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Les résistances de point neutre Lorsque l’on souhaite limiter fortement le courant dans le neutre du réseau, on utilise une résistance de point neutre. Les risques de résonance parallèle ou série sont alors inexistants. Ces résistances sont connectées entre le neutre du réseau et la terre Insertion dans le neutre du transformateur
Neutre artificiel crée par une bobine triphasée
3.1.1 Constitution Aujourd’hui, les résistances, en acier inoxydable, sont isolée dans l’air et insérée dans une enveloppe métallique protégée de la corrosion qui contient également les transformateurs de courant chargés d’alimenter les protections.
Eléments GRIDEX U
photos « LE METAL DEPLOYE »
:Résistance le METAL DEPLOYE
Tn
TcHDétection des défautsrésistants
Détections des courts-circuits à la terre
3.1.2 Caractéristiques électriques La tension assignée
C’est la tension pour laquelle est déterminée la résistance. Elle a généralement pour la valeur V= Us / 3 Us est la tension maximale de Service. La résistance La valeur de la résistance est calculée pour une température spécifiée. Elle est mesurée en courant continu. La valeur de l’impédance mesurée en courant alternatif devra être spécifiée. Elle doit normalement être très proche de la valeur de la résistance. La tenue thermique Elle doit être adaptée aux conditions d’exploitation les plus sévères. Elle dépend du plan de protection et des cycles d’automatismes associés. La tenue thermique en régime continu est représentée par la fonction
t (I) = WRI ²
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
5 A
en
perm
anen
ce
s
RPN 40 Ω pour réseau 20 kV18.106 Joules
A
Certaines pratiques d’exploitation peuvent générer des contraintes thermiques hors normes susceptibles de provoquer un vieillissement prématuré de la résistance et la rupture de celle-ci. Les conséquences peuvent être graves: Fonctionnement du réseau à neutre isolé, défaillance du plan de protection , augmentation des surtensions dynamiques. Amorçage et shuntage de la résistance, augmentation du courant de défaut, surtension sur les prises de terre. Certains exploitants équipent les résistances de dispositifs chargés surveiller l’état de la résistance ainsi que les contraintes qui lui sont imposées.
3.1.3 Paramètres intervenant dans le dimensionnement de la résistance: Valeur maximale du courant permanent susceptible de circuler dans la résistance. En fonctionnement normal, le réseau fournit un courant homopolaire permanent appelé parfois « bruit du réseau ». Celui-ci est composé d’une part d’un courant 50 Hz1 dû au déséquilibre homopolaire de capacité des lignes et d’autre part des courants harmoniques injecté dans le réseau par les charges et les transformateurs. A certains moments de la journée, ce bruit peut atteindre quelques ampères. Dans le cas de défauts non détectés par le plan de protection2, un courant de faible valeur peut traverser la résistance durant un temps assez long. Il peut alors être assimilé à un transit permanent qui s’ajoute au bruit du réseau. Il est évident que la résistance de point neutre doit pouvoir tenir sans dommage de telles valeurs de courant. Sous l’effet de ces courants, la résistance dissipe une énergie thermique Wi qui doit être prise en compte pour spécifier les régimes de fonctionnement. La température de la résistance dépend alors du bilan énergétique Wp = Wi-Wa où Wa représente la compensation thermique par l’environnement.
1 50 Hz ou 60 Hz suivant les pays. 2 Défauts très résistants ou conducteur tombé coté charge.
Courant maximal de neutre.
Lors d’un défaut de très faible résistance, le courant de neutre peut atteindre une valeur I = Us
