facteurs clés dans les installations d'asi - - apc usa · utilisation du guide ......

Facteurs clés dans les installations d'ASI

Sommaire Introduction ..................................................................... 2 Utilisation du guide ......................................................... 2 Présentation des solutions de protection ..................... 4

Solutions de protection .........................................................................4 Logiciels et services associés ..............................................................5

ASI dans les installations électriques ........................... 6 Fonction de chaque composant dans l'installation ...............................6 Paramètres d'installation essentiels .....................................................7 Choix des sources d'informations pour définir les caractéristiques de l'installation ...........................................................................................8

Notions de base sur les installations avec ASI ............ 9 Nécessité d'une alimentation de qualité et de disponibilité élevées .....9 Systèmes d'alimentation équipés d'ASI ................................................10 Qualité de l'alimentation fournie par les ASI .........................................11 Disponibilité de l'alimentation fournie par les ASI .................................13 Choix d'une configuration .....................................................................18

Calculs de puissance ...................................................... 19 Éléments requis pour les calculs de puissance ....................................19 Valeurs nominales des configurations à unités ASI simples ................21 Valeurs nominales des configurations à unités ASI en parallèle ..........25

Contrôle des harmoniques en amont ............................ 28 ASI et courants harmoniques en amont par type de redresseur ..........28 Filtrage des harmoniques en amont pour les redresseurs de type « pont de Graëtz » ...............................................................................................29 Choix d'un filtre .....................................................................................31

Installations de mise à la terre ....................................... 35 Informations générales sur les installations de mise à la terre .............35 Applications dans les installations avec ASI .........................................38

Protection ........................................................................ 39 Protection par disjoncteurs ...................................................................41 Choix des disjoncteurs .........................................................................45

Câbles ............................................................................. 50 Choix des sections de câbles ...............................................................50 Exemple d'installation ...........................................................................52

Stockage de l'énergie .................................................... 53 Technologies de stockage ....................................................................53 Choix d'une batterie ..............................................................................54 Surveillance des batteries ....................................................................55

Interface homme-machine et communication ............. 56 Interface homme-machine (IHM) ..........................................................57 Communication ....................................................................................57

Tâches préliminaires ..................................................... 59 Points à étudier concernant l'installation ..............................................59 Local batterie ........................................................................................60

Schneider Electric Édition 09/2015 p. 1

Utilisation du guide

Des besoins croissants en alimentation de qualité et de disponibilité élevées La qualité et la disponibilité de l'alimentation électrique sont devenues des facteurs d'une importance cruciale en raison du rôle central des ordinateurs et de l'électronique dans le développement de nombreuses applications essentielles. Toute perturbation affectant les réseaux de distribution (microcoupures, coupures, baisses soudaines de tension, etc.) peut entraîner des pertes majeures ou des risques pour la sécurité dans de nombreuses activités, comme par exemple : • les industries de transformation, pour lesquelles le moindre dysfonctionnement dans les systèmes de contrôle/gestion peut engendrer des pertes de production ; • les aéroports et les hôpitaux, où un équipement défectueux peut mettre en danger des vies humaines , • les technologies de l'information et de la communication, qui doivent fournir un niveau de fiabilité toujours plus élevé. Les centres de traitement de données doivent pouvoir compter sur une alimentation haute qualité, « zéro interruption », 24h/24, 365j/an, année après année, sans interruption de maintenance. Les systèmes de protection de type ASI font désormais partie intégrante de la chaîne de valeur de nombreuses entreprises. Leur niveau de disponibilité et la qualité de leur alimentation ont un effet direct sur la continuité de leur exploitation. La productivité, la qualité des produits et des services, la compétitivité de l'entreprise et la sécurité du site dépendent du bon fonctionnement de l'ASI. La panne n'est pas envisageable. Schneider Electric : une solution complète qui couvre tous les besoins Schneider Electric propose une gamme complète de solutions de protection de l'alimentation pour répondre aux besoins de toutes les applications sensibles. Ces solutions incluent la mise en œuvre de logiciels et de produits de communication basés sur une technologie de pointe offrant un niveau de fiabilité maximal. Pour compléter ces solutions, Schneider Electric propose des services complets reposant sur son savoir-faire unique, sa présence internationale et l'utilisation des techniques et des technologies les plus avancées. Fort de plus de 40 ans d'expérience sur site, Global ServicesTM accompagne votre installation du début à la fin, de la conception et de la mise en route à l'exploitation et aux mises à niveau, où que se trouve le site. Les ASI constituent bien sûr une pièce centrale de ces solutions. Elles fournissent une alimentation continue de qualité et de disponibilité élevée et sont dotées d'interfaces de communication intégrées avancées, compatibles avec les environnements électriques comme avec les environnements informatiques. Elles sont souvent utilisées conjointement avec d'autres produits de communication, comme par exemple des compensateurs actifs d'harmoniques, des commutateurs de transfert, des tableaux de distribution, des systèmes de gestion des batteries et des logiciels de supervision. Prise dans son intégralité, cette offre constitue une réponse complète et efficace aux questions de protection propres aux installations sensibles. Pour les centres de traitement de données, les solutions à la demande intègrent une infrastructure physique comprenant baies de serveurs, ASI, distribution électrique, système de refroidissement et sécurité, ainsi que les logiciels associés. Un guide expliquant aux professionnels la gestion des installations électriques pour les applications critiques Schneider Electric partage une grande partie de son savoir-faire dans ce guide. Ce document a pour but d'aider à concevoir et installer des solutions de protection de l'alimentation complètes et optimisées, depuis la ligne électrique publique jusqu'à la charge finale, dans le but de répondre aux critères de qualité et de disponibilité de vos applications critiques. Il s'adresse à tous les professionnels chargés de ce type d'installation, notamment : • les bureaux d'études indépendants et les sociétés d'ingénierie ; • les services de conception des utilisateurs finaux ; • les installateurs ; • les chefs de projets ; • les responsables de centre ; • les administrateurs de systèmes informatiques ; • les directeurs financiers ou les directeurs des achats.



Utilisation du guide

Structure du document

Localisation des informations Plusieurs éléments permettent de localiser des informations spécifiques : • le sommaire au début du guide ; • la présentation, disponible aux pages 4 et 5, du chapitre « Facteurs clés dans les installations d'ASI », qui décrit les produits, les systèmes de communication, les logiciels et les services faisant partie des solutions de protection.

Chapitres • Le chapitre « Facteurs clés dans les installations d'ASI » présente aux pages 6 et 7 le rôle des ASI dans les installations électriques et indique les paramètres principaux à prendre en compte. Le reste du chapitre vous guide dans le choix d'une solution en dégageant les éléments principaux d'une installation avec ASI. • Le chapitre « Choix d'une configuration d'ASI » présente quelques exemples pratiques pour aider à choisir une configuration adéquate, de la simple unité à ASI unique aux installations offrant des niveaux de disponibilité exceptionnellement élevés. • Le chapitre « Élimination des courants harmoniques » propose des solutions pour éliminer les courants harmoniques dans les installations. • Le chapitre « Informations théoriques » fournit des informations techniques générales sur les dispositifs et les notions mentionnées dans d'autres parties du guide. Enfin, pour faciliter la préparation des projets :

Références croisées Les chapitres contiennent des références croisées (indiquées par le symbole ) renvoyant vers d'autres parties du guide de conception qui offrent des informations plus détaillées sur des sujets spécifiques. Les références à des articles techniques (Livres blancs - WP) sont indiquées par le symbole suivant suivi du numéro du livre blanc en question.

Voir le livre blanc WP

Chap. 1 : Facteurs clés dans les installations d'ASI Chap. 2 : Choix d'une configuration d'ASI Chap. 3 : Élimination des courants harmoniques Chap. 5 : Informations théoriques

Présentation des solutions de protection

Solutions de protection de l'alimentation

Fig. 1.1. Produits Schneider Electric


Présentation des solutions de protection

Logiciels et services associés

Fig. 1.2. Logiciels et services Schneider Electric


ASI dans les installations électriques

Fonction de chaque composant dans l'installation

Fig. 1.3. Fonctions des composants dans les installations avec ASI


ASI dans les installations électriques (suite)

Paramètres d'installation essentiels

Fig. 1.4. Paramètres principaux des composants dans les installations avec ASI


ASI dans les installations électriques (suite)

Choix des sources d'informations pour définir les caractéristiques de l'installation Les schémas fournis dans les pages précédentes donnent un aperçu général des composants et des différents paramètres rencontrés dans les installations avec ASI. Nous allons maintenant les étudier plus en détail. Le tableau ci-dessous indique : ● l'ordre dans lequel les sujets sont abordés dans ce chapitre ; ● les choix à effectuer ; ● l'objectif de chaque décision avec le numéro de la page correspondante dans le chapitre ; ● les sections des autres chapitres dans lesquelles trouver des informations complémentaires sur chaque sujet.

Choix Objectif Voir Informations complémentaires Voir Architecture mono ou multisources et configuration des sources d'ASI

Déterminer l'architecture d'installation et la configuration d'ASI les plus adaptées à vos besoins en termes de disponibilité de l'énergie, de mises à niveaux, d'exploitation et de budget.

Choix d'une configuration

d'ASI

Exemples et comparaison de 13 installations standard, des unités à ASI unique aux architectures à haute disponibilité


d'ASI p. 5

Alimentation des charges sensibles Informations théoriques

p. 2 Configurations d'ASI Informations

théoriques p. 23

Groupes électrogènes Informations théoriques

p. 35 Puissance nominale de l'ASI

Déterminer la puissance nominale d'une unité ASI simple ou des ASI en parallèle (pour assurer la redondance ou une capacité accrue) requises, en prenant en compte les caractéristiques du réseau de distribution et de la charge.

Facteurs clés dans les

installations d'ASI p. 17

Composition et fonctionnement de l'ASI Informations théoriques

p. 14

Contrôle des harmoniques en amont

Limiter les distorsions de tension sur les barres omnibus en amont à des niveaux acceptables, en fonction des sources d'alimentation susceptibles d'approvisionner le système d'ASI.



Élimination des harmoniques dans les installations

Élimination des courants harmoniques

Harmoniques Informations théoriques

p. 38 Installations de mise à la terre

S'assurer de la conformité de l'installation avec les normes applicables en matière de protection des vies humaines et des biens et corriger le fonctionnement des dispositifs. Quelles installations de mise à la terre sont-elles requises selon le type d'application ?



Protection en amont et en aval à l'aide de disjoncteurs

Déterminer la capacité de coupure et les intensités nominales des disjoncteurs en amont et en aval de l'ASI, résoudre tout problème de distinction.



Raccordements Limiter les chutes de tension et l'échauffement des câbles, ainsi que la distorsion harmonique au niveau des entrées de la charge.



Batterie Le fonctionnement sur batterie (en autonomie) doit durer suffisamment longtemps pour répondre aux besoins de l'utilisateur.



Solutions de stockage d'énergie et batteries

Informations théoriques

p. 31

Communication Définir la communication des ASI avec l'environnement électrique et informatique.



Tâches préliminaires (le cas échéant)

Les travaux de construction et la ventilation doivent être planifiés, notamment si un local batterie doit être créé.


p. 51

Normes Se tenir au fait des normes principales applicables en matière d'ASI.


p. 33

Compatibilité électromagnétique Informations théoriques

p. 26


Notions de base sur les installations avec ASI (suite)

Nécessité d'une alimentation de qualité et de disponibilité élevées

Perturbations dans l'alimentation du réseau de distribution Les réseaux publics et privés fournissent de l'électricité dont la qualité peut être affectée par un certain nombre de perturbations. Celles-ci sont inévitables du fait des distances couvertes et de la diversité des charges connectées. Plusieurs facteurs peuvent être à l'origine des perturbations : • le réseau de distribution lui-même (conditions atmosphériques, accidents, basculement entre dispositifs de protection ou de contrôle, etc.), • les équipements de l'utilisateur (moteurs, dispositifs perturbateurs comme les fours à arc, les machines à souder, les systèmes incorporant de l'électronique de puissance, etc.). Ces perturbations peuvent se manifester sous forme de microcoupures, baisses soudaines de tension, surtensions, variations de fréquence, harmoniques, bruit haute fréquence, papillotement (flicker), etc., voire de coupures prolongées.

Perturbations dans l'alimentation du réseau de distribution, voir ch. 5, p. 3.

Conditions requises pour les charges sensibles Les équipements numériques (ordinateurs, systèmes de télécommunications, instruments, etc.) utilisent des microprocesseurs qui opèrent à des fréquences de plusieurs méga ou gigahertz, c'est-à-dire qu'ils transportent des millions voire des milliards d'opérations par seconde. Une perturbation de quelques millisecondes dans l'alimentation électrique peut affecter des milliers ou des millions d'opérations de base. Il peut en résulter des dysfonctionnements et des pertes de données avec des conséquences dangereuses (aéroports, hôpitaux) ou coûteuses (perte de production). C'est pourquoi de nombreuses charges, appelées charges sensibles ou critiques, nécessitent une alimentation protégée contre les perturbations du réseau de distribution. Exemples : • processus industriels et leurs systèmes de contrôle/gestion : risque de pertes de production ; • aéroports et hôpitaux : risques pour la sécurité des personnes ; • technologies de l'information et de la communication : risque d'interruptions dans le traitement, avec un coût horaire très élevé. De nombreux fabricants d'équipements critiques spécifient des degrés de tolérance stricts (bien plus stricts que ceux du réseau de distribution) pour l'alimentation de leurs produits. C'est le cas de la CBEMA (Computer Business Equipment Manufacturer's Association) dans le domaine des ordinateurs.

Charges sensibles, voir Informations théoriques p. 2 « Alimentation des charges sensibles ». Coûts occasionnés par la mauvaise qualité de l'alimentation électrique En ce qui concerne les charges sensibles, plus de 50% des pannes sont dues à l'alimentation électrique. Le coût horaire des temps d'arrêts des applications affectées est généralement très élevé (fig. 1.5). Il est donc essentiel pour les entreprises modernes, qui dépendent de plus en plus des technologies numériques, de résoudre les problèmes affectant la qualité et la disponibilité de l'alimentation fournie par le réseau de distribution lorsque celui-ci approvisionne des charges sensibles.



Humanerror

Supplyproblems

Equipmentfailure

Nuisance tripping(circuit breaker, etc.)

15 %

20 %

20 %

45 %

Exemples des coûts horaires de pannes ● téléphones portables : 40 k€ ● systèmes de réservation des compagnies aériennes : 90 k€ ● transactions par carte de crédit : 2,5 M€ ● chaîne de production automobile : 6 M€ ● transactions boursières : 6,5 M€

Fig. 1.5. Origine et coût des pannes de système dues à l'alimentation électrique

Systèmes d'alimentation équipés d'ASI

Intérêt des ASI Les ASI (alimentations sans interruption) sont conçues pour répondre aux besoins présentés ci-dessus. Apparues dans les années 1970, elles ont pris de l'importance avec le développement des technologies numériques. Les ASI sont des dispositifs électriques placés entre le réseau de distribution et les charges sensibles. Elles fournissent une alimentation beaucoup plus fiable que celle du réseau de distribution et parfaitement adaptée aux besoins des charges sensibles en termes de qualité et de disponibilité.

ASI, voir Informations théoriques p. 4 « Solution ASI ».

Types d'ASI Le terme ASI recouvre des produits dont la puissance nominale apparente va de quelques centaines de VA jusqu'à plusieurs MVA et qui mettent en œuvre différentes technologies. C'est pourquoi la norme CEI 62040-3 et son équivalent européen EN 62040-3 définissent trois types (topologies) d'ASI normalisées. Les trois types d'ASI sont les suivants : • attente passive ; • interaction avec le réseau de distribution ; • double conversion. Dans le domaine des faibles puissances (< 2 kVA), les trois types d'ASI normalisées coexistent. Dans le domaine des fortes puissances, presque toutes les ASI statiques (c'est-à-dire qui utilisent des composants semi-conducteurs tels que les transistors bipolaires à grille isolée (IGBT)) sont de type « double conversion ». Les ASI rotatives (comprenant des pièces en rotation, par exemple des volants) ne sont pas représentées dans les normes et leur présence sur le marché reste marginale.

