largeur) :c Un = 24 kV : 1600 x 910 x 375 mm,c Un = 36 kV : 2250 x 1500 x 750 mm.

Il en est de même pour tous les composants deréseaux. Seuls les conducteurs de ligneaérienne échappent à ce critère : leur isolationest assurée par l'air ambiant et les distancessont fixées par les armements (ferrures etisolateurs) des poteaux.Il faut aussi considérer que des technologies nesont disponibles que pour certains niveaux detension, par exemple, les appareillages àcoupure dans l'air pour l'intérieur ne sont pasdisponibles pour le niveau 36 kV et ontpratiquement disparus au niveau 24 kV.

Enfin, l’usage des câbles peut être limité pour letransport du courant alternatif. En effet, leurcapacité par rapport à la terre qui est fonction de

leurs longueurs et de leur isolement (donc duniveau de tension) réduit fortement le courantdisponible en bout des liaisons par câbles(cf. fig. 14 ). En conséquence, dans les réseauxde transport de tension très élevée, la longueurdes tronçons de câbles est toujours limitée.C’est en particulier une raison du choix trèsfréquent du courant continu pour les liaisonsinsulaires en haute tension pour lesquelles leslignes aériennes sont impossibles.

Impact sur les coûtsLes critères précédemment cités ont un impactdirect sur les coûts de fabrication deséquipements, et sur les prix de marché. De plus,les constructeurs de matériels ne sont pas tous àmême de proposer des gammes étoffées pourles tensions de service les plus élevées (36 à52 kV). Le marché « fournisseurs » est donc plusétroit et moins concurrentiel que pour lestensions de service plus faibles (7,2 à 24 kV).Cependant cette incidence sur les prix estparfois faible, c'est le cas pour les câbles àisolation synthétique ayant une capacité detransport sensiblement identique, par exemple :c 240 mm2 alu / 24 kV : 7,31 ke / kmc 150 mm2 alu / 36 kV : 7,77 ke / km soit + 6 %(prix tarif 1999).

Mais l'utilisateur doit également considérer descoûts associés, tels ceux liés aux accessoires,aux dimensions externes d'une installation, auxdistances de sécurité à ménager par rapport àdes lignes…

Fig. 14 : Effet des capacités de fuite sur l'intensité disponible, et donc sur la puissance utile, en bout de liaison parcâbles.

ID

ISIDIS

IC

IC

ChargeCapacitésréparties

Intensité nominalede la liaison par câbles

Source

5.3 Evolution des réseaux MT dans le monde

Au début du vingt et unième siècle il existe encoreune forte disparité de besoin d'énergie entre les pays.

Une évolution importante de la distribution publiqueMT peut être observée dans de nombreux pays,avec une nette orientation des choix de structuredes réseaux vers la gamme intermédiaire destensions de service, entre 15 et 25 kV, par exemple :c le Japon, dont une très grande partie de sonréseau de distribution est en 6 kV, prépare uneévolution vers le 22 kV ;

c la France remplace progressivement sesréseaux 5,5 kV et 15 kV par des réseaux 20 kV,alors que stagne voire régresse le niveau 33 kV ;c la Chine qui, pour soutenir sa forte croissanceéconomique et améliorer le fonctionnementglobal de ses réseaux actuellement en 12 kV,prévoit l'usage du 20 kV.


6 Conclusions

Les différents systèmes et choix évoqués dansce document ont en commun, par leurs trèsnombreuses implications, un aspect fondateurde tout réseau de distribution MT. Ils sont doncparticulièrement difficiles à remettre en causesur des réseaux existants. Toutefois, avecl’augmentation générale et régulière desconsommations d’électricité, certaines situationsfont que des butées sont atteintes et doivent êtrelevées, ou bien que des opportunités seprésentent pour réexaminer ces choix de bases.

Dans ce contexte, il est donc sage d’amorcer ouréaliser des évolutions de fond dans le cadred’opérations importantes de remise à niveau,suite à une vétusté généralisée ou à desévènements exceptionnels.

Par ailleurs, souvent les situations historiquesqui ont justifié les choix initiaux ne sont plus de

mise, et de nouveaux critères d'appréciationprennent de l'importance. En particulier, lesaspects liés à la sécurité, à la qualité et à lacontinuité de service, au respect du cadre de vie,à la compatibilité avec d'autres équipements,etc, deviennent des critères incontournables.Plusieurs phénomènes sociaux ou macro-économiques sont à l’origine ou favorisent ceschangements.

Les grands constructeurs d’équipementsélectriques ont déjà appréhendé les besoinsinduits, chez les distributeurs d’énergie, par ceschangements. Les matériels proposés répondentà ces besoins.Mais ce sont les distributeurs qui, selon lesévolutions rapides de leur environnement,politique et géographique, doivent anticiper, etconsidérer l'évolutivité d'un système comme uncritère de base de sélection.

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Réalisation : HeadLines - ValenceEdition : Schneider ElectricImpression : Imprimerie du Pont de claix - Claix - 1500.- 100 FF- ©

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choix de base des réseaux mt de distribution publique

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