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19-Réseaux HTA – Transformateurs HTA/BTA – Gestion de l’énergie

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Chapitre 19 :

S1.1 : Réseaux HTA.

S1.2 : Transformateurs HTA / BTA.

S1.5 : Gestion de l’énergie.

SOMMAIRE S1.1 : RESEAUX HTA 1-Quelques rappels 3 1-1-Domaines de tension 3 1-2-Constitution du réseau national 3 1-3-Intérêt d’utiliser la HT 6 1-4-Production de l’énergie électrique 6 2-Types de réseaux HTA 7 3-Postes HTA / BT 8 Comptage BT dans un poste HTA/BT 9 Comptage BT dans un poste HTA/BT 10 4-protection des postes HTA/BT 11 5-Cellules HTA 14 5-1-Choix des cellules HTA 15 Cellules « raccordement au réseau » 18 Cellules « protection par inter fusibles » 19 Cellules « protection par disjoncteur » 20 Cellules « comptage MT » 21 Cellules « comptage MT » 22 Cellules « autres fonctions » 23 Fusibles protection transformateurs 24 5-2-Exemples de choix de cellules HTA 25 Travail personnel sur le choix des cellules 26 Autocorrection du choix des cellules 30 S1.2 : TRANSFORMATEURS HTA / BTA 6-Transformateurs HTA / BTA 34 6-1-Désignation des transformateurs 35 6-2-Protection des transformateurs 36 6-3-Couplage des transformateurs en parallèles 39 6-4-Choix des transformateurs 39 Travail personnel sur le choix des transformateurs 42 Autocorrection du choix des transformateurs 44


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S1.5 : GESTION DE L’ENERGIE 7-Tarifs EDF 45 8-Le facteur de puissance 49 8-1-Qu’est ce que le facteur de puissance ? 49 8-2-pourquoi est ce nécessaire d’avoir un bon facteur de puissance ? 50 8-3-Comment améliorer le facteur de puissance ? 51 8-3-1-Compensation par le calcul 51 8-3-2-Compensation par le tableau 52 8-3-3-Compensation par l’abaque 53 8-4-Où Compenser ? 54 8-5-Conclusions 55 Travail Personnel sur la compensation 55 Autocorrection de la compensation 57 9-Sources de remplacement 59 Bibliographie : Guide de distribution de l’installation électrique Schneider Electric édition 2003. Catalogue Schneider distribution électrique Merlin Gerin 2002/2003. Norme NF C 15-100 «installations électriques à basse tension » édition 2002. Cahiers techniques Merlin Gerin. Catalogue 2003 Cellules SM6 Merlin Gérin.


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1-Quelques Rappels : 1-1-Domaines de tension :

Domaines de tension Courant alternatif Courant continu Très Basse Tension U ≤ 50 V U ≤ 120 V

BTA 50 < U ≤ 500 V 120 V < U ≤ 750 V Basse Tension BTB 500 < U ≤ 1000 V 750 V < U ≤ 1500 V

HTA 1000 < U ≤ 50 000 V 1500 V < U ≤ 75 000 V Haute Tension HTB U > 50 000 V U > 75 000 V

1-2-Constitution du réseau national : Le réseau national (même Européen) est constitué de nombreuses centrales interconnectées entre elles pour assurer une bonne continuité de service et une grande stabilité de réseau. Ces centrales produisent en général du 20 kV qui est immédiatement élevé en 400 kV pour le réseau d’interconnexion. A partir de ce réseau étendu en France et à nos voisins Européens on abaisse la tension, par palier, pour alimenter des clients en 220kV, 90kV, 63kV, 20kV ou 230/400V

Centrale de Production

Centrale de Production

Centrale de Production Réseau régional

220 kV

Réseau 63 kV ou 90 kV

Réseau National (même Européen) d’interconnexion

400 kV

Réseau local 20 kV

Réseau local BT 230 / 400V

Clients

Clients

Clients

Clients

Clients


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Centrale hydraulique Transformateur 20 KV / 400 kV