Types d'ASI, voir Informations théoriques p. 9 « Types d'ASI statiques ». ASI statiques de type « double conversion » Les installations à haute puissance utilisent presque exclusivement ce type d'ASI car elles apportent les avantages suivants : • régénération complète de l'alimentation fournie au niveau de la sortie ; • charge totalement isolée du réseau de distribution et de ses perturbations ; • transfert sans coupure (si applicable) vers une ligne de dérivation. • Le principe de fonctionnement (fig. 1.6) est présenté ci-dessous. • En mode normal, un redresseur/chargeur transforme le courant d'entrée CA en courant CC pour alimenter un onduleur et charger une batterie en mode entretien. • L'onduleur régénère complètement un signal sinusoïdal, transformant le courant CC en courant CA exempt de toutes perturbations et respectant les tolérances strictes d'amplitude et de fréquence. • En cas de panne de courant CA, la batterie fournit l'alimentation requise par l'onduleur pendant une durée spécifiée. • une dérivation statique peut transférer la charge, sans coupure de l'alimentation, vers une ligne de dérivation afin d'effectuer si nécessaire l'alimentation de la charge (panne interne, court-circuit en aval, maintenance). Cette tolérance aux pannes



permet de maintenir l'alimentation de la charge en « mode inférieur » (le courant ne transite pas par l'onduleur) pendant le temps requis pour rétablir des conditions de fonctionnement normal.

ASI à double conversion, voir Informations théoriques p. 14 « Composants et fonctionnement ».

Fig. 1.6. ASI statiques de type « double conversion » Qualité de l'alimentation fournie par les ASI à double conversion Qualité de l'alimentation

fournie par les ASI Les ASI à semi-conducteurs de type « double conversion » sont conçues pour fournir aux charges connectées un signal sinusoïdal aux caractéristiques suivantes : • haute qualité, car il est régénéré et régulé de façon continue (amplitude ± 1 %, fréquence ± 0,5 %) ; • absence de toute perturbation issue du réseau de distribution (grâce à la double conversion) et en particulier des microcoupures et coupures (grâce à la batterie). Ce niveau de qualité doit être assuré, quel que soit le type de charge. Qualité de la tension pour les charges linéaires Qu'est-ce qu'une charge linéaire ? Une charge linéaire alimentée par une tension sinusoïdale absorbe un courant sinusoïdal présentant la même fréquence que la tension. Le courant peut être en retard (angle ϕ) par rapport à la tension (déphasage, voir fig. 1.7). Exemples de charges linéaires De nombreuses charges sont linéaires, notamment les ampoules classiques, les systèmes de chauffage, les charges résistives, les moteurs, les transformateurs, etc. Elles ne contiennent aucun composant électronique actif, seulement des résistances (R), des bobines d'inductance (L) et des condensateurs (C). ASI et charges linéaires Pour ce type de charge, le signal de sortie de l'ASI est de très haute qualité, c'est-à-dire que la tension et le courant sont parfaitement sinusoïdaux, à 50 ou 60 Hz.

Charge purement résistive Charge avec bobine d'inductance et/ou

condensateur Fig. 1.7. Tension et courant des charges linéaires Qualité de la tension pour les charges non linéaires Qu'est-ce qu'une charge non linéaire ? Une charge non linéaire alimentée par une tension sinusoïdale absorbe un courant périodique qui présente la même fréquence que la tension, mais qui n'est pas sinusoïdal. Le courant absorbé par la charge résulte en fait de la combinaison (fig. 1.8) des éléments suivants : • un courant sinusoïdal appelé « composante fondamentale », d'une fréquence de 50 ou 60 Hz,



• les harmoniques, qui sont des courants sinusoïdaux dotés d'une amplitude inférieure à celle de la composante fondamentale, mais dont la fréquence est un multiple de celle de la composante fondamentale et définit l'ordre des harmoniques. Par exemple, l'harmonique de rang 3 possède une fréquence égale à trois fois 50 Hz (ou 60 Hz) tandis que l'harmonique de rang 5 possède une fréquence égale à cinq fois 50 Hz (ou 60 Hz). Les courants harmoniques sont causés par la présence de composants d'électronique de puissance (par exemple, des diodes, des redresseurs au silicium, des transistors bipolaires à grille isolée) qui appliquent des commutations au courant d'entrée. Exemples de charges non linéaires Les charges non linéaires incluent toutes les charges qui possèdent une alimentation à découpage au niveau de leur entrée, destinée à alimenter les composants électroniques (par exemple, les ordinateurs, les variateurs de vitesse, etc.).

Effet des harmoniques (H3 et H5 dans cet

exemple).

Tension et courant appelés par une alimentation à découpage monophasée (ordinateurs).

Fig. 1.8. Courant appelé par des charges non linéaires et déformé par les harmoniques Spectre des harmoniques du courant appelé par une charge non linéaire L'analyse harmonique d'un courant non linéaire consiste à déterminer les éléments suivants (fig. 1.9) : • le rang des harmoniques présentes dans le courant ; • l'importance relative de chaque rang, en pourcentage.

Hk % = distorsion de l'harmonique k =

rms valueof harmonickrms valueof the fundamental

Distorsion harmonique de la tension et du courant Les charges non linéaires créent des harmoniques de courant et de tension. En effet, pour chaque harmonique, il existe une harmonique de tension possédant la même fréquence. La tension sinusoïdale à fréquence 50 Hz (ou 60 Hz) de l'ASI est alors déformée par les harmoniques. La distorsion d'une onde sinusoïdale est présentée sous forme de pourcentage :

THD* % = distorsion totale = 100

rms value of all theharmonic krms value of the fundamental

* Distorsion harmonique totale. Les valeurs suivantes sont définies : • THDU % pour la tension, fonction des harmoniques de tension ; • THDI % pour le courant, fonction des harmoniques de courant (fig. 1.9). Plus les harmoniques sont importantes, plus la distorsion est grande. D'un point de vue pratique, la distorsion constatée dans le courant absorbé par la charge est bien plus élevée (THDI : environ 30 %) que celle constatée dans la tension au niveau de l'entrée (THDU : environ 5 %).



Courant d'entrée d'un redresseur triphasé

Niveaux de distorsion harmonique

H5 = 33 % H7 = 2,7 %

H11 = 7,3 % H13 = 1,6 % H17 = 2,6 % H19 = 1,1 % H23 = 1,5 % H25 = 1,3 %

THDI = 35 % (voir calculs au ch. 5, p. 41)

Spectre des harmoniques et THDI correspondant

Fig. 1.9. Exemple de spectre des harmoniques du courant appelé par une charge non linéaire

Charges non linéaires, voir « Élimination des harmoniques dans les installations » et Informations théoriques p. 38 « Harmoniques ». ASI et charges non linéaires Les harmoniques affectent la tension sinusoïdale au niveau de la sortie de l'ASI. Une distorsion excessive peut perturber les charges linéaires connectées en parallèle à la sortie, notamment en augmentant le courant qu'elles absorbent (augmentation de la température). Pour maintenir la qualité de la tension de sortie de l'ASI, il est nécessaire de limiter cette distorsion (THDU), c'est-à-dire de limiter les harmoniques de courant qui génèrent la distorsion de la tension. En particulier, il est nécessaire que l'impédance (à la sortie de l'ASI et dans les câbles alimentant la charge) reste faible. Limitation de la distorsion de la tension de sortie En raison de la technique de hachage à fréquence libre employée, l'impédance au niveau de la sortie des ASI Schneider Electric est très faible, quelle que soit la fréquence (autrement dit, quel que soit le rang de l'harmonique). Cette technique élimine presque toutes les distorsions dans la tension de sortie lors de l'alimentation de charges non linéaires. La qualité de la tension de sortie est par conséquent constante, même pour les charges non linéaires. Concrètement, les concepteurs d'installation doivent : • vérifier les valeurs de sortie d'ASI pour les charges non linéaires et, en particulier, s'assurer que le niveau de distorsion annoncé, mesuré pour des charges non linéaires normalisées conformément à la norme CEI 62040-3, est très bas (THDU < 2 à 3 %) ; • limiter la longueur (impédance) des câbles de sortie qui alimentent les charges.

Performances des ASI pour les charges non linéaires, voir Informations théoriques p. 43.

Disponibilité de l'alimentation fournie

Qu'entend-on par disponibilité ? Disponibilité d'une installation électrique La disponibilité est la probabilité selon laquelle l'installation est capable de fournir de l'énergie au niveau de qualité exigé par les charges alimentées. Elle est exprimée en pourcentage.

Disponibilité (%) = ( )1 1− ×

MTTRMTBF

00

Le délai MTTR correspond au temps moyen nécessaire à la réparation du système d'alimentation à la suite d'une panne (y compris le temps requis pour déterminer la cause de la panne, la réparer et redémarrer le système). Le délai MTBF correspond au temps moyen entre deux pannes, c'est-à-dire le temps pendant lequel le système d'alimentation est en mesure d'assurer le bon fonctionnement des charges. • Exemple : Une disponibilité de 99,9 % (appelée « les trois neuf ») indique que la probabilité que le système remplisse sa fonction, à tout moment, est de 99,9 %. La différence entre cette probabilité et 1 (c'est-à-dire 1 - 0,999 = 0,001) indique le niveau de non-



disponibilité (c'est-à-dire une chance sur 1000 que le système ne remplisse pas sa fonction à tout moment).

Fig. 1.10. Délais MTTR et MTBF Quelles sont les implications concrètes de la disponibilité ? Les coûts des temps d'arrêt des applications critiques sont très élevés (voir fig. 1.5). Ces applications doivent évidemment rester opérationnelles le plus longtemps possible. Cet impératif s'applique également à leur alimentation électrique. La disponibilité de l'énergie fournie par une installation électrique correspond à une mesure statistique (sous forme de pourcentage) de son temps de fonctionnement. Les valeurs MTBF et MTTR sont calculées ou mesurées (sur une période d'observation suffisamment longue) pour les composants. Elles peuvent ensuite servir à déterminer la disponibilité de l'installation sur une période donnée. Quels facteurs ont-ils une incidence sur le niveau de disponibilité ? La disponibilité dépend des délais MTBF et MTTR. • La disponibilité est égale à 100 % si le délai MTTR est égal à zéro (réparation instantanée) ou si le délai MTBF est infini (fonctionnement sans coupure). Statistiquement, ce cas de figure est impossible. • Concrètement, plus le délai MTTR est court et le délai MTBF long, plus la disponibilité s'améliore. Des « trois neuf » aux « six neuf » Le caractère sensible de nombreuses applications exige aujourd'hui des niveaux de disponibilité bien plus élevés pour la puissance électrique. • L'économie « traditionnelle » utilise l'énergie provenant du réseau public. Un réseau de distribution de qualité moyenne avec groupe haute tension de secours offre une disponibilité de 99,9 % (les trois neuf), ce qui correspond à huit heures de non-disponibilité par an. • Les charges sensibles nécessitent une alimentation électrique capable de fournir une disponibilité de 99,99 % (les quatre neuf), ce qui correspond à 50 minutes de non-disponibilité par an. • Les équipements informatiques et de communication des centres de traitement de données nécessitent une disponibilité de 99,9999 % (les six neuf), ce qui correspond à 30 secondes de non-disponibilité par an. Ce niveau permet d'assurer, sans risque de perte financière majeure, le fonctionnement des infrastructures 24h/24 et 365j/an, sans arrêt de maintenance. Il s'agit d'un pas de plus vers une alimentation continue.



L'économie « traditionnelle » utilise le réseau public, lequel offre une disponibilité de 99,9 %, c'est-à-dire les trois neuf.

Les charges sensibles nécessitent un niveau de disponibilité de 99,99 %, soit les quatre neuf.

Les centres de traitement de données nécessitent 99,9999 % de disponibilité, soit les six neuf.

Fig. 1.11. Évolution du niveau de disponibilité requis par les applications Comment la disponibilité peut-elle être améliorée ? Pour améliorer la disponibilité, il est nécessaire de réduire le délai MTTR et d'augmenter le délai MTBF. Réduction du délai MTTR Une détection des pannes en temps réel, des analyses réalisées par des experts afin d'établir un diagnostic précis, ainsi que des réparations rapides sont autant de facteurs qui contribuent à réduire le délai MTTR. La réalisation de ces objectifs dépend des facteurs clés répertoriés ci-dessous. Qualité du service • présence internationale du fabricant ; • disponibilité des services au niveau international ; • nombre, qualification et expérience des équipes ; • base de produit installée et expérience acquise ; • ASI modulaires, faciles à entretenir ; • ressources et proximité du support technique ; • disponibilité locale des pièces de rechange du fabricant ; • méthodes et outils haut-de-gamme ; • diagnostic à distance ; • organisation de formations adaptées aux besoins du client ; • qualité et disponibilité de la documentation dans la langue locale.

Global ServicesTM propose une gamme complète de services de conseil, de formations et d'audits pour transmettre aux utilisateurs les connaissances nécessaires à l'utilisation du système, aux diagnostics et à la maintenance de niveau un.

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Réduction du délai MTTR Augmentation de la disponibilité

Fig. 1.12. Qualité de service : un facteur essentiel de la haute disponibilité ASI : capacités de communication • Interface conviviale fournissant une fonction simple de diagnostic de fonctionnement. • Communication avec l'environnement électrique et informatique.

Communication et supervision des ASI Schneider Electric, voir Communication des ASI.



Augmentation du délai MTBF La réalisation de cet objectif dépend principalement des facteurs répertoriés ci-dessous. Choix de composants dont la fiabilité est reconnue • Produits dont la conception, le développement et les processus de fabrication sont certifiés. • Niveaux de performances certifiés par des organisations reconnues et indépendantes. • Conformité aux normes internationales relatives à la sécurité électrique, à la compatibilité électromagnétique (CEM) et à la mesure du rendement.

Fortes de 40 ans d'expérience et protégeant actuellement 350 GVA de puissance critique, les solutions Schneider Electric ont fait leurs preuves auprès des plus grands groupes industriels. Tous les produits sont conformes aux principales normes internationales et leur niveau de performance est certifié par des organisations reconnues.

Qualité et fiabilité certifiées Augmentation du délai MTBF Augmentation de la disponibilité

Fig. 1.13. Délai MTBF et disponibilité augmentés par le choix de produits à la fiabilité avérée Tolérance aux pannes intégrée La tolérance aux pannes rend possible le fonctionnement en mode inférieur à la suite de pannes pouvant se déclarer à différents niveaux de l'installation (voir fig. 1.14). Pendant le temps nécessaire à la réparation, la charge reste alimentée et continue de générer des recettes.

Déclenchement immédiat : - détection et alarmes - détermination des causes - mesure corrective

Fig. 1.14. Disponibilité augmentée par la tolérance aux pannes Facilité de maintenance de l'installation Il s'agit de la capacité d'isoler de façon sécurisée, à des fins de maintenance, des composants de l'installation (en coupant leur alimentation), tout en continuant d'alimenter la charge. Cette opération doit être possible : • dans l'ASI, par le biais de la dérivation statique et de la dérivation de maintenance, • dans d'autres parties de l'installation, selon l'architecture.



Alimentation directe de la charge pendant la maintenance. Transfert automatique et sans coupure de la charge vers la ligne de dérivation à la suite d'une panne ou surcharge interne en aval.

Fig. 1.15. Dérivation statique et dérivation de maintenance manuelle Les solutions Schneider Electric garantissent une tolérance aux pannes et une facilité de maintenance à travers la mise en œuvre des éléments suivants : • ASI à double conversion capables de transférer la charge vers l'entrée CA de dérivation via la dérivation automatique et équipées d'une dérivation de maintenance ; • configurations d'ASI redondantes et multisources avec des unités STS. Facteurs clés pour la disponibilité des installations équipées d'ASI Il y a quelques années, la plupart des installations étaient composées d'unités à ASI unique et le nombre d'ASI en parallèle était réduit. Les applications qui nécessitent ce type d'installation existent toujours. Toutefois, la tendance à la haute disponibilité demande des configurations assurant la redondance à plusieurs niveaux de l'installation (voir fig. 1.16).

Redondance source : disponibilité assurée même pendant les pannes de secteur prolongées. Redondance de l'ASI : fiabilité, maintenance plus simple et sécurisée. Répartition redondante avec des unités STS : disponibilité maximale.