R. 3.
Ce courant va développer une énergie W= ∫RI²t dépendant du cycle d’automatisme. La contrainte thermique induite par le court-circuit s’ajoute alors à celle provoquée par le courant permanent. Il faut noter que durant un cycle d’automatisme, la résistance prend des valeurs qui dépendent de sa température θ° telle que Rθ° = R0 (1+ αt°) où α ≈ 10-3 Ω/°C et t° l’élévation de température. Par les spécifications HN 64-S-50, EDF précise que le courant de neutre ne doit pas excéder 300 A en réseau rural et 1000 A en réseau urbain. De ces valeurs, on déduit aisément la valeur de R0. Conditions d’échauffement de la résistance Les résistances doivent répondre à des spécifications de température déterminées en fonction des cycles d’automatismes. Exemple: Les réseaux HTA aériens Français disposent de protections et d’automatismes assurant l’élimination automatique des défauts. Il existe essentiellement deux cas ou les résistances peuvent être mise en contraintes. Cas d’un défaut peu résistant détecté par les protections sélectives
Lorsque le défaut n’a pas été éliminé par le cycle d’automatisme, l’exploitant doit effectuer des manoeuvres et des essais afin de localiser le défaut. Lorsque ces opérations sont effectuées par téléconduite, la résistance peut subir des contraintes thermiques du fait qu’elle n’a pas eu le temps de se refroidir suffisamment entre le déclenchement définitif et la première manoeuvre. On peut rencontrer également des phénomènes d’avalanche lors d’évènement climatique (givre, orage, dépôt de sel ....). Il existe alors un risque de destruction de la résistance. On pourrait alors recommander la mise hors tension du réseau affecté par ces évènements heureusement exceptionnels3 Défaut non détecté par les protections sélectives La mise hors tension d’un défaut résistant, par la protection amont4, peut être réalisée en trois minutes. Si l’on examine la caractéristique thermique de la résistance, l’intensité autorisée durant ce temps ne doit pas excéder 50 A. L’exploitant sera ensuite conduit à effectuer des manoeuvres et des essais afin de localiser le défaut. Ce sont généralement ces manoeuvres qui apportent le plus de contrainte thermiques sur la résistance. La spécification HN-64-S-50 défini un cycle d’essais à 3 stades pour une température ambiante de 40°. Stade « a » La résistance est parcourue par un courant de 5 A jusqu’à l’équilibre des températures. Cet essai simule l’action du courant permanent dans la résistance. Stade « b » La résistance est parcourue par un courant de 20 A pendant 10 mn. Ce fonctionnement correspond à une contrainte pouvant apparaître durant une recherche de défaut résistant. Stade « c » La résistance est alimentée sous sa tension assignée (12kVsur un réseau 20 kV) pendant 5s. 5s représente le temps maximal continu nécessaire pour l’élimination d’un défaut de faible résistance. Tout au long de son exploitation, la résistance doit pouvoir supporter un cycle nominal « stade a + stade b + stade c ». La répétition de ce cycle est cependant conditionnée à des intervalles de repos permettant un refroidissement complet. Comme nous l’avons vu plus haut, c’est ce dernier point qui pose le plus de problème.
3 La remise sous tension pourrait cependant s’avérer difficile. 4 On se reportera au livre 2
Lorsque ces opérations sont réalisées sur l’enroulement comprenant le régleur, les mesures doivent être effectuées pour les prises extrêmes et sur la position médiane. Ce montage permet de contrôler le dispositif de détection des défauts résistants (TCH) généralement inséré dans la connexion de mise à la terre de la résistance. On peut également vérifier le transformateur de courant de neutre (TCN) si celui-ci ne présente pas un trop fort rapport de transformation. Il est préférable cependant d’effectuer, à l’aide d’un transformateur de débit, une injection de courant correspondant au courant nominal primaire du TC.
Les inductances de point neutre En présence d’un fort capacitif homopolaire, Une inductance pure peut poser des problèmes d’exploitation. Il existe des conditions de résonance parallèle5 susceptibles de perturber les plans de protection constitués de relais à maximum d’intensité. Le tableau ci-dessous permet d’évaluer les risques de résonance parallèle sur un réseau 20 kV constitué de câbles. Impédance du neutre HTA
8j
12j
40j
80j
Longueur de câbles HTA
500 km
330 km
100 km
50 km
On constate que ces risques sont réels pour des inductances de neutre de moyennes ou de grandes valeurs. Les plans de protection constitués de relais à maximum d’intensité résiduelle sont alors inadaptés. On réservera donc les inductances pures aux réseaux constitués de lignes aérienne où pour ceux exploités avec une faible limitation de courant de neutre (réseaux urbains par exemple). Il existe également des conditions de résonance série6 pouvant mettre en danger l’isolement du neutre du transformateur lorsque celui-ci est utilisé. Rappelons que les conséquences de cette résonance sont d’autant plus contraignantes que l’impédance homopolaire du réseau est fortement capacitive et que la puissance de court-circuit au point de défaut est faible. Afin de préserver le transformateur, l’exploitant préfère souvent utiliser un dispositif complémentaire chargé de créer un point neutre artificiel. Le transformateur n’intervient alors plus dans la limitation des déséquilibres homopolaires. Dans tous les cas, elles doivent offrir une résistance mécanique aux efforts électrodynamiques provoqués par les courants de court-circuit et être spécifiés pour supporter un grand nombre de défauts dans les conditions les plus sévères pendant leur vie en exploitation7. Leurs spécifications générales sont définies par la norme NF EN 60289.