Fig. 1.16. Mise en place d'une redondance sur un certain nombre de niveaux de l'installation : résultat des besoins en termes de disponibilité Cette tendance a poussé les concepteurs, selon le degré d'importance des charges et les besoins d'exploitation, à prendre en compte certains ou tous les facteurs clés répertoriés ci-dessous. Fiabilité et disponibilité Proposez une configuration correspondant au niveau de disponibilité requis par la charge, comprenant des composants dont la fiabilité est prouvée et renforcée par un niveau de qualité de service approprié. Facilité de maintenance Garantissez une maintenance facile de l'équipement dans des conditions sûres pour le personnel et sans interruption du fonctionnement. Facilité de mise à niveau Il doit être possible de mettre à niveau l'installation au fil du temps pour prendre en compte les besoins d'expansion progressive de l'installation et les conditions d'exploitation. Isolation et non-propagation des défaillances Il doit être possible de limiter les défaillances à une partie aussi petite que possible de l'installation tout en permettant sa réparation sans interrompre l'exploitation.




Exploitation et gestion de l'installation Facilitez l'exploitation en offrant les moyens d'anticiper les événements à l'aide de systèmes de supervision et de gestion.


Étape préalable requise lors de l'établissement des caractéristiques de l'installation Le choix d'une configuration détermine le niveau de disponibilité qui sera créé pour la charge. Il détermine également les solutions possibles pour répondre à la plupart des facteurs répertoriés ci-dessous. La configuration doit être mono ou multisources, avec des unités ASI simples ou en parallèle et avec ou sans redondance. Le choix de la configuration est la première étape de l'établissement des caractéristiques de l'installation. Pour aider à la prise de décision, le chapitre 2 est entièrement consacré à ce sujet. Il compare les diverses configurations en termes de protection de disponibilité, de protection des charges, de facilité de maintenance, de facilité de mise à niveau, et de coût.

Choix de configuration basé sur des installations standard correspondant à différents niveaux de disponibilité, voir Choix d'une configuration d'ASI

Calculs de puissance (suite)

Éléments requis pour les calculs de puissance

Points à étudier concernant l'installation Type de charge alimentée Charges linéaires (cos ϕ) ou non linéaires (facteur de puissance). Ces caractéristiques déterminent le facteur de puissance à la sortie de l'ASI. Puissance maximale effective appelée par la charge en régime stable Pour une charge, cela correspond à la puissance nominale. Si plusieurs charges sont connectées en parallèle à la sortie de l'ASI, il est nécessaire de calculer la charge totale lorsque toutes les charges opèrent simultanément. Si ce n'est pas le cas, il faut utiliser l'indice de diversité pour calculer le fonctionnement le plus défavorable en termes de puissance absorbée. Courants d'appel à l'état transitoire ou en cas de court-circuit en aval La capacité de surcharge d'une ASI dépend de la durée de ladite surcharge. Lorsque cette limite de temps est dépassée, l'ASI transfère la charge vers le réseau AC BYPASS si ses caractéristiques de tension respectent les tolérances. Dans ce cas, la charge n'est plus protégée contre les perturbations issues du réseau de distribution. Selon la qualité du courant AC BYPASS, les solutions suivantes sont possibles : • utiliser le réseau AC BYPASS pour gérer les pics de courant dus au basculement des dispositifs ou à des courts-circuits en aval, ce qui évite de surdimensionner le système ; • désactiver le transfert automatique (sauf en cas de pannes internes), tout en conservant la possibilité d'effectuer des transferts manuels (par exemple à des fins de maintenance). Les ASI Schneider Electric opèrent en mode limitation du courant. En espaçant la commutation des dispositifs dans le temps, il est généralement possible de gérer les courants d'appel sans avoir à effectuer de transfert vers le courant AC BYPASS. Si le courant d'appel dépasse le seuil de limitation (par exemple, 2,33 In pour les ASI Galaxy 9000) pendant plusieurs périodes (inférieures à une seconde), le courant de l'ASI applique une limitation pendant le temps nécessaire. Ce mode de fonctionnement inférieur peut être acceptable par exemple en cas de démarrage à froid (avec fonctionnement sur batterie, sans alimentation secteur). Puissance d'une ASI Puissance nominale d'une ASI Cette valeur, indiquée dans les catalogues, est comprise dans la puissance de sortie. Elle est fournie sous la forme d'une puissance apparente Sn en kVA, avec la puissance active correspondante Pn en kW, pour : • une charge linéaire ; • une charge avec un cos ϕ = 0,8. Toutefois, les ASI de dernière génération de Schneider Electric peuvent alimenter des charges avec un cos ϕ = 0,9 (capacitif). Calcul de la puissance nominale Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA). Puissance active nominale Ce calcul dépend de la tension de sortie de l'ASI et du courant absorbé par la charge, où :

Sn (kVA) = UnIn 3 dans les systèmes triphasés Sn (kVA) = VnIn dans les systèmes monophasés Pour une ASI triphasée, U et I sont des valeurs efficaces. Pour une ASI monophasée, V est une tension entre phase et neutre, où : Un = tension entre phases Vn = tension entre phase et neutre

Un = Vn3

Par exemple, si Un = 400 volts, Vn = 230 volts. Puissance et type de charge Les deux tableaux ci-dessous présentent les équations établissant la relation entre la puissance, la tension et l'intensité, selon le type de charge (linéaire et non linéaire). Les symboles utilisés sont les suivants : • valeurs instantanées de tension u(t) et d'intensité i(t) ;



• valeurs efficaces correspondantes U et I ; • ω = fréquence angulaire (= 2 π f), où f est la fréquence (50 ou 60 Hz) ; • ϕ = déphasage entre la tension et l'intensité dans des conditions sinusoïdales. Charges linéaires

Triphasée Monophasée Tension sinusoïdale

u(t) = U 2 sin ωt entre phases v(t) = V 2 sin ωt entre phase et neutre

U = V 3 Intensité sinusoïdale déphasée

i(t) = I 2 sin (ωt - ϕ) intensité de phase

Facteur d'intensité de crête 2 Puissance apparente

S (kVA) = UI 3 cos ϕ S (kVA) = VI

Puissance active P (kW) = UI 3 cos ϕ = S (kVA) cos ϕ

P (kW) = VI cos ϕ = S (kVA) cos ϕ

Puissance réactive Q (kvar) = UI 3 sin ϕ = S (kVA) sin ϕ

Q (kvar) = VI sin ϕ = S (kVA) sin ϕ

S =

P Q2 2+

Charges non linéaires

Tension sinusoïdale La tension régulée de l'ASI reste sinusoïdale (THDU faible) quelque soit le type de charge.

u(t) = U 2 sin ωt entre phases v(t) = V 2 sin ωt entre phase et neutre

U = V 3 Intensité avec harmoniques

i(t) = i1(t) + Σihk(t) intensité de phase totale

i1(t) = I1 2 sin (ωt - ϕ1) intensité fondamentale

ik(t) = Ihk2 sin (kωt - ϕk) harmonique de rang k

I = I I I I12

22

32

42+ + + + .... valeur efficace de l'intensité totale

C = valeur d'intensité de crête / valeur efficace Facteur d'intensité de crête

THDI =

I I I II

12

22

32

42

1

+ + + + ....

Distorsion harmonique totale de l'intensité d'entrée

Puissance apparente

S (kVA) = UI 3 S (kVA) = VI

Puissance active P (kW) = λ UI 3 = λ S (kVA)

P (kW) = λ VI = λ S (kVA)

Facteur de puissance

λ =

P kWS kVA

( )( )

Pourcentage de charge de l'ASI Ce pourcentage correspond au pourcentage de puissance nominale effectivement consommé par la charge. Charge (%) = S kVAS kVAload

n

( )( )

Remarque : il est important de prendre en compte l'accroissement des

charges Il est recommandé de conserver une marge (puissance excédentaire) lors de la définition de la puissance nominale, en particulier si une extension de site est prévue. Si tel est le cas, assurez-vous que le pourcentage de charge de l'ASI restera correct une fois l'extension réalisée.



Rendement de l'ASI Ce facteur détermine la consommation (puissance consommée) de l'ASI dans le réseau en amont. L'efficacité peut être calculée de la manière suivante :

η (%) =

P kP kUPSoutput

UPSinput

( )( )

WW

Pour une puissance nominale donnée, un niveau de rendement élevé permet de : • réduire la consommation électrique ; • réduire les pertes par effet Joule et, par conséquent, les besoins en refroidissement. Il est possible de calculer le rendement à pleine charge (100 %).

ηn (%) =

P kWP k

n

UPSinput

( )( )W

La puissance nominale active de l'ASI est obtenue par la multiplication de la puissance nominale apparente Sn (kVA) par 0,8 (si λ > 0,8) ou par λ (si λ < 0,8). Le rendement peut présenter des variations significatives selon le pourcentage et le type de charge. Il est donc important pour l'installateur de prendre en compte deux aspects du rendement.

Recommandation 1 : vérifier le rendement pour les charges non linéaires La présence de charges non linéaires a tendance à réduire le facteur de puissance à des valeurs inférieures à 0,8. Il est donc nécessaire de vérifier la valeur du rendement pour les charges non linéaires standard. Cette vérification est recommandée par les normes IEC 62040-3 / EN 62040-3.

Recommandation 2 : vérifier le rendement pour le pourcentage de charge prévu Les fabricants indiquent généralement le rendement à pleine charge. Cependant, il est possible que sa valeur diminue lorsque le pourcentage de charge est inférieur (1). Il est donc important de faire attention aux ASI utilisées dans une configuration de redondance active, où les unités partagent la charge totale et fonctionnent généralement à 50 % ou moins de leur pleine charge. (1) Les ASI sont optimisées pour fonctionner à pleine charge. Bien que les pertes soient maximales à pleine charge, le rendement l'est également. Dans une ASI standard, les pertes ne sont pas proportionnelles au pourcentage de charge et le rendement diminue rapidement avec le pourcentage de charge. Ceci est dû au fait qu'une partie des pertes est constante et que leur pourcentage relatif augmente lorsque la charge diminue. Pour obtenir un rendement élevé à de faibles niveaux de charge, les pertes constantes doivent être très faibles.

En raison de leur conception, les ASI de Schneider Electric présentent de très faibles pertes constantes, ce qui permet d'obtenir un rendement pratiquement constant entre 30 et 100 % de charge.

Rendement, voir Informations théoriques p. 20.

Valeurs nominales des configurations à unité ASI simple

Configurations à unité ASI simple Ces configurations comprennent une unité à ASI à double conversion unique (voir fig. 1.17). La capacité de surcharge en sortie d'ASI est indiquée par un diagramme, tel que présenté ci-dessous (gamme Galaxy 9000). En cas de panne interne ou de surcharge excédant la capacité de l'ASI, le système passe automatiquement sur l'entrée AC BYPASS. Si le transfert est impossible, les ASI de Schneider Electric passent en mode de limitation du courant pour les charges supérieures à la valeur maximale (pic de 2,33 In pendant 1 seconde pour le modèle Galaxy 9000, correspondant à une onde sinusoïdale maximale d'une valeur efficace de 2,33 / 2 = 1,65 In). L'ASI s'arrête au bout d'une seconde. Un jeu d'interrupteurs de déconnexion est disponible pour isoler l'ASI et procéder aux opérations de maintenance en toute sécurité.



Fig. 1.17. Unité à ASI simple statique à double conversion et exemple de courbe de surcharge

Niveaux de puissance en régime stable Une ASI est calibrée à l'aide de sa puissance nominale apparente de sortie Sn (kVA) et d'un facteur de puissance de sortie de 0,8. Ces conditions correspondent à une puissance nominale active Pn(kW) = 0,8 Sn(kVA) En situation réelle, une ASI fournit à un grand nombre de charges un facteur de puissance total λ souvent différent de 0,8 en raison des moyens employés pour l'améliorer et de la présence de charges non linéaires ; • si λ ≥ 0,8, l'ASI est limitée à Pn (kW) ; • si λ < 0,8, l'ASI est limitée à λ Sn (kW) < Pn (kW). En conséquence, la sélection de la puissance nominale (en kVA) doit prendre en compte la puissance active fournie aux charges. La puissance active est déterminée à l'aide des quatre étapes ci-dessous. 1 - Puissances active et apparente consommées par les charges La première étape consiste à évaluer les exigences de la charge en termes de puissance. Le tableau ci-dessous doit être établi pour le nombre k de charges à alimenter.

Charge Puissance nominale apparente (kVA)

Facteur de puissance d'entrée λ (ou cos ϕ)

Puissance nominale active (kW)

Charge 1 S1 λ1 P1 = λ1 S1 Charge 2 S2 λ2 P2 = λ2 S2 … Charge i Si λi Pi = λi S i … Charge k Sk λk Pk = λk S k Total S λ P = λ S (1) S n'est pas la

somme des Si. (2) La valeur λ doit être mesurée ou calculée.

(3) P = λ S = Σ λi S i

(1) S n'est pas la somme des Si car : - le calcul de la somme vectorielle serait nécessaire si toutes les charges étaient linéaires, à l'aide des angles des différents cos ϕ ; - certaines charges ne sont pas linéaires. (2) La valeur λ doit être mesurée sur place ou évaluée de manière empirique. (3) P = λ S = Σ λi Si car la puissance active est ajoutée (pas de déphasage). 2 - Puissance nominale apparente de l'ASI (Sn) La deuxième étape consiste à sélectionner une ASI présentant une puissance nominale apparente suffisante pour répondre aux exigences en kVA de la charge. Dans les conditions stipulées, la puissance nominale apparente appropriée pour l'ASI est : Sn(kVA) > S, où S = P / λ. Dans la gamme, sélectionnez l'ASI de puissance nominale Sn (kVA) immédiatement supérieure à la valeur S. Si une certaine puissance de réserve est nécessaire et que l'ASI sélectionnée présente une puissance nominale trop proche de S, sélectionnez l'ASI suivante.



3 - Vérification de la puissance active La troisième étape consiste à vérifier que la puissance active de l'ASI sélectionnée est à même de répondre aux exigences en kW de la charge dans les conditions de fonctionnement stipulées. Pour la puissance nominale sélectionnée, l'ASI fournit la puissance nominale active Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA) • Si λ ≥ 0,8, assurez-vous que Pn (kW) > P, c'est-à-dire que l'ASI est à même de fournir la puissance supplémentaire requise. Si tel n'est pas le cas, sélectionnez l'ASI de puissance nominale supérieure. • Si λ < 0,8, la puissance fournie par l'ASI est suffisante car Pn (kW) > λ Sn (kVA). L'ASI sélectionnée est donc correcte. 4. - Pourcentage de charge La quatrième étape consiste à vérifier que le pourcentage de charge est correct et le restera dans les conditions de fonctionnement prévues. Le pourcentage de charge est : Charge = S / Sn(kVA) . Il doit être suffisant pour couvrir tout accroissement de charge ou fonctionner en redondance en cas d'extension du système.

Niveaux de puissance en régime transitoire Courant d'appel de charge Il est nécessaire de connaître le courant d'appel de chaque charge, ainsi que la durée de l'état transitoire. Si un certain nombre de charges risquent d'être démarrées en même temps, la somme des courants d'appel doit être considérée. Vérifications nécessaires Il est nécessaire de vérifier que la puissance nominale de l'ASI prévue est suffisante pour supporter les courants d'appel. Remarquez que l'ASI peut fonctionner pendant quelques périodes en mode de limitation du courant (2,33 In pendant une seconde pour une ASI Galaxy 9000). Si l'ASI n'est pas à même de supporter les courants d'appel, il sera nécessaire de décider s'il est possible ou non passer sur le réseau AC BYPASS pendant l'état transitoire. Si le passage n'est pas possible, il est nécessaire de choisir une puissance nominale supérieure.

Informations sur les courants d'appel, voir Informations théoriques p. 37. Exemple L'exemple ci-dessous est donné à titre d'illustration et ne correspond pas à une situation réelle. Le but est de présenter les étapes requises. L'installation est constituée de trois charges triphasées de 400 V connectées en parallèle : • Système informatique - S1 = 4 x 10 kVA (4 charges identiques de 10 kVA) ; λ = 0,6 pour toutes les charges ; courant d'appel de 8 In sur quatre périodes à 50 Hz (80 ms) pour chaque charge • Variateur de vitesse - S2 = 20 kVA ; λ = 0,7 ; courant d'appel de 4 In sur cinq périodes (100 ms) • Transformateur d'isolement - S3 = 20 kVA ; λ = cos ϕ = 0,8 ; courant d'appel de 10 In sur six périodes (120 ms)



Puissance totale

consommée par les charges

P (kW) = 54 kW

4 x 10 kVA 20 kVA 20 kVA λ1 = 0,6 λ2 = 0,7 cos ϕ = 0,8

Puissance nominale apparente de sortie

Sn(kVA) Puissance active

Pn(kW) = 0,8 Sn(kVA)

Facteur de puissance λ en sortie d'ASI pour toutes les

charges

Puissance active maximale de sortie (que

l'ASI peut fournir aux charges)

λ Sn (kVA) Fig. 1.18. Exemple d'installation Niveaux de puissance en régime stable 1 - Puissances active et apparente consommées par les charges Ci-dessous : tableau à établir

Charge Puissance nominale apparente (kVA)

Facteur de puissance d'entrée

Puissance nominale active (kW)

Système informatique 40 0,8* 32* Variateur de vitesse 20 0,7 14 Transformateur basse

tension 20 0,8 16

Total S λ = 0,68 mesuré ou estimé

P = 54 kW

* valeur moyenne entre les nouveaux systèmes haut de gamme disposant d'un facteur de puissance de 0,9 et les équipements plus anciens disposant d'un facteur de puissance entre 0,7 et 0,8. 2 - Puissance nominale apparente de l'ASI S = 54 / 0,68 = 79,4 kVA Il est important de sélectionner une ASI Galaxy PW présentant une puissance nominale apparente suffisante. Dans le cas présent, une puissance nominale de 80 kVA n'est pas suffisante. Il faut donc sélectionner une ASI de 100 kVA (ou plus en cas d'extension prévue).



3 - Vérification de la puissance active • L'ASI peut fournir aux charges une puissance de 100 x 0,68 = 68 kW > 54 kW. 4 - Vérification de la puissance active • Le pourcentage de charge est donc de 79,4 / 100 = 79,4 %. • Intensité nominale de l'ASI (Sn (kVA) = UI 3 ) I = 100 / (400 x 1,732) = 144 A. Courants d'appel en régime transitoire Les charges doivent être démarrées l'une après l'autre afin d'éviter la cumulation des courants d'appel. Il est nécessaire de vérifier que l'ASI est à même de supporter les courants d'appel. Les intensités nominales sont calculées selon S (kVA) = UI 3 : • Système informatique - In = 10 / (400 x 1,732) = 14,4 A, soit 8 In ≈ 115 A pendant 80 ms • Variateur de vitesse - In = 20 / (400 x 1,732) = 28,8 A, soit 4 In ≈ 115 A pendant 100 ms • Transformateur - In = 20 / (400 x 1,732) = 28,8 A, soit 10 In = 288 A pendant 120 ms • Une ASI Galaxy PW de 100 kVA présente une capacité de surcharge de 120 % (soit 151 A x 1,2 = 173 A) pendant 1 minute et 150 % (soit 151 A x 1,5 = 216 A) pendant 1 minute • Fonctionnement en mode de limitation du courant à 2,33 In (335 A) pendant 1 seconde Si les quatre charges du système informatique (10 kVA chacune) sont démarrées l'une après l'autre, la capacité de surcharge de 20 % de l'ASI est suffisante (173 A - 1 mn > 115 A - 80 ms). Si les quatre charges sont démarrées simultanément, le courant d'appel devient 4 x 115 = 460 A > 335 A. Le système fonctionne alors en limitation du courant pendant 80 ms. La capacité de surcharge est suffisante pour le variateur de vitesse ainsi que pour le transformateur d'isolement (288 A pendant 120 ms).

Valeurs nominales des configurations à ASI en parallèle

Configurations à ASI en parallèle Objectif de la connexion parallèle La connexion parallèle de plusieurs unités identiques permet : • d'augmenter la puissance nominale ; • d'établir une redondance qui accroît le MTBF et la disponibilité. Types de connexion parallèle Deux types d'unités ASI peuvent être connectés en parallèle : • Unités ASI en parallèle intégrées : chaque ASI contient une dérivation automatique et une dérivation de maintenance manuelle. La dérivation manuelle peut être commune à l'ensemble du système et située dans une armoire externe. • Unités ASI en parallèle avec commutateur statique : l'armoire du commutateur statique comporte une dérivation automatique et une dérivation de maintenance utilisées en commun par plusieurs modules sans dérivation (voir fig. 1.19). Il existe également de véritables systèmes modulaires parallèles composés de modules redondants spécialisés (alimentation, composants intelligents, batterie et dérivation), tous conçus pour dans un système facile d'entretien. Des modules d'alimentation peuvent être aisément ajoutés selon la demande ou les niveaux de disponibilité. Il existe deux types de configuration en parallèle : • Sans redondance : toutes les unités ASI sont nécessaires pour fournir la charge. Si l'une des unités est défaillante, tout le système s'arrête (non recommandé). • Avec redondance N + 1, N + 2, etc. : le nombre d'unités ASI nécessaires pour la charge est égal à N. Les unités (N + 1, N + 2, etc.) se partagent la charge. Si une unité ASI s'arrête, les unités restantes (tout au moins un nombre N d'unités) continuent de se partager la charge.

Caractéristiques et configurations typiques, voir Ch. 2.



Fig. 1.19. Système d'ASI avec unités connectées en parallèle et une armoire de commutateur statique (SSC)

Niveaux de puissance dans les configurations en parallèle avec redondance Dans une configuration parallèle avec redondance constituée d'unités identiques, les unités se partagent la charge. La puissance nominale de chaque unité ne dépend pas du niveau de redondance mais doit être calculé de manière à permettre l'alimentation continue de la charge même lorsque la redondance est perdue en totalité. La redondance active : • améliore la disponibilité ; • augmente la capacité de surcharge ; • réduit le pourcentage de charge supporté par chaque ASI : Le niveau de puissance peut être déterminé à l'aide de la même procédure (en quatre étapes) que pour une configuration à ASI unique. 1 - Puissances active et apparente consommées par les charges Le même type de tableau est utilisé que pour une ASI unique (voir Ch. 1, p. 20). Le résultat obtenu est la puissance apparente S qui doit être fournie à la charge. 2 - Puissance nominale apparente des ASI (Sn) dans la configuration Considérons un niveau de redondance N + K (par exemple, 2 + 1), à savoir : - N unités ASI (par exemple, 2) sont nécessaires pour fournir la charge. - K unités ASI (par exemple, 1 unité supplémentaire) sont nécessaires pour assurer la redondance. Chaque ASI doit être calibrée de manière à permettre au système entier de fonctionner sans redondance, à savoir avec N unités en fonctionnement et K unités arrêtées. Si tel est le cas, les N unités doivent chacune disposer d'une puissance nominale apparente Sn (kVA) telle que : Sn (kVA) > S / N. Dans la gamme, sélectionnez l'ASI de la puissance nominale Sn (kVA) immédiatement supérieure à la valeur S/N. Si une certaine puissance de réserve est nécessaire ou que l'ASI sélectionnée présente une puissance nominale trop proche de S, sélectionnez l'ASI de puissance nominale supérieure. 3 - Vérification de la puissance active Pour la puissance nominale sélectionnée, l'ASI fournit la puissance nominale active Pn (kW) = 0,8 Sn (kVA) • si λ ≥ 0,8, assurez-vous que Pn (kW) > P, c'est-à-dire que l'ASI est à même de fournir la puissance supplémentaire requise. Si tel n'est pas le cas, sélectionnez l'ASI de puissance nominale supérieure. • si λ < 0,8, la puissance fournie par l'ASI est suffisante car Pn (kW) > λ Sn (kVA). L'ASI sélectionnée est donc correcte. 4 - Pourcentage de charge En cas de redondance, les unités ASI se partagent la charge selon la formule S / (N + K). Dans un tel cas, le pourcentage de charge de chaque unité est donc : TL = S / (N + k) Sn (kVA). Dans un système sans redondance, il est calculé de la manière suivante : TL = S / N Sn (kVA).




Il doit être suffisant pour couvrir tout accroissement de charge. Exemple L'exemple suivant utilise les résultats du précédent et présuppose que les charges ont atteint un niveau critique, c'est-à-dire que la redondance est nécessaire. • La charge totale est de 54 kW, pour un facteur de puissance total (incluant toutes les charges) de 0,68, soit S = 54 / 0,68 = 79,4 kVA. • Si la redondance 2 + 1 est appliquée, la charge doit pouvoir être alimentée par deux unités. Chacune doit donc fournir S / 2 = 79,4 / 2 = 39,7 kVA. • Il est important de sélectionner une ASI Galaxy PW présentant une puissance nominale apparente suffisante. Dans le cas présent, une puissance nominale de 40 kVA n'est pas suffisante. Il faut donc sélectionner une ASI de 50 kVA (ou plus en cas d'extension prévue). • Si la redondance n'est pas disponible, la charge doit pouvoir être alimentée par deux unités. • Dans le cas présent, la puissance est suffisante puisque 2 x 50 x 0,68 = 68 kW > 54 kW. • Pendant l'opération, le pourcentage de charge sera : - avec redondance (3 unités partageant la charge) : 79,4 / 3 x 50 = 52,9 % - sans redondance (2 unités partageant la charge) : 79,4 / 2 x 50 = 79,4 %

Contrôle des harmoniques en amont

ASI et courants harmoniques en amont

Rôle d'un redresseur d'entrée Les ASI consomment la puissance du réseau de distribution de courant alternatif par l'intermédiaire d'un redresseur/chargeur. En ce qui concerne le système en amont, le redresseur est une charge non linéaire et génère des harmoniques. En termes de génération d'harmoniques, il existe deux types de redresseur. Redresseurs standard Ce sont des redresseurs triphasés composés de thyristors et utilisant un pont à six phases (pont de Graëtz) avec hachage standard du courant. Ce type de pont absorbe les courants harmoniques des rangs n = 6 k ± 1 (où k est un nombre entier) : les harmoniques H5 et H7 sont principalement concernées, ainsi que, à un degré moindre, H11 et H13. Les harmoniques sont contrôlées à l'aide d'un filtre (voir fig. 1.20). Redresseurs actifs à transistors de type PFC Ces redresseurs actifs à transistors disposent d'un système de régulation permettant d'ajuster la tension et l'intensité d'entrée sur une sinusoïde de référence. Cette technique permet d'assurer une tension et une intensité d'entrée : • parfaitement sinusoïdales (sans harmoniques) ; • en phase (facteur de puissance proche de 1). Aucun filtre n'est requis pour ce type de redresseur.

Redresseurs à transistor propres, voir Ch. 4.

Toutes les gammes d'ASI à haute puissance de Schneider Electric (à l'exception des Galaxy PW et Galaxy 9000) utilisent des redresseurs actifs contrôlés de type PFC et ne génèrent donc pas d'harmoniques.

Fig. 1.20. Redresseur d'entrée et harmoniques


Contrôle des harmoniques en amont (suite)

Filtrage des harmoniques en amont pour les redresseurs de type « pont de Graëtz »

Objectifs du filtrage d'harmoniques Cette section concerne uniquement les gammes Galaxy PW et Galaxy 9000, et les ASI disposant de redresseurs à pont de Graëtz conventionnels. Système en amont « propre » L'objectif est d'assurer, au niveau des barres omnibus qui alimentent l'ASI, une distorsion de la tension (THDU) compatible avec les autres charges connectées. L'UTE (Union technique de l'électricité) recommande une limitation du THDU à : • 5 % lorsque la source est un générateur ; • 3 % lorsque la source est un transformateur, pour prendre en compte le THDU potentiellement déjà présent (1 à 2 %) sur le réseau de distribution haute tension. Cette recommandation peut différer en fonction des pays. De manière pratique, les solutions concernant la distorsion de tension (THDU) doivent être implémentées selon les pratiques du pays concerné. Combinaison facilitée avec un groupe électrogène L'objectif est de rendre possible la combinaison de l'ASI avec un groupe électrogène sans risque d'augmenter le niveau des harmoniques lorsque la charge est transférée au générateur. Ce risque existe car l'impédance source du générateur est inférieure à celle d'un transformateur, ce qui augmente l'effet des harmoniques. Facteur de puissance élevé en entrée de redresseur L'objectif est d'accroître le facteur de puissance d'entrée (pour une valeur généralement supérieure à 0,94). Ceci permet de réduire la consommation en kVA et d'éviter le surdimensionnement des sources. Installation conforme aux normes L'objectif est de conformer l'installation aux normes relatives aux perturbations liées aux harmoniques, ainsi qu'aux recommandations émises par les fournisseurs d'électricité. • Normes relatives aux perturbations harmoniques (voir tableau 1.2) - CEI 61000-3-2 / EN 61000-3-2 pour les appareils dont le courant d'entrée est ≤ 16 A/ph - CEI 61000-3-4 / EN 61000-3-4 pour les appareils dont le courant d'entrée est > 16 A/ph • Normes et recommandations sur la qualité des réseaux de distribution, en particulier : - CEI 61000-3-5 / EN 61000-3-5 - EN 50160 (Europe) - IEEE 519-2 (États-Unis) - ASE 3600 (Suisse) - G5/3 (R.U.), etc.

Normes sur les harmoniques, voir « Normes des ASI » dans Informations théoriques, p. 29. Tableau 1.2. Exemple de limitation de courant harmonique selon les normes CEI 61000-3-4 / EN 61000-3-4 relatives aux appareils disposant d'un courant d'entrée > 16 A/ph (étape 1 : connexion simplifiée)

Harmonique % de H1 (fondamentale) H3 21,6 % H5 10,7 % H7 7,2 % H9 3,8 % H11 3,1 % H13 2,0 % H15 0,7 % H17 1,2 % H19 1,1 % H21 ≤ 0,6 % H23 0,9 % H25 0,8 % H27 ≤ 0,6 % H29 0,7 % H31 0,7 % ≥ H33 ≤ 0,6 % Rangs pairs ≤ 0,6 % ou ≤ 8/n (n rangs

pairs)



Types de filtre d'harmoniques Les filtres d'harmoniques éliminent les harmoniques d'une grande partie ou de la totalité des rangs, suivant la technologie utilisée. Les types disponibles sont les suivants : Filtres passifs LC • non compensé • compensé • non compensé à contacteur Redresseur à double pont Filtre déphaseur Filtre actif THM (technologie « Active à 12 impulsions »)

Filtrage et connexion en parallèle Lorsqu'un certain nombre d'ASI sont connectées en parallèle, et selon le type de filtre utilisé, il est possible d'installer : • un filtre individuel sur chaque ASI ; • un filtre commun à l'ensemble de la configuration en parallèle. L'objectif est de trouver le meilleur compromis entre coût et efficacité, en prenant en compte les niveaux de distorsion harmonique admissibles. Les tableaux comparatifs des diverses solutions (Ch. 1, p. 28) peuvent être utiles pour la définition de la solution. Combinaison de filtres LC et de générateur Le générateur ne peut fournir que des courants capacitifs relativement faibles (10 à 30 % d'In). Lorsqu'un filtre LC est installé, la principale difficulté réside dans le démarrage progressif du redresseur alimenté par le générateur lorsque la puissance active est égale à 0 et que le générateur ne fournit un courant capacitif que pour le filtre. Ainsi, l'usage de filtres LC doit être étudié afin que le fonctionnement reste conforme aux spécifications du constructeur. La méthode ci-dessous permet ce choix en utilisant un exemple de courbe de déclassement de générateur, comme peuvent en fournir les fabricants.



Fig. 1.21. Courbe de déclassement d'un générateur en fonction du facteur de puissance de l'installation La courbe ci-dessus, donnée à titre d'exemple et non généralisable, présente le déclassement de puissance en fonction du point de fonctionnement pour un générateur donné. Pour une charge purement capacitive (λ = 0), la puissance disponible n'est plus que de 30 % de la puissance nominale (point A). En supposant que la puissance apparente est telle que Pn générateur = Pn redresseur, la signification des points A, B, C, D, E et F est la suivante : A : puissance réactive correspondant au courant capacitif d'un filtre non-compensé ; B : puissance réactive correspondant au courant capacitif d'un filtre compensé ; C : point de fonctionnement au démarrage avec filtre non-compensé à contacteur ; D : point de fonctionnement à la charge nominale avec un filtre non-compensé ; E : point de fonctionnement à la charge nominale avec un filtre compensé ; F : point de fonctionnement à la charge nominale, sans filtre ou avec filtre déphaseur. Exemple Considérons un filtre non-compensé avec un générateur de puissance 300 kVA et une ASI Galaxy PW de puissance 200 kVA. La puissance nominale du redresseur est, en comptant un rendement de 87 % (1 / 0,87 = 1,15), 1,15 fois supérieure à celle de l'onduleur, à savoir 200 x 1,15 = 230 kVA. Le courant capacitif du filtre non compensé est : 230 x 30 % (1) = 69 kVA. La puissance réactive que le générateur peut supporter (point A) est : 300 x 0,3 = 90 kVA. Le filtre est donc compatible avec le générateur. (1) La valeur 30 % est expérimentale.