5 On se reportera au Livre 1 chapitre 3.3.4 6 On se reportera au Livre 1 chapitre 3.3.6 7 L’histoire de ces matériels doit apparaître dans la documentation technique.
3.1.4 Les inductances monophasées Ces matériels sont connectées entre le neutre du réseau et la terre. Par rapport aux résistances, elles présentent l’avantage d’être plus robustes, d’être moins encombrantes et ne nécessitent qu’un entretien réduit, elles sont d’un coût d’exploitation beaucoup plus faible. La plus simple est constituée d’un solénoïde bobiné autour d’un support amagnétique comprenant des cales et des tirants chargés de compenser les efforts électrodynamiques produit par les courants de court-circuit. Le refroidissement est obtenu par circulation d’air entre les spires. L’ensemble est installé sur un châssis dont le rôle essentiel est d’isoler la bobine du sol et de mettre le personnel d’exploitation hors de portée les parties actives. Les conditions d’installation en fonction de la tension nominale sont définis à partir des normes de sécurité (C18510 de l’UTE par exemple). Dans les installations EDF par exemple, la base de la jupe d’isolateur inférieure assurant le support d’une l’inductance HTB est à 2,25m du sol. La distance au sol de la connexion HTB est de 2,25 +0,0075 U8 et doit être dans tous les cas supérieure à 3m. L’isolement de la borne haute tension doit être celui de la borne neutre du transformateur. L’isolement coté terre doit être suffisamment importante pour éviter que le courant de défaut ne transite par le châssis.
Les inductances sont caractérisées par un facteur de qualité L
R
ω et une
valeur d’impédance Z déterminée en fonction du courant de maximal admissible dans le neutre et des caractéristiques électriques du réseau.
Afin de pouvoir installer ces inductances au sol tout en garantissant la sécurités des personnes, on peut immerger l’inductance dans une cuve remplie d’un diélectrique liquide (généralement de l’huile).Les dispositifs de fixation sont alors constitués de shunts magnétiques chargés de préserver la cuve de la circulation du flux produit par la bobine. A titre indicatif, le tableau ci-dessous regroupe les caractéristiques des inductances monophasées équipant les neutre des réseaux de transport 90 kV et 63 kV Français. Tension du réseau impédance courant de neutre isolement coté ligne isolement coté terre
90 kV
j35Ω
1500 A
100 kV
17,5 kV
63 kV
j50Ω 720 A 72kV 17,5 kV
Le courant de neutre spécifié correspond à la valeur maximale que la bobine est capable de tenir durant un cycle d’applications également spécifié. Ces inductances doivent pouvoir supporter quatre applications de courant de 5s suivant un cycle conformes aux pratiques d’exploitations d’EDF:
8 U = 100 kV pour un réseau 90 kV
Il convient de noter que les transformateurs participant à la mise à la terre du neutre doivent répondre à ces spécifications.
3.1.5 Les inductances triphasées Cette famille regroupe les bobines zigzags et les transformateurs de point neutre Elles sont chargées de créer un point neutre artificiel et de limiter le courant dans le neutre du réseau. On privilégie ces dispositifs lorsque l’on souhaite épargner le transformateur des contraintes diélectriques liée à la résonance série. lorsque l’on souhaite préserver les transformateurs des contraintes mécaniques provoquées par les courants de défauts à la terre. lorsque l’on veut limiter l’amplitude de certaines perturbations (bruit de réseau, phénomène de BALARUC9,
Harmoniques 3 etc....) lorsque l’on veut découpler les circuit homopolaire primaire et secondaire du transformateur en cas de mise à
la terre simultané des neutres. lorsque l’on souhaite réaliser la mise à la terre du neutre au niveau du jeux de barres.
3.1.5.1 Principe de fonctionnement Considérons un défaut monophasé à la terre affectant un réseau 20 kV. Le neutre du transformateur est isolé. La mise à la terre du neutre est constituée d’une inductance j 40 Ω présentant un facteur de qualité 6. L’impédance homopolaire d’un tel dispositif est : Zo= 20+ 120j. La résistance du défaut Rm est de 10 Ω.