Choix d'un filtre Paramètres de choix de filtre

Efficacité globale - diminution de la distorsion (THDI et THDU) L'efficacité dépend des rangs d'harmoniques filtrés et de leur degré d'atténuation ou de leur élimination. Elle est mesurée par le niveau du THDI obtenu en entrée de redresseur. L'impact sur le THDI conditionne le THDU. Il est nécessaire de s'assurer des performances au taux de charge envisagé, de nombreuses ASI fonctionnant à taux de charge entre 50 et 75 %. Amélioration du facteur de puissance λ Le filtre permet d'accroître le facteur de puissance d'entrée (pour une valeur généralement supérieure à 0,92).



Compatibilité avec un groupe électrogène Il est également important d'effectuer un contrôle des performances selon la source prévue, transformateur ou groupe électrogène. Cette opération est nécessaire car l'impédance source du générateur est inférieure à celle d'un transformateur, ce qui augmente l'effet des harmoniques. Adaptabilité aux configurations à ASI en parallèle Selon le type de filtre, on utilisera un filtre par ASI ou un filtre commun pour une élimination globale des harmoniques. Rendement La consommation des filtres peut modifier légèrement le rendement de l'installation. Flexibilité de mise en œuvre et évolutivité Les filtres sont en général dédiés à une ASI et montés d'origine ou après installation. Le compensateur SineWave permet une dépollution globale et une grande souplesse de configuration. Dimensions Il est essentiel de vérifier que le filtre peut être installé dans l'ASI ou dans une cellule annexe. Coût Il est lié à l'efficacité du filtre et doit être comparé aux avantages obtenus. Conformité aux normes Il est nécessaire de respecter les normes applicables, en particulier la norme CEI 61000-3-4 en ce qui concerne les niveaux individuels d'harmonique indiqués dans les textes. Tableau comparatif des solutions Les tableaux suivants reprennent ces éléments de comparaison, avec un commentaire global sur l'utilisation de chaque type de solution. Le tableau 1.3 est consacré aux solutions individuelles pour une configuration à ASI unique. Ces solutions sont utilisables en configuration en parallèle. Le tableau 1.4 concerne les solutions de dépollution globale.



Tableau 1.3. - Comparatif des solutions individuelles de filtrage d'harmoniques

Type de filtre Critère

LC non compensé LC compensé LC à contacteur Double pont Compensateur actif d'harmoniques

(THM) Schéma

Fig. 1.22a Fig. 1.22b Fig. 1.22c Fig. 1.22d Fig. 1.22e

Réduction de la distorsion THDI à 100 % de la charge THDI à 50 % de la charge

7 à 8 % 10 %

7 à 8 % 10 %

7 à 8 % 10 %

10 % 15 %

4 % 5 %

Harmoniques éliminées H5, H7 H5, H7 H5, H7 H5, H7, H17, H19 H2 à H25 Facteur de puissance λà 100 % de la charge λà 50 % de la charge

0,95 1

0,95 1

0,95 1

0,85 0,8

0,94 0,94

Compatibilité avec le générateur

* ** ** ** ***

Rendement du filtre *** *** *** * ** Flexibilité, facilité de mise à niveau

* * * * ***

Coût *** *** *** * ** Dimensions *** *** *** * *** Connexion en parallèle avec ASI

* * * * **

Fig. 1.22f Fig. 1.22g Fig. 1.22h Fig. 1.22i Fig. 1.22j Conformité à la norme CEI 61000-3-4

non non non non oui

Remarque générale Solution adaptée aux installations sans groupe électrogène.

Solution adaptée aux installations avec groupe électrogène. La charge inductive ajoutée diminue l'énergie capacitive que doit fournir le groupe.

Solution adaptée aux installations avec groupe électrogène de puissance nominale inférieure à celle de l'ASI. La branche LC est mise en service par le contacteur à une valeur préréglée, correspondant à un pourcentage de charge de l'onduleur acceptable pour le groupe.

Solution adaptée aux installations avec groupe électrogène.

Solution adaptée aux installations sensibles ou à niveau de charge instable. Solution la plus efficace et la plus souple à mettre en œuvre. Solution indépendante du taux de charge et de la nature de la source en amont.

*** Excellent ** Bon * Moyen




Tableau 1.4 - Comparatif des solutions de dépollution globale.

Type de filtre Critère

SineWave Filtre déphaseur

Schéma

UPSUPS UPS

AC input

Load

SW

Fig. 1.23a Fig. 1.23b Fig. 1.23c Fig. 1.23d

Réduction de la distorsion THDI à 100 % de la charge THDI à 50 % de la charge

4 % 5 %

< 10 % 35 % avec 1 ASI à

l'arrêt

< 5 % 19 % avec 1 ASI à

l'arrêt

< 4 % 12 % avec 1 ASI à

l'arrêtHarmoniques éliminées H2 à H25 Facteur de puissance λà 100 % de la charge λà 50 % de la charge

0,95 1

0,8 0,8

Compatibilité avec le générateur

*** **

Rendement du filtre *** ** Flexibilité, facilité de mise à niveau

*** *

Coût *** *** Dimensions *** * Conformité à la norme CEI 61000-3-4

oui oui

Remarque générale Solution adaptée aux installations sensibles ou à niveau de charge instable. Solution la plus efficace et la plus souple à mettre en œuvre. Solution indépendante du taux de charge et de la nature de la source en amont.

Cette solution ne peut pas être modifiée. Solution adaptée aux installations de plus de deux ASI en parallèle.

*** Excellent ** Bon * Moyen

Installations de mise à la terre

Informations générales sur les installations de mise à la terre

Protection des personnes contre les contacts électriques Les normes internationales imposent deux types de mesures de protection des personnes contre les dangers liés aux courants dans les installations électriques. Protection contre les contacts directs Ces mesures ont pour but d'éviter le contact « direct » des personnes avec les parties normalement actives (fig. 1.24). Elles comportent les dispositions suivantes : • isolation des parties actives au moyen de barrières ou enveloppes présentant au moins un degré de protection IP2X ou IPXXB ; • ouverture de l'enveloppe (portes, tiroirs…) ne pouvant s'effectuer qu'à l'aide d'une clé ou d'un outil, ou après mise hors tension des parties actives ou après interposition automatique d'un écran ; • raccordement de l'enveloppe métallique au conducteur de protection. Protection contre les contacts indirects et installations de mise à la terre Ces mesures ont pour but de protéger les personnes en cas de contact dit « indirect » avec des masses mises accidentellement sous tension par suite d'un défaut d'isolation. Le courant de défaut porte la masse accessible à un potentiel qui peut être suffisamment élevé pour être à l'origine d'un courant dangereux traversant la personne en contact avec cette masse (fig. 1.24). Ces mesures comportent les dispositions suivantes : • Mise à la terre obligatoire de toute masse conductrice accessible à l'opérateur. Le raccordement à la terre se fait par le conducteur de protection. Celui-ci ne doit jamais être coupé (aucun dispositif de coupure sur le conducteur de protection). Le mode d'interconnexion et de mise à la terre des masses définit l'installation de mise à la terre du système. • Coupure de l'alimentation lorsque le potentiel des masses devient dangereux. La coupure est réalisée par un dispositif de protection qui dépend de l'installation de mise à la terre utilisée. Elle requiert souvent des dispositifs différentiels résiduels (DDR), car les courants de défaut d'isolation sont en général trop faibles pour être détectés par les dispositifs de protection de surintensité habituels.

Fig. 1.24. Contacts directs et indirects Types d'installation de mise à la terre Il existe trois types d'installation de mise à la terre. • Neutre isolé (IT) • Neutre à la terre (TT) • Masses au neutre (TN avec TN-C et TN-S). Les deux premières lettres indiquent le mode de connexion entre le neutre et les masses des charges.

Première lettre Deuxième lettre Troisième lettre (pour TN) Connexion du neutre Connexion des masses Type de conducteur de

protection T = neutre à la terre T = masses à la terre C = Neutre et conducteur de

protection en commun (PEN)S = Neutre (N) et conducteur de protection (PE) séparés

I = Neutre isolé N = masses au neutre

Schémas de liaison à la terre IT, TT ou TN TN-C ou TN-S


Protection

Installations de mise à la terre Neutre isolé (IT)

● Le neutre source est : - soit isolé de la terre (neutre isolé) ; - soit relié à la terre par une impédance élevée res (neutre impédant). ● Les masses protégées par un même dispositif de coupure sont reliées à la terre (résistance de prise de terre RA).

L1L2L3N

PE

Ud

Zres

RAId

Ex. : Défaut entre phase et masse dans une charge. Soit Uo la tension entre phase et neutre du réseau (230 V) ● Intensité de premier défaut RA = 10 Ω et Zres = 3500 Ω (ordre de grandeur), Id = Uo / (RA + Zres) = 66 mA. ● Tension de premier défaut Ud = Uo x RA / (RA + Zres) = 0,66 V. Ce potentiel est sans danger. Le défaut doit être détecté par un CPI (contrôleur permanent d'isolement), localisé (par un dispositif de recherche de défaut) et réparé. ● Intensité de second défaut Un second défaut d'isolement survenant alors que le premier défaut n'a pas encore été réparé engendre un court-circuit entre phases ou entre phase et neutre Il doit être éliminé par les dispositifs de protection de surintensité dans le délai requis par les normes.

Fig. 1.25.Schéma IT Neutre à la terre (TT)

● Le neutre source est mis à la terre. ● Les masses protégées par un même dispositif de coupure sont reliées à la terre (résistance de prise de terre RA).

L1L2L3N

PE

UdRB RAId

Ex. : Défaut entre phase et masse dans une charge. Soit Uo la tension entre phase et neutre du réseau (230 V) ● Intensité de défaut Ex. : RA = 10 Ω et RB = 5 Ω Id = Uo / (RA + RB) = 15,3 A ● Tension de défaut Ud = Uo x RA / (RA + RB) = 153 V Ce potentiel est dangereux (> 50 V). Le défaut doit être éliminé par les dispositifs de protection de surintensité dans le temps requis par les normes. L'intensité du défaut étant faible, il doit être détecté par un dispositif différentiel résiduel (DDR) agissant sur le dispositif de protection situé immédiatement en amont. La sensibilité en intensité du DDR et le temps d'élimination requis du défaut sont définis par les normes.

Fig. 1.26. Schéma TT


Protection

Masses au neutre (TN) ● Le neutre source est mis à la terre

directement. ● Les masses de l'installation sont reliées au neutre et par conséquent à la terre par l'intermédiaire conducteur de protection (PEN). Ce schéma transforme tout défaut d'isolement en court-circuit entre phase et neutre. ● Le conducteur de protection est maintenu à un potentiel proche de celui de la terre par des liaisons en de nombreux points.

L1L2L3

PEN

Ud

FE

C

D

BA Id

● Impédance de la boucle de défaut Zb = ZABCDEF (portion de circuit ABCDEF) Zb ≈ ZBCDE ≈ 2 ZDE car ZBC = ZDE (BC et DE identiques, impédance de défaut négligeable) Ex. : charge alimentée par un câble de cuivre de 50 mm² et de 50 m de long (phase et PE). Zb = 2 ρ L / S, où ρ = 22,5 Ω. mm2/m Zb = 2 x 22,5 10-3 x 50 / 50 = 45 mΩ. ● Tension de défaut On admet une chute de tension de 20 % sur la tension entre phase et neutre Uo, d'où UBE = 0,8 Uo. Comme ZBC = ZDE, le potentiel des masses est porté à Ud = UBE / 2 = 0,8 Uo / 2 = 92 V ● Intensité de défaut Id = 0,8 Uo / Zb = 0,8 x 230 / 45 10-3 = 4089 A La coupure est réalisée par le dispositif de protection de surintensité dans le temps requis par les normes. L'intensité de défaut dépend de l'impédance de la boucle de défaut. Il est essentiel de s'assurer qu'en tout point du réseau, l'intensité de défaut reste supérieure au seuil de fonctionnement de la protection.

Fig. 1.27. Schéma TN-S (principe de base identique au TN-C)


Protection

Comparaison des installations de mise à la terre

Type de schéma IT (neutre isolé) TT (neutre à la terre) TN-S (masse au neutre) TN-C (masse au neutre) Fonctionnement ● Signalement du premier

défaut d'isolement. ● Localisation et élimination du premier défaut ● Coupure au second défaut.

● Coupure au premier défaut d'isolement.

● Coupure au premier défaut d'isolement. ● Neutre (N) et conducteur de protection (PE) séparés.

● Coupure au premier défaut d'isolement. ● Neutre et conducteur de protection communs (PEN).

Protection des personnes

● Interconnexion et mise à la terre des masses. ● Premier défaut : - très faible intensité - surveillance/signal par CPI ● Second défaut : - courant potentiellement dangereux - coupure par les dispositifs de protection de surintensité (ex : disjoncteur)

● Mise à la terre des masses et emploi de dispositifs différentiels résiduels (DDR).● Premier défaut : - courant de fuite dangereux mais trop faible pour les dispositifs de protection de surintensité - détection par les DDR associés à des dispositifs de coupure

● Interconnexion et mise à la terre des masses et du neutre impératives. ● Premier défaut : - courant de défaut - coupure par les dispositifs de protection de surintensité (ex : disjoncteur)

● Interconnexion et mise à la terre des masses et du neutre impératives. ● Premier défaut : - courant de défaut - coupure par les dispositifs de protection de surintensité (ex : disjoncteur)

Matériel spécifique Contrôleur permanent d'isolement (CPI) et dispositifs de recherche de défaut

Dispositifs différentiels résiduels (DDR)

Des DDR doivent être utilisés pour les distances importantes.

Avantages et inconvénients CEM

● Solution assurant la meilleure continuité de service (signalement du premier défaut). ●Nécessité d'un personnel de surveillance compétent (recherche du premier défaut). ● Haute CEM : courants très faibles dans le câble de terre.

● Solution la plus simple à la conception et à l'installation. ● Utilisation de DDR obligatoire. ● Prises de terre différentes (sources éloignées). ● Haute sensibilité à la foudre.

● Coût d'installation élevé pour les puissances nominales importantes. ● Conception difficile (calcul des impédances de boucle). ● Circulation de forts courants de défaut. ● Haute CEM : faible courant dans le PE en fonctionnement normal.

● Coût d'installation réduit (économie d'un conducteur). ● Conception difficile (calcul des impédances de boucle). ● Circulation de forts courants de défaut. ● Faible CEM : courants importants dans le PEN (liaisons entre masses).

Utilisation ● Installations à continuité de service : hôpitaux, aéroports, processus industriels, bateaux. ● Installations et locaux à risque d'incendie ou d'explosion : mines….

● Bâtiments commerciaux et résidentiels, éclairage public, établissements scolaires…

● Grands bâtiments commerciaux, grands immeubles... ● Industries sans procédés continus (schéma IT). ● Alimentation des systèmes informatiques.

● Grands bâtiments commerciaux, grands immeubles... ● Industries sans procédés continus (schéma IT). ● Alimentation des systèmes informatiques.

Applications dans les installations avec ASI

Spécificités des systèmes équipés d'ASI La transposition des systèmes de protection précédents aux installations comportant une ASI nécessite un certain nombre de précautions pour les raisons suivantes : • l'ASI joue un double rôle : - charge pour le réseau amont ; - source d'énergie pour le réseau aval. • Lorsque la batterie n'est pas installée en cellule, un défaut d'isolement sur le réseau continu peut entraîner la circulation d'un courant continu résiduel. Celui-ci peut perturber le fonctionnement de certains dispositifs de protection, notamment les DDR utilisés dans le cadre de la protection des personnes. Protection contre les contacts directs Toutes les ASI Schneider Electric sont conformes aux exigences applicables du fait de leur installation en cellules présentant un indice de protection IP 20. Cette conformité est valable même lorsque la batterie est installée en cellule. Lorsque la batterie n'est pas installée en cellule, en général dans un local réservé, il convient de prendre les mesures exposées à la fin du chapitre.


Protection

Protection contre les contacts indirects Choix d'une installation de mise à la terre Une première mesure de protection imposée par les normes est la réalisation d'une installation de mise à la terre normalisée, en amont et en aval de l'ASI. Les deux schémas peuvent être identiques, ou différents moyennant certaines précautions. Pour une installation déjà existante dans laquelle on ajoute le système ASI, le schéma amont est déjà défini. Le choix du schéma aval, identique ou différent, dépend de sa compatibilité avec les charges sensibles. Le tableau présenté en page précédente fournit les éléments de comparaison nécessaires entre les différentes installations de mise à la terre normalisées.

Attention : des réglementations locales peuvent exclure certains types d'installations de mise à la terre. Choix des dispositifs de coupure Au-delà de l'interconnexion et de la mise à la terre des masses suivant une installation de mise à la terre normalisée, la protection des personnes doit être assurée par des dispositifs de coupure en fonction de l'installation choisie. Ces dispositifs doivent assurer le déclenchement des dispositifs de protection de surintensité en cas de défaut d'isolement. Ce déclenchement peut : • soit être directement provoqué par les réglages appropriés des protections de surintensité (disjoncteurs, fusibles), • soit nécessiter (obligatoire pour le schéma IT) la mise en œuvre de dispositifs différentiels résiduels (DDR) intégrés ou non au disjoncteur. Les DDR sont nécessaires pour détecter les courants de défauts d'isolement, souvent trop faibles pour solliciter les dispositifs de protection contre les surintensités habituels.

Reportez-vous aux obligations locales en matière de sécurité des installations électriques. Types de schémas pour les ASI Les schémas possibles dépendent : • du schéma déjà existant ou choisi en amont de l'ASI ; • du schéma en aval de l'ASI, dont le choix peut être lié : - à l'utilisation du même schéma qu'en amont ; - à la présence de transformateurs d'isolement en amont ou en aval, qui permettent de changer d'installation de mise à la terre ; - aux charges (ex : les systèmes informatiques requièrent un schéma TN-C ou TN-S) ; - à l'organisation du réseau de distribution en aval, avec des systèmes de transfert statiques ; • de certaines interdictions normatives : par exemple, le conducteur de protection, PE ou PEN, ne doit jamais être coupé, pour permettre l'écoulement du courant de défaut. Un schéma TN-C (à PEN non coupé), peut donc être installé en amont d'un schéma TN-S (à N et PE distincts), mais non l'inverse. Les ASI sont de plus en plus conçues sans transformateur, procurant notamment des avantages en termes de poids, d'encombrement et de rendement. Cette technologie permet également une modulation en tension pour une meilleure adaptation à tous les types de charges, notamment les charges non linéaires avec harmoniques.

Voir WP 98

La technologie sans transformateur a un impact sur l'utilisation des installations de mise à la terre. Pour plus d'informations, voir le livre blanc WP 98 : The Elimination of Isolation Transformers in Data Center Power Systems (Élimination des transformateurs d'isolement dans les systèmes d'alimentation des centres de traitement de données). Les cas possibles étant nombreux, en fonction de la mise à la terre en amont, de la mise à la terre en aval et du type d'ASI utilisée, votre contact chez Schneider Electric dispose d'une schémathèque complète selon les installations de la mise à la terre et la gamme d'ASI concernée.


Protection

Les gammes Galaxy PW et Galaxy 9000 utilisent un transformateur d'isolement. Toutes les autres gammes sont sans transformateur : le neutre est reconstitué électroniquement. Les pages suivantes présentent quelques exemples pour les gammes Galaxy PW et Galaxy 5000, 7000 et 9000. Pour les autres cas, utilisez la schémathèque de votre contact chez Schneider Electric.

Transformateur de sortie (Galaxy PW et 9000)

Sans transformateur de sortie (Galaxy 5000 et 7000)

Réseaux AC BYPASS et NORMAL séparés. Réseaux AC BYPASS et

NORMAL communs. Fig. 1.28. Diagrammes standard Schémas identiques en amont et en aval

Schémas identiques en amont et en aval IT, TT ou TN-S

Neutre distribué sur deux branches

Schémas identiques en amont et en aval IT, TT ou TN-S

Neutre distribué uniquement sur la branche de dérivation

Schémas identiques en amont et en aval TN-C

Schémas identiques en amont et en aval IT, TT ou TN-S Neutre distribué

Galaxy PW et 9000 Galaxy 5000 et 7000Fig. 1.29. Exemples de schémas identiques entre amont et aval


Protection

Schémas différents en amont et en aval

Changement de schéma de liaison à la terre vers IT, TT ou TN-S en aval.


Changement de schéma de liaison à la terre vers IT, TT ou TN-S en aval.


Changement de schéma de liaison à la terre

vers TN-C en aval.Changement de schéma de liaison à la terre

vers TN-C en aval. Galaxy PW et 9000 Galaxy 5000 et 7000

Fig. 1.30. Exemples de schémas différents entre amont et aval

Protection par disjoncteurs La protection d'une installation avec ASI envisagée ici sera réalisée par disjoncteurs. L'essentiel des caractéristiques d'un disjoncteur et de ses déclencheurs est présenté ci-dessous. Les références indiquées à titre d'exemple concernent les disjoncteurs de Schneider Electric. D'autres caractéristiques, telles que la limitation en contrainte thermique et en courant, constituent les points forts des disjoncteurs de la gamme Compact NSX mais ne sont pas abordés ici.

Pour plus d'informations, consultez le catalogue de distribution électrique basse tension et moyenne tension et le Guide des Installations Électriques. Déclencheurs Technologie Il existe deux types de déclencheurs : • magnétothermiques ; • électroniques. Construction • intégrés (magnétothermiques uniquement) ; • interchangeables. Comparaison Les déclencheurs magnétothermiques sont simples et peu coûteux. Les déclencheurs électroniques sont plus précis et plus complets dans les réglages ; ils permettent de s'adapter au mieux à l'installation et à ses contraintes. Le tableau ci-dessous résume les caractéristiques des déclencheurs pour les deux technologies de disjoncteurs (de 1 à 630 A) et vous permettront de résoudre la majorité des problèmes usuels (de 1 à 400 kVA). La figure 1.31 présente les courbes caractéristiques des déclencheurs.



Protection

Protection Notati

on Définition Disponibilité

Protection contre les surcharges (thermique ou long retard) (1)

Ir Réglage du courant de surcharge. Tous les déclencheurs.

Long retard (2) tr Temporisation par long retard au déclenchement (ex. : démarrage moteur).

Déclencheurs électroniques (ex : Micrologic 2, 5, 6)

Protection contre les courts-circuits (magnétique ou court retard) (3)

Im ou Isd

Réglage du courant de court-circuit. Pour les déclencheurs électroniques, Isd est fonction de Ir (en général 2 à 10 Ir)

Tous les déclencheurs.

Court retard (4) tm ou tsd

Temporisation par court retard au déclenchement (ex : sélectivité chronométrique avec le disjoncteur aval).

Déclencheurs électroniques (ex : Micrologic 5, 6)

Protection contre les courts-circuits, déclenchement instantané (5)

Ii Réglage de court-circuit instantané. Uniquement fonction du calibre du déclencheur (ex : protection des contacteurs statiques).

Déclencheurs électroniques (ex : Micrologic 5, 6)

(1) Ir est le seuil de la protection thermique (parfois noté Ith) des déclencheurs magnétothermiques, ou le seuil de la protection long retard des déclencheurs électroniques. Ces seuils sont définis par une courbe de temps inverse qui dépend du réglage choisi. (2) tr est la temporisation de la protection thermique long retard pour une valeur de Ir donnée. (3) Im est le seuil magnétique des déclencheurs magnétothermiques ; Isd (short delay, court retard) est seuil de court retard des déclencheurs électroniques. (4) tm est la temporisation (réglable ou non) de la protection magnétique des déclencheurs magnétothermiques ; tsd (short delay, court retard) est la temporisation (en général réglable) du court retard des déclencheurs électroniques. (5) Ii est le seuil de déclenchement instantané.

Câbles (suite)

Fig. 1.31. Courbes de déclenchement des disjoncteurs (Icu est l'ultime capacité de coupure)


Câbles (suite)

Sélectivité, filiation, limitation Sélectivité La sélectivité résulte d'un choix approprié des disjoncteurs et de leurs réglages, permettant en cas de défaut de ne déclencher que le disjoncteur immédiatement en amont du défaut. Elle permet de limiter à son minimum la portion d'installation affectée par le défaut. Il existe plusieurs types de sélectivité, récapitulés dans le tableau ci-après et illustrés dans la figure précédente. Limitation de courant En cas de fort courant de défaut, les contacts du disjoncteur s'écartent sous l'effet des forces électrodynamiques, un arc se crée et sa résistance limite l'énergie du court-circuit. Filiation Lorsqu'un court-circuit se produit en aval de l'installation (fig. 1.32) le courant de défaut traverse également le disjoncteur amont qui impose une limitation et atténue le courant accédant au disjoncteur aval. La capacité de coupure de ce dernier est alors renforcée.

Sélectivité Disponibilité Principe Ampèremétrique

Tous types de déclencheurs

Le courant de défaut est inférieur au réglage du seuil amont. Ir amont > Ir aval et Im ou Isd amont > Im ou Isd aval

Chronométrique

Déclencheurs électroniques seulement (ex : Micrologic)

Retardement du déclenchement en amont par la temporisation du long retard (Ir) et du court retard (Im ou Isd).

Énergétique

Compact NSX et NS

La pression de l'arc en amont est insuffisante pour déclencher le disjoncteur en amont mais suffisante pour le disjoncteur aval.

Inter-déclenchement à sélection de zone

De Compact NSX 100 à Masterpact avec déclencheurs Micrologic

Retardement du déclenchement en amont si le court-circuit est également détecté en aval. Un fil pilote relie les déclencheurs en amont et en aval.

Fig. 1.32. Sélectivité et filiation amont/aval


Câbles (suite)

Choix des disjoncteurs

Calibre Le calibre (intensité nominale) doit avoir la valeur immédiatement supérieure à l'intensité nominale du câble en aval protégé. Capacité de coupure La capacité de coupure doit avoir la valeur immédiatement supérieure au courant de court-circuit pouvant survenir au point d'installation. Seuils Ir et Im Le tableau suivant présente la procédure à suivre pour déterminer les seuils Ir et Im en fonction des déclencheurs en amont et en aval afin de permettre la sélectivité. Remarques : La sélectivité chronométrique doit être mise en œuvre par du personnel qualifié car toute temporisation du déclenchement augmente la contrainte thermique (I2t) en aval (câbles, semi-conducteurs etc.). Il convient d'être très prudent si l'on retarde le déclenchement de D2 par la temporisation du seuil Im. La sélectivité énergétique est indépendante du déclencheur et ne concerne que le disjoncteur. Seuils Ir et Im en fonction des déclencheurs en amont et en aval

Type du circuit en aval

Rapport Ir amont/ Ir aval

Rapport Im amont/ Im aval

Rapport Im amont/ Im aval

déclencheur en aval tous types magnétique électronique distribution > 1,6 > 2 > 1,5 moteur asynchrone > 3 > 2 > 1,5

Cas particulier du générateur en court-circuit La figure 1.33 montre le comportement d'un générateur en court-circuit. Afin d'éviter toute incertitude sur le type d'excitation, nous choisissons d'actionner le déclenchement au premier pic (3 à 5 In selon X"d) à l'aide de la protection Im qui n'est pas temporisée.

Fig. 1.33. Générateur en court-circuit


Câbles (suite)

Exemple Reprenons l'exemple utilisé pour la détermination de la puissance (ch. 1 p. 21), qui comporte en parallèle les charges triphasées 400 V suivantes : • Système informatique - S1 = 4 x 10 kVA ; λ = 0,6 ; courant d'appel de 8 In sur quatre périodes (80 ms) • Variateur de vitesse - S2 = 20 kVA ; λ = 0,7 ; courant d'appel de 4 In sur cinq périodes (100 ms) • Transformateur d'isolement - S3 = 20 kVA ; λ = 0,8 ; courant d'appel de 10 In sur six périodes (120 ms) L'ensemble des trois charges représente 54 kW, pour un facteur de puissance de 0,68. Le choix effectué (ch. 1 p. 21) était celui d'une ASI Galaxy PW de 100 kVA de courant nominal : I = 100 / (400 x 3 ) = 144 A.

Transformateur 630 kVA

Déterminer D1 et D2

Déterminer D3 le plus puissant pour la sélectivité

Puissance totale consommée par les

charges P (kW) = 54 kW

40 kVA 20 kVA 20 kVA λ = 0,6 λ = 0,7 cos ϕ = 0,8

Générateur 400 kVA

Puissance nominale apparente de sortie

100 kVA In = 144 A

Facteur de puissance en sortie d'ASI pour

l'ensemble des charges λ = 0,68

Puissance active

maximale de sortie (que l'ASI peut fournir aux

charges) λ Sn (kVA) = 68 kW

Fig. 1.34. Exemple d'installation L'objectif est de déterminer D1 et D2, ainsi que le disjoncteur D3 le plus puissant et compatible avec les exigences de sélectivité, sachant que la configuration de l'alimentation en amont est la suivante : • Transformateur 20 kV / 400 V de puissance nominale 630 kVA • Groupe électrogène 400 V de puissance nominale 400 kVA • Liaison transformateur-TGBT par câble aluminium de 5 m, 4 x 240 mm2 par phase • Liaison barres omnibus-disjoncteur, 4 m et 3 barres de cuivre de 400 mm² par phase Calcul du calibre et de la capacité de coupure de D1 et D2 La capacité de coupure de D1 et D2 dépend des intensités de court-circuit des disjoncteurs D1 et D2 en aval au niveau du tableau général basse tension (TGBT). Cette valeur du court-circuit amont est souvent fournie par le distributeur d'énergie. Il est également possible de la calculer. Il faut pour cela déterminer la somme R des résistances en amont et la somme X des réactances en amont du point considéré. Le courant de court-circuit triphasé sera alors donné par :

Isc 3-ph =

U

R X3 2 2+ où U est la tension à vide entre phases (tension en charge majorée de 3 à 5 %), R = Σ Ramont et X = Σ Xamont

Dans cet exemple, nous nous contenterons de rappeler la méthode générale, avec des simplifications pour alléger les calculs.

Pour plus d'informations, voir le Cahier technique N°158 « Calcul des courants de court-circuit » de Schneider Electric.


Câbles (suite)

Réseau en amont Ra, Xa

Sources Rtr Xtr

Liaison sortie source-TGBT

Rc, Xc Disjoncteur général

Rd, Xd Barres omnibus TGBT

Rb, Xb

Fig. 1.35. Calcul du courant de court-circuit pour D1 et D2 Il faut calculer les résistances et réactances en amont de D1 et D2 dans la fig. 1.34. Réseau de distribution en amont du transformateur • Pcc = puissance de court-circuit amont = 500 MVA = 500 x 106 VA • U20 = tension à vide entre phases à l'enroulement secondaire du transformateur = 400 V majorés de 3 %, soit 410 V • Ra = résistance en amont ≈ 15 % Xa, négligeable devant Xa • Xa = réactance en amont à l'enroulement secondaire du transformateur

Xup =

UPsc

202

=

410500 10

2

6x = 0,288 mΩ Rup ≈ 0 et Xup = 0,33 mΩ. Transformateur • Sn = puissance nominale apparente 630 kVA • In = intensité nominale = 630 / U 3 = 630 103 / (400 x 3 ) = 909 A • Ucc = tension de court-circuit du transformateur = 4 % • Pcu = pertes cuivre du transformateur (en VA)

Rtr = résistance du transformateur =

PcuIn3 2

≈ 20 % Xtr, négligeable devant Ztr

Xtr ≈ Ztr = impédance du transformateur =

USn

x Usc202

= 4102 x 0,04 / 630 103 = 10,7 mΩ Rtr ≈ 0 et Xtr = 10,7 mΩ. Câbles de liaison transformateur-TGBT • Longueur : 5 mètres • Section : 240 mm² • ρ = résistivité des conducteurs à température normale cuivre : ρ = 22,5 mΩ.mm2/m, aluminium : ρ = 36 mΩ.mm2/m • Xc = réactance du conducteur (typiquement 0,08 mΩ/m) = 0,08 x 5 = 0,4 mΩ

Rc = résistance des câbles (cuivre) ρ

LS = 22,5 x 5 / (4 x 240) = 0,12 mΩ

Rc = 0,12 mΩ et Xc = 0,4 mΩ. Disjoncteur général Valeurs typiques Rd ≈ 0 et Xd = 0,15 mΩ.