On constate que le dispositif se comporte comme un générateur de courant homopolaire (91 A dans notre exemple). L’impédance homopolaire du générateur est égal à 3 fois la valeur de l’impédance spécifiée sur la plaque signalétique. Elle correspond à 3 fois la valeur mesurée suivant le schéma ci-contre.
Z = U
i3
Zo = U
i
Zo = 3Z
9 Sur les réseaux présentant une faible puissance de court-circuit, la mise sous tension d’un transformateur de puissance provoque l’apparition d’un courant homopolaire dans les neutres des transformateurs en service. Ce phénomène est décrit dans le livre 2
3.1.5.2 Les bobines zigzags
Elles sont constituées de six bobines couplées en zigzag noyées dans un diélectrique liquide. La borne de neutre peut être reliée à la terre ou à une impédance de limitation (inductance ou résistance). Par son couplage, ce dispositif offre un bon pouvoir de rééquilibrage des tensions..
Comme les inductances monophasées, elles peuvent présenter un facteur de qualité L
R
ω non négligeable. La
puissance active dissipée par la bobine peut alors être importante et limiter la durée de transit du courant homopolaire. Ces matériels doivent pouvoir supporter un régime de fonctionnement normalisé en cohérence avec les évènements susceptibles d’apparaître sur le réseau. Le nombre et la cadence des essais est défini par une étude statistique des défauts et actualisé par un retour d’expérience. La norme d’entreprise HN 52-S-50 rédigée par EDF en 1959 précise par exemple que sous une température ambiante de 40°, le régime de fonctionnement normalisé est composé de la succession de trois stades: Stade « a » La bobine est en service sous une tension de 1,05 Un, la température de l’appareil est stabilisé. Ce fonctionnement correspond à un réseau sans défaut. Le point le plus chaud ne doit pas excéder 50°. Stade « b » Durant 10 mn, l’appareil est traversé d’un courant résiduel à 50 Hz égal à 6% de l’intensité de neutre spécifié (18 A pour une bobine 300 A et 60 A pour une bobine 1000 A). Ce stade correspond à un fonctionnement sur défaut résistant non détecté par les protections sélectives. Stade « c » La bobine est traversée durant 5 s par un courant de neutre correspondant à un court-circuit monophasé sans résistance sous une tension de 1,05 Un. Ce stade correspond au cas d’un défaut franc devant être éliminé par les protections sélectives10. A la fin de ce cycle, l’échauffement moyen des enroulements ne doit pas être supérieur à 210°. La tenue mécanique de l’appareil est contrôlée par une série d’essais sous une tension triphasée égale à 1,1Un. L’appareil doit supporter sans dommage une série de courts-circuits francs monophasés se produisant à l’instant ou la dissymétrie est maximale. Le rapport entre la valeur max de la première crête et la valeur efficace dépend de la valeur du facteur de qualité LR
tgωωωω
φφφφ= de la bobine. Il est d’autant plus important que le facteur de qualité est grand.
Au début des années 90, suite à une série d’avaries et afin de faire évoluer le régime de neutre des réseaux HTA, EDF a modifié ses spécifications.
10 En réalité, il existe peu de cas ou un tel défaut dure 5s.
BPN 1000A
BPN 200 A
BPN 300 A
Extrait de la documentation TRANSFIX Bobine 20 kV Zn (Ω) stade « a «
en permanence stade « b » stade « c » Essai mécanique sur prototype
à 1,07Un
215 A11
6 +j40
5 A à 1,07 Un
85 A /30s
215 A/5s 500 essais 420A/ 200ms sans asymétrie
1000 A 2,3+ j12 5 A à 1,07 Un 1000 A/5s
1000 essais 1000A/200ms avec pleine asymétrie
Le cycle a + b+c peut être répété toutes les heures.
3.1.5.3 Les transformateurs de point neutre Utilisés pour assurer la mise à la terre du neutre. Ils peuvent également alimenter les auxiliaires du poste ou de la centrale. Lorsqu’ils équipent les transformateurs d’interconnexion, ce type de matériel assure la mise à la terre du tertiaire de compensation et alimente en soutirage les auxiliaires du transformateur constituées des ventilateurs et des pompes de circulation d’huile.
Ce sont généralement des appareils constitués d’un enroulement couplé en étoile et disposant d’un enroulement triangle ou zigzag.
A
B
C
a
b
c
a' b' c'
protection tertiaire
Auxiliaires 400 V
225 kV 90 kV
10kV
Transformateur de mise à la terre
11 Cette bobine est prévue pour fonctionner en association avec une résistance de 40 Ω