Câbles (suite)

Barre omnibus • Xb = réactance de la barre omnibus (typiquement 0,15 mΩ/m) = 0,15 x 4 = 0,6 mΩ

• Rb = résistance de la barre omnibus = ρ L / S = 22,5 x 4 / (3 x 400) = 0,075 mΩ (négligeable)

Rb ≈ 0 et Xb = 0,6 mΩ. Icc du transformateur au niveau de D1 et D2 • R = Résistance en amont totale = 0,12 mΩ • X = Réactance en amont totale = 0,33 + 10,7 + 0,4 + 0,15 + 0,6 = 12,18 mΩ R est négligeable devant X.

Isc 3-ph =

U

R X3 2 2+≈

UX3 =

4103 1218 10 3x x. −

= 19,4 kA Remarque : un ordre de grandeur est donné par l'intensité de court-circuit aux bornes du transformateur, en supposant une puissance de court-circuit en amont infinie. ICCT = aux bornes du transformateur = In / Ucc = 20 In = 20 x 909 = 18,2 kA Icc du générateur au niveau de D1 et D2 • puissance nominale apparente du générateur = 400 kVA • intensité nominale du générateur = 400 / U 3 = 400 103 / (400 x 3 ) = 577 A • X"d = tension de court-circuit du générateur = 10 % Le déclenchement a été défini pour s'opérer à 5 In (cf. fig. 1.33). ICCG = aux bornes du générateur = 5 In = 5 x 577 = 2,9 kA Intensité permanente en D1 Cette intensité correspond au courant en entrée d'ASI. La puissance de l'ASI doit être multipliée par 1,2 pour tenir compte du rendement. On utilisera donc une puissance de 120 kVA.

Ientrée = 120 / U 3 = 120 103 / (400 x 3 ) = 173 A Intensité permanente en D2 Cette intensité correspond au courant permanent des charges alimentées via la dérivation, soit 54 kW, avec un facteur de puissance de 0,68 : puissance apparente S = 54 / 0,68 = 67,5 KVA.

Icharge = 67,5 / U 3 = 120 103 / (400 x 3 ) = 97 A Intensité de démarrage de la plus forte charge Les charges doivent être démarrées de manière décalée. Le courant d'appel le plus important correspond au transformateur de 20 kVA, soit In = 28,8 A et 10 In = 288 A - 120 ms. Calcul de l'intensité maximale du commutateur statique Cette intensité correspond au courant de court-circuit au niveau de D3, pratiquement identique à celui de D2.


Câbles (suite)

Paramètres de la sélection Le tableau ci-dessous résume les différentes valeurs calculées. Critère Valeur Intensité de court-circuit du transformateur 19,4 kA Intensité de court-circuit du générateur 2,9 kA Intensité du redresseur (entrée d'ASI) 173 A Intensité de charge permanente en aval de l'ASI 97 A Intensité de démarrage de la plus forte charge 288 A - 120 ms Intensité maximale du commutateur statique 19,4 kA

Caractéristiques de D1 et D2 Caractéristiques D1 D2 Capacité de coupure > 19,4 kA (25 kA) > 19,4 kA (25 kA) Intensité permanente > 173 A (200 A) > 97 A (125 A) Seuil Ir > 173 A (+ 20 %) > 97 A (+ 20 %) Seuil Im > 173 A (+ 20 %) et

< 2,9 kA (- 20 %) > 288 A (+ 20 %) et < 2,9 kA (- 20 %)

Les 20 % représentent ici la tolérance typique des réglages de disjoncteurs. Caractéristiques du disjoncteur D3 le plus puissant

Sources

Disjoncteurs d'arrivée (entrée)

Dérivation statique Impédance négligeable

Disjoncteurs de départ (sortie) Icc en D3 ≈ Icc en D2

Fig. 1.36. Calcul de l'intensité de court-circuit en D3 Fonctionnement avec alimentation de dérivation • Capacité de coupure L'intensité de court-circuit la plus élevée en aval de D3 sera pratiquement celle de D2 car l'on suppose que les départs sont à proximité de l'ASI. Par conséquent, la capacité de coupure de D3 est également de 25 kA. • Le calibre est déterminé par la charge la plus puissante, soit les 4 x 10 kVA du système informatique, avec une intensité permanente de :

Icharge = 40 / U 3 = 40 103 / (400 x 3 ) = 57 A Un dispositif à 60 A est donc choisi. • Paramètres La majorité des charges étant du type distribution, le seuil Ir de D3 doit être inférieur à 97 A / 1,6, soit < 61 A. Le seuil Im doit être inférieur à 1847 / 2, soit < 900 A.


Câbles (suite)

Fonctionnement sans alimentation de dérivation Dans le cas présent, l'ASI en court-circuit limite son courant à 2,33 In pendant 1 seconde. Pour les ASI de Schneider Electric de la gamme Galaxy, les résultats expérimentaux ont permis de déterminer que le calibre maximal de D3 doit être inférieur à 0,5 In pour assurer la sélectivité. Le cas se vérifie ici pour le disjoncteur et les charges du système informatique. 60 A < 0,5 x 144= 72 A

Choix des sections de câbles

Échauffement et chute de tension des câbles La section des câbles dépend : • de l'échauffement admissible ; • de la chute de tension admissible. Chacun de ces deux paramètres conduit, pour une charge donnée, à une section minimale admissible. La plus grande de ces deux valeurs doit être retenue. Lors de la définition du cheminement des câbles, il est essentiel de tenir compte de la distance à respecter entre les circuits de contrôle et les circuits de puissance de façon à éviter l'influence des courants parasites HF. Échauffement L'échauffement admissible dans les câbles est limité par la tenue des isolants. L'échauffement des câbles dépend : • du matériau de l'âme (Cu ou Al) ; • de la méthode d'installation ; • du nombre de câbles contigus. Les normes définissent, pour chaque type de câbles, l'intensité maximale admissible. Chute de tension admissible Valeurs maximales : Les valeurs de chute de tension maximales admissibles sont : • 3 % sur les circuits à courant alternatif à 50 ou 60 Hz • 1 % pour les circuits à courant continu Tableaux de sélection Les tableaux ci-dessous indiquent le pourcentage de chute de tension pour un circuit de 100 m de câble de cuivre. Pour calculer la chute de tension dans un circuit de longueur L, multipliez la valeur du tableau par L/100. Si la chute de tension dépasse 3 % en courant triphasé ou 1 % en courant continu augmentez la section des conducteurs pour respecter ces valeurs. Chute de tension pour une longueur de câble de 100 m • Sph : section des conducteurs • In : intensité nominale des dispositifs de protection du circuit considéré


Câbles (suite)

Circuit triphasé (conducteurs en cuivre) 50-60 Hz - 400 V triphasé, cos ϕ = 0,8, système équilibré triph. + N.

Sph (mm2) 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 In (A) 10 0,9 16 1,2 20 1,6 1,1 25 2,0 1,3 0,9 32 2,6 1,7 1,1 40 3,3 2,1 1,4 1,0 50 4,1 2,6 1,7 1,3 1,0 63 5,1 3,3 2,2 1,6 1,2 0,9 70 5,7 3,7 2,4 1,7 1,3 1,0 0,8 80 6,5 4,2 2,7 2,1 1,5 1,2 0,9 0,7 100 8,2 5,3 3,4 2,6 2,0 2,0 1,1 0,9 0,8 125 6,6 4,3 3,2 2,4 2,4 1,4 1,1 1,0 0,8 160 5,5 4,3 3,2 3,2 1,8 1,5 1,2 1,1 0,9 200 5,3 3,9 3,9 2,2 1,8 1,6 1,3 1,2 0,9 250 4,9 4,9 2,8 2,3 1,9 1,7 1,4 1,2 320 3,5 2,9 2,5 2,1 1,9 1,5 400 4,4 3,6 3,1 2,7 2,3 1,9 500 4,5 3,9 3,4 2,9 2,4 600 4,9 4,2 3,6 3,0 800 5,3 4,4 3,8 1 000 6,5 4,7

Pour un circuit triphasé 230 V, multipliez le résultat par 3 . Pour un circuit monophasé 208/230 V, multipliez le résultat par 2. Circuit à courant continu (conducteurs en cuivre)

Sph (mm2) 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 In (A) 100 5,1 3,6 2,6 1,9 1,3 1,0 0,8 0,7 0,5 0,4 125 4,5 3,2 2,3 1,6 1,3 1,0 0,8 0,6 0,5 160 4,0 2,9 2,2 1,6 1,2 1,1 0,6 0,7 200 3,6 2,7 2,2 1,6 1,3 1,0 0,8 250 3,3 2,7 2,2 1,7 1,3 1,0 320 3,4 2,7 2,1 1,6 1,3 400 3,4 2,8 2,1 1,6 500 3,4 2,6 2,1 600 4,3 3,3 2,7 800 4,2 3,4 1 000 5,3 4,2 1 250 5,3

Cas particulier des conducteurs neutres Dans les réseaux triphasés, les harmoniques de rang 3 (et multiples de 3) des charges monophasées s'additionnent dans le conducteur neutre (somme des intensités aux trois phases). Ce phénomène conduit à adopter la règle : section neutre = section phase x 1,5. Exemple de calcul Considérons un circuit triphasé 400 V de 70 m de long, réalisé avec des conducteurs en cuivre et dont l'intensité nominale est de 600 A. La norme CEI 60364 indique les sections minimales correspondant aux différentes méthodes d'installation et charges. Supposons que cette section minimale soit de 95 mm2. Il faut premièrement vérifier que la chute de tension reste inférieure à 3 %. Le tableau pour les circuits triphasés donne, pour un courant de 600 A circulant dans un câble de 300 mm2, une chute de tension de 3 % tous les 100 m, soit pour 70 m : 3 x 70/100 = 2,1 % (inférieur à la limite de 3 %). Un calcul identique peut être effectué pour un courant continu de 1000 A et un câble de 10 m et de section 240 mm². La chute de tension pour une longueur de câble de 100 m est de 5,3 %, soit pour 10 m : 5,3 x 10/100 = 0,53 % (inférieur à la limite de 1 %).



Câbles (suite)

Exemple d'installation

Fig. 1.37. Raccordement de câbles

Stockage de l'énergie

Technologies de stockage Stockage de l'énergie dans les ASI Les ASI utilisent un système de stockage de l'énergie permettant d'alimenter l'onduleur en cas de coupure ou de dégradation du réseau résultant au non-respect des tolérances spécifiées. L'énergie stockée doit présenter les caractéristiques suivantes : • disponibilité instantanée sous forme électrique, notamment pour s'affranchir des microcoupures, chutes de tensions brèves ou coupures du réseau • puissance suffisante pour alimenter la totalité de la charge, c'est à dire équivalente à la puissance nominale de l'ASI • autonomie de fonctionnement de secours, généralement une dizaine de minutes, adaptée à aux besoins des charges et des autres sources disponibles (ex : groupe électrogène pour un besoin de fonctionnement de secours de longue durée)

Fig. 1.38. Diagramme simplifié d'une ASI avec stockage d'énergie de secours Technologies disponibles Les technologies disponibles à ce jour sont les suivantes : • batteries : plomb, étanches plomb, ventilées nickel-cadmium • supercondensateurs • volants d'inertie : - traditionnels à faible vitesse (1500 tr/mn), associés à des groupes électrogènes - vitesse moyenne (7000 tr/mn) ou élevée (30 000 à 100 000 tr/mn). Comparaison des technologies Les batteries constituent de loin la solution la plus utilisée actuellement. Elles sont la solution prédominante en raison de leur faible coût, de leur efficacité prouvée et de leur capacité de stockage, mais présentent également des inconvénients en ce qui concerne leur taille, leur maintenance et leur impact sur l'environnement. Les supercondensateurs n'offrent pas encore les performances requises. Les volants d'inertie à vitesse élevée constituent une technologie possible en termes de puissance (40 à 500 kW) pour des durées d'autonomie courtes (12 secondes à 1 minute). La figure 1.39 présente les domaines d'applications de ces technologies.

Pour plus d'informations, voir le livre blanc WP 65 : « Comparing Data Center Batteries, Flywheels, and Ultracapacitors ». (Comparaison des batteries, volants d'inertie et supercondensateurs utilisés dans les centres de traitement de données).

Voir WP 65

Fig. 1.39. Caractéristiques de puissance et d'autonomie


Interface homme-machine et

communication

Le tableau ci-dessous évalue les différentes solutions en termes d'adaptabilité aux caractéristiques de stockage d'énergie des ASI statiques.

Critères de comparaison Technologie Batteries au

plomb étanchesBatteries au plomb ventilées

Batteries Ni-Cd Supercondensateurs

Volants d'inertie

Puissance ****

**** **** * ***

Autonomie *** 5 minutes à plusieurs heures

**** 5 minutes à plusieurs heures

* 5 minutes à plusieurs dizaines de minutes

* quelques secondes

** quelques dizaines de secondes

Coût à l'achat **** faible

*** faible à moyen

** élevé

* coût 2 ou 3 fois supérieur aux batteries pour une autonomie de 10 secondes

* coût 8 fois supérieur aux batteries pour une autonomie de 10 secondes

Mise en œuvre / installation / démarrage Nécessité d'un local spécifique

*** non

** oui

* oui

**** non

** oui

Température * * ** **** *** Durée de vie ** ** *** **** *** Encombrement au sol ** ** ** **** *** Maintenance Fréquence d'entretien / durée d'intervention

*** faible

** moyenne

* élevé

**** aucune

* interventions longues

Maturité de la technologie pour les ASI **** **** **** ** *** **** excellent *** bon ** passable * médiocre Volants d'inertie Schneider Electric propose la solution à volant d'inertie sur demande. Cette solution est adaptée à un fonctionnement en complément des batteries pour passer les perturbations de courte durée sans avoir recours à la batterie, ce qui permet de l'économiser. L'utilisation sans batterie est possible mais elle ne procure qu'une autonomie d'une dizaine de secondes. Pour certaines utilisations, cette autonomie peut s'avérer insuffisante pour démarrer un groupe électrogène ou des piles à combustible.

Choix d'une batterie Types de batteries Les batteries les plus utilisées en association avec les ASI sont : • plomb, étanches (également appelées « à recombinaison de gaz ») • plomb, ventilées • nickel-cadmium L'utilisation de batteries lithium-polymère avec les ASI est actuellement à l'étude. Des solutions devraient voir le jour d'ici 2 à 3 ans.

Types de batteries, voir Ch. 5 p. 32 « Stockage de l'énergie - Types de batteries ». Schneider Electric recommande d'utiliser les batteries au plomb étanches avec ses ASI, mais propose cependant un large choix de types de batteries. Le choix de la batterie sera fonction des éléments suivants : • conditions et contraintes d'exploitation (salle spécialisée, cellule batterie, étagères, etc.) • autonomie nécessaire • coût Autonomie Schneider Electric propose: • des autonomies standard de 5, 10, 15, et 30 minutes ; • des autonomies personnalisées (jusqu'à plusieurs heures). Le choix dépend de plusieurs éléments : • durée moyenne des pannes du réseau d'alimentation • éventuelles solutions de secours à long terme (groupe électrogène, etc.) • type d'application



communication

Il est important de retenir les règles générales suivantes : • Systèmes informatiques L'autonomie de la batterie de secours doit permettre de couvrir la durée des procédures de sauvegarde de fichiers et d'arrêt contrôlé du système. C'est en général le service informatique qui détermine l'autonomie en fonction des spécificités de ses besoins. • Processus industriels Lors du calcul de l'autonomie de la batterie de secours, il conviendra de considérer l'incidence financière liée à l'interruption d'un processus en cours et au temps nécessaire au redémarrage de l'installation. • Applications nécessitant de longues autonomies Un groupe électrogène peut suppléer les batteries en cas de coupures prolongées et éviter le besoin d'installations batteries trop importantes. En général, le recours à un groupe électrogène est envisageable au delà de 30 mn à 1 h. Cette association doit être étudiée pour optimiser la puissance du groupe et assurer un fonctionnement correct.

Combinaison avec un groupe électrogène, voir Ch. 5 p. 35 « Groupe électrogène » Durée de vie Schneider Electric propose des durées de vie de 5 à 10 ans ou plus.

Durée de vie de la batterie, voir Ch. 5 p. 33. Comparaison des types de batteries Batteries au plomb étanches (recombinaison de gaz) Ces batteries sont les plus utilisées pour les raisons suivantes : • pas d'entretien ; • mise en œuvre facile, • installation dans tout type de locaux (salles informatiques, locaux techniques non aménagés, etc.). Batteries ventilées Ce type de batteries (plomb ou Ni-Cd) offre les avantages suivants : • durée de vie prolongée ; • autonomie longue ; • puissance nominale élevée. Elles doivent être installées dans des locaux aménagés répondant à une réglementation précise (voir ch. 1 p. 51 « Tâches préliminaires ») et nécessitent une maintenance adaptée. Les ASI Schneider Electric comportent des systèmes avancés de surveillance des batteries. Surveillance des batteries Surveillance des batteries sur les ASI Galaxy DigiBatTM Le système de surveillance des batteries DigiBatTM est un ensemble matériel/logiciel installé en tant que composant standard sur les ASI de la gamme Galaxy de Schneider Electric. Il offre les possibilités suivantes : • saisie automatique des paramètres de la batterie ; • durée de vie de la batterie optimisée ; • protection contre les décharges excessives ; • régulation de la tension de charge de la batterie en fonction de la température ; • limitation du courant dans la batterie ; • évaluation permanente de l'autonomie réelle disponible en tenant compte de l'âge de la batterie, de la température et du pourcentage de charge ; • prévision de la durée de vie de la batterie ; • tests automatiques périodiques de la batterie : contrôle du circuit de la batterie, batterie en circuit ouvert, test de décharge partielle, etc.

DigiBat, voir ch. 5 p. 34 « Gestion de la batterie ».



communication

Dispositif de contrôle de l'environnement Les conditions de fonctionnement de la batterie, en particulier la température, en affectent la durée de vie. Le dispositif de contrôle de l'environnement, facile à installer et compatible avec une carte de gestion de réseau (SNMP/Web), permet un suivi des conditions de température et d'humidité, ainsi que de l'état de deux contacts par SNMP ou via le Web. Il permet également d'arrêter les équipements si nécessaire.

Détection et prévention des défaillances de batterie pour les ASI Galaxy Malgré les avantages qu'apportent l'utilisation des batteries au plomb étanches, toutes sont amenées à tomber en panne en raison de leur vieillissement. Sans un suivi rigoureux, il est impossible de connaître l'état de fonctionnement et la capacité de la batterie. Les techniques de contrôle de batterie ont un impact majeur sur leur fiabilité et peuvent être utilisées pour définir une stratégie de remplacement optimale et assurer une meilleure protection. Schneider Electric propose des systèmes de contrôle de batterie élément par élément, équipés de fonctions logicielles et de communication. Ces systèmes peuvent être mis en œuvre par l'utilisateur ou intégrés à l'offre d'entretien à distance. Dispositif de contrôle de batterie B2000 Le système B2000 permet un contrôle général continu des paramètres principaux de la batterie. Ceux-ci incluent la tension, l'intensité, la température et les éventuelles dérives détectées au cours des cycles de charge et de décharge. Une alarme est intégrée au système pour avertir l'utilisateur en cas de dépassement des niveaux de tolérance. Un enregistrement automatique des cycles de décharge, prévus ou non, est également disponible pour analyse. Le système de contrôle permet de détecter les problèmes éventuels avant que la batterie ne tombe en panne, et ainsi d'optimiser l'alimentation en énergie de l'ASI. Dispositif de contrôle de batterie Cellwatch Un entretien général de la batterie peut s'avérer insuffisant pour assurer en permanence un fonctionnement correct, qui peut s'avérer crucial lors des opérations pour lesquelles la moindre erreur est fatale. Il se peut qu'un élément tombe en panne entre deux tests périodiques (généralement tous les trois mois). Un élément de batterie au plomb étanche régulé par une vanne peut tomber en panne quelques jours après un test périodique. Ceci est causé par les réactions chimiques qui ont lieu dans l'élément après les cycles de charge et de décharge. Ces cycles se produisent même lorsque le système de protection n'est pas en fonctionnement. En outre, la corrosion peut affecter le système de connexion de la batterie dans son entier, à l'intérieur comme à l'extérieur de l'élément. C'est pourquoi un simple contrôle de tension est insuffisant. Des recherches ont montré que la résistance interne ou l'impédance de l'élément sont des indicateurs fiables de son état, en ce qu'elles indiquent à la fois les problèmes physique et de détérioration. Le système Cellwatch utilise cette technique basée sur le contrôle de l'impédance pour surveiller chaque élément. Le suivi de la durée de vie ainsi fourni est fiable et couvre chaque élément. Système de gestion de batterie Schneider Electric pour les ASI SymmetraTM Le système de gestion de batterie de Schneider Electric proposé pour les ASI de la gamme Symmetra de Schneider Electric assure le chargement optimal et la disponibilité des batteries. Ce système, montable sur étagère (1U), est accessible via un navigateur Web. Il combine la surveillance et les tests des batteries et des systèmes de charge rapide pour un fonctionnement optimal de la batterie. Son intégration dans le système de gestion de configuration ou son utilisation par l'intermédiaire d'un navigateur Web fournit un aperçu des l'état des batteries. Grâce à ce système, il est également possible de résoudre les problèmes de batteries avant que leur disponibilité n'en soit affectée.




communication

Caractéristiques générales L'interface homme-machine de l'ASI doit être intuitive et facilement accessible dans la langue de l'utilisateur. Elle est généralement composée d'un panneau schématique, d'un panneau d'état, d'un panneau de contrôle et d'un écran alphanumérique. Un menu de personnalisation protégé par mot de passe peut être utilisé pour l'intégration de paramètres d'installation, ainsi que l'accès à des informations détaillées. Exemple L'IHM propose typiquement les options répertoriées ci-dessous. Boutons marche/arrêt • à retardement, afin d'éviter les erreurs de manipulation ; • option de bornier d'arrêt d'urgence ; • séparation physique du reste de l'interface. Voyants d'état, permettant d'identifier clairement : • le fonctionnement normal (charge protégée) ; • le fonctionnement en mode inférieur (dysfonctionnement) ; • toute situation dangereuse pour la charge (charge non protégée) ; • le fonctionnement sur batterie. Alarmes • alarme sonore et bouton de réinitialisation ; • avertissement d'arrêt de la batterie ; • alarme générale ; • défaut de batterie. Un écran, fournissant : • un accès aux mesures : - de courant d'entrée (tension, intensité, fréquence), - de la batterie (tension, intensités de charge et de décharge, autonomie restante, température), - de sortie de l'onduleur (tension entre phase et neutre, intensité, fréquence, puissances active et apparente, facteur de crête) ; • un accès aux journaux d'historique : - journal contenant les événements horodatés, - courbes et histogrammes des valeurs mesurées. Matériel de protection communiquant requis pour une haute disponibilité des applications critiques L'ASI, essentielle aux équipements d'applications critiques, doit inclure des fonctions de communication permettant de maintenir les opérateurs informés en permanence et où qu'ils se trouvent de tout risque compromettant la sécurité du système, afin que les mesures nécessaires soient prises immédiatement. Pour assurer la disponibilité de l'alimentation, les fonctions de communication d'ASI fournissent les fonctions essentielles suivantes :

supervision / surveillance logicielle de toutes les ASI installées ; notification par le réseau et par Internet ; arrêt contrôlé (local ou à distance, automatique ou manuel) des applications

protégées ; offre d'entretien à distance par modem et ligne téléphonique vers un centre de

support.

Communication

Interface homme-machine (IHM)


communication (suite)

Solutions Schneider Electric Cartes de communication • Carte de gestion réseau (Ethernet) : - surveillance Web ; - notification par courrier électronique ; - interruptions et MIB SNMP ; - protection de serveur à l'aide de Network Shutdown Module ; - supervision à l'aide d'Enterprise Power Manager ou ISX Central ; - contrôle de l'environnement (T°, %H, entrées). • Cartes Modbus et Jbus (RS232 et RS485) : - surveillance. • Carte pour entretien à distance (modem) : - alertes ; - surveillance ; - diagnostics ; - rapports. • Carte Relay Card (contacts) : - indications. Logiciel de gestion • Enterprise Power Manager & ISX Central (logiciel et serveur) Solutions logicielles de gestion par réseau IP de toutes les ASI installées, compatibles Web et accessible depuis tout navigateur Web. • Kits d'intégration NMS (Network Management System) Intégration à des systèmes NMS tels que HP OpenView, IBM Tivoli, CA Unicenter, etc. • Network Shutdown Module - module logiciel d'arrêt sécurisé du système

Fig. 1.40. Cartes de communication associées à un logiciel de supervision, proposant de nombreuses fonctions


Tâches préliminaires

Points à étudier concernant l'installation

Les éléments devant être impérativement pris en compte pour l'installation d'une ASI sont les suivants : • Prévisions de modification de site, ou toute tâche préliminaire (en particulier pour les locaux batterie), en prenant en compte : - les dimensions de l'équipement, - les conditions d'utilisation et d'entretien (accessibilité, dégagements, etc.), - les conditions de températures à respecter, - la sécurité, - les normes et réglementations applicables ; • ventilation et régulation de température des locaux ; • création d'un local batterie. Dimensions La disposition des boîtiers et armoires d'ASI doit être basée sur des plans précisément établis. Les caractéristiques physiques des ASI Schneider Electric à utiliser pour la préparation des plans sont indiquées au chapitre 4. Elles fournissent, pour chaque gamme, les informations suivantes : • dimensions et poids : - des armoires d'ASI et de dérivation centralisée, - des armoires de batterie, - des autres armoires auxiliaires (autotransformateurs, transformateurs, filtres, etc.) ; • espace de dégagement minimal nécessaire pour les boîtiers et armoires pour assurer une ventilation optimale et un accès suffisant. Ventilation, climatisation Conditions de ventilation L'intervalle de température de fonctionnement des ASI (entre 0 et 40 °C pour les ASI de Schneider Electric) est censé être suffisamment important pour permettre un fonctionnement sans nécessité de modification dans la plupart des conditions. Cependant, les ASI et leurs équipements auxiliaires produisent des pertes de chaleur qui peuvent, si aucune action n'est entreprise et que la ventilation est insuffisante, accroître la température du local. Or, la durée de vie d'une batterie dépend en grande partie de la température ambiante. La durée de vie est optimale pour des températures entre 15 et 25 °C. Ce facteur doit être pris en considération si la batterie est installée dans le même local que l'ASI. Dans le cas où l'ASI est installée dans le même local que l'équipement informatique, il est important de noter que celui-ci présente également des conditions de température de fonctionnement plus restreintes que celles de l'ASI. Sélection d'un type de ventilation Pour toutes les raisons évoquées ci-dessus, un minimum de ventilation est toujours nécessaire, accompagné, le cas échéant, par un système de climatisation pour éviter tout accroissement excessif de la température causé par les pertes de chaleur de l'ASI. La ventilation peut être réalisée par : • convection naturelle ; • échange forcé par un système de ventilation ; • installation d'un système de climatisation. Le choix dépend de plusieurs éléments : • pertes de chaleurs à évacuer ; • taille du local. Les caractéristiques thermiques des ASI de Schneider Electric sont indiquées au chapitre 4 et peuvent servir de base à toute évaluation des besoins en ventilation. Elles fournissent, pour chaque gamme, les informations suivantes : • pertes de chaleur des cellules et filtres installés ; • volume d'air déplacé par un système de ventilation.

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Indice de protection (IP) et niveau sonore Indice de protection Les ASI doivent fonctionner dans un environnement compatible avec leur indice de protection (IP 20 pour les ASI de Schneider Electric), défini par la norme CEI 60529/EN 60529. La présence de poussière, d'eau et de substances corrosives doit être évitée. Niveau sonore Le niveau sonore produit par les ASI doit être faible et adapté aux locaux dans lesquels elles sont installées. La mesure du niveau sonore indiqué par le fabricant doit avoir été effectuée conformément à la norme ISO 3746 (acoustique).

Local batterie En cas de besoin et de possibilité, il est recommandé d'installer les batteries en

armoire. Les dimensions des armoires sont indiquées pour chaque gamme d'ASI, en fonction de leur puissance nominale. Cependant, pour les ASI de forte puissance, les batteries sont généralement installées dans un local particulier (local électrique). Les batteries doivent être installées en conformité avec les réglementations locales et internationales, ainsi qu'avec la norme CEI 60364. Méthode d'installation des batteries Les critères qui déterminent la méthode d'installation d'une batterie sont : • la surface au sol disponible ; • la charge maximale que le sol peut supporter (kg/m2) ; • la facilité d'accès et d'entretien. Les trois méthodes utilisées sont les suivantes : Installation au sol Cette méthode est la plus simple. Un local batterie spacieux est toutefois requis en raison de : • l'importante surface au sol occupée par la batterie ; • l'équipement d'isolement au sol, obligatoire pour les tensions supérieures à 150 V. Installation sur étagères Les différents éléments de batterie peuvent être installés sur plusieurs niveaux, au-dessus du sol. Lors de la détermination de la hauteur à prévoir entre chaque étagère, il est important de prendre en compte l'espace nécessaire au contrôle du niveau d'énergie de la batterie et à la recharge de la batterie. Il est recommandé de laisser un espace d'au moins 450 mm. Installation en gradin Cette méthode d'installation est similaire à la précédente. Elle constitue la méthode la plus pratique en ce qui concerne la vérification du niveau d'énergie de la batterie. Caractéristiques d'un local batterie Quelle que soit la méthode d'installation choisie, elle doit respecter les conditions suivantes (les numéros se réfèrent aux éléments indiqués à la figure 1.41). Sol et murs (1) • Le sol doit présenter une inclinaison en direction d'un réservoir. • Le sol et les murs (jusqu'à 0,5 mètres de hauteur) doivent être enduits d'une couche de protection contre les produits acides. Cette couche de protection sera par exemple constituée de bitume pour les batteries au plomb, et de PVC ou de peinture au chlore pour les batteries alcalines.

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Ventilation (2) • Calcul du débit de ventilation Le volume d'air à évacuer dépend du courant de charge maximal et du type de batterie. Dans les installations comprenant plusieurs batteries, la quantité totale d'air à ventiler correspond à la somme des quantités correspondant à chaque batterie. - batteries ventilées : d = 0,05 x N x Im, où d = débit en mètres cubes par heure N = nombre de cellules de batterie Im = intensité de charge maximale (en A) - batteries étanches : Les conditions de ventilations normales d'un local d'utilisation générale sont suffisantes. • Sécurité La charge de la batterie doit être automatiquement interrompue en cas de défaillance du système de ventilation. • Position L'air doit être évacué par le haut du local de la batterie. Disposition des éléments (3) Les éléments doivent être disposés de manière à interdire le contact simultané avec deux éléments conducteurs présentant une tension supérieure ou égale à 150 V. Si ces conditions ne peuvent pas être respectées, des écrans de protection doivent être installés et les raccordements doivent être effectués au moyen de câbles isolés. Revêtement au sol (4) Si la tension est supérieure à 150 V, un revêtement au sol adapté est nécessaire. Il doit offrir une surface sure pour le déplacement, doit isoler la batterie du sol, et doit présenter un périmètre praticable d'au moins un mètre de large autour de la batterie. Câbles de raccordement de la batterie (5) Les câbles doivent être aussi courts que possible. Disjoncteur de protection de la batterie (6) Le disjoncteur est généralement installé dans un boîtier fixé à un mur. Équipement de protection incendie (7) Des extincteurs à poudre, à CO2 et sable peuvent être utilisés. Équipement de sécurité (8) L'équipement de sécurité inclut des lunettes de protection, des gants et un point d'eau. Équipement de contrôle (9) • hydromètre ; • dispositif de remplissage ; • thermomètre. Capteurs (10) • détecteur d'hydrogène ; • capteur de température.

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Fig. 1.41. Disposition du local batterie

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