Centrale thermique Transformateur 20 KV / 400 kV

Centrale nucléaire Transformateur 20 KV / 400 kV

Transformateur 400 kV / 220 kV



Transformateur 20 kV / 400V – 230V

POSTE SOURCE

Livraison 400 kV : SNCF, mines, sidérurgies,…

Livraison 220 kV : Grosses entreprises,…

Livraison BT : PME, PMI, artisans, Habitations,…

Livraison 63 kV : Entreprises tailles moyennes,…

POSTE D’INTERCONNEXION

Livraison 20 kV : PME, PMI,…

NOTA :

Les dispositifs de protection

ne sont pas représentés.


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Alternateur de centrale : 15 ou 20 kV. De 900 à 1450 MW.

Transformateur : 20 kV / 400 kV.

Réseau d’interconnexion maillé : Liaison vers l’étranger.

Réseau régional : 220, 90 ou 63 kV.

Réseau local : Poste source Sortie en 20 kV.

Poste de quartier : 20 kV / 400 – 230V.

Clients : 400 kV

220 kV

63 ou 90kV

20 kV

230 / 400V

∼∼∼∼ ∼∼∼∼


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1-3-Intérêt d’utiliser la Haute Tension : l’avantage d’utiliser la Haute Tension est d’abaisser le courant en ligne et donc : • diminuer les pertes par effet Joule. • diminuer la section des conducteurs. Prenons l’exemple d’un alternateur de centrale nucléaire de 1300 MW :

En 20 kV : En 400 kV : En 400V :

I = S / U x √3 = 1 300 000 000 / 20 000 x √3

=37 528 A

on ne tient pas compte du facteur de puissance

I = S / U x √3

= 1 300 000 000 / 400 000 x √3 = 1876 A


I = S / U x √3

= 1 300 000 000 / 400 x √3 =1 876 000 A


Intensité très élevée : On comprend la nécessité d élever

rapidement la tension

Intensité normale : D’où l’intérêt de la HT.

Intensité trop élevée : Situation impossible, pas de

matériel adapté. On comprend rapidement au vu de ces chiffres l’intérêt de la haute tension sur le réseau national mais aussi pour certaines grosses entreprises ou pour des réseaux étendus. Face à cet avantage incontestable au niveau de l’intensité, la Haute Tension pose des problèmes au niveau de l’isolation que ce soit pour le matériel ou pour les personnes. On développera donc du matériel spécifique : les cellules HT (voir pages suivantes) 1-4-Production de l’énergie électrique : La production de l’électricité est assurée par des centrales : • Centrales hydrauliques : on utilise des chutes d’eau, plus ou moins haute (basse chute, moyenne chute, haute

chute) pour faire tourner des turbines. Chaque turbine entraîne un alternateur qui produit une tension en général de l’ordre de 20 kV.

• Centrales thermiques : on chauffe de l’eau avec un combustible (fuel, gaz ou charbon). Cette eau chauffée

produit de la vapeur d’eau sous pression qui est à son tour dirigée vers des turbines. Chaque turbine entraîne un alternateur qui produit une tension en général de l’ordre de 20 kV.

• Centrales nucléaires : on utilise la réaction de fission nucléaire pour chauffer un caloporteur qui va chauffer

de l’eau. Cette eau chauffée produit de la vapeur d’eau sous pression qui est à son tour dirigée vers des turbines. Chaque turbine entraîne un alternateur qui produit une tension en général de l’ordre de 20 kV. Actuellement la majorité de l’électricité produite en France est d’origine nucléaire.

D’autres centrales de production sont utilisés de façon plus marginale dans notre pays : • Energie éolienne : on utilise l’énergie du vent pour faire tourner des turbines. • Energie solaire : on utilise des cellules photovoltaïques pour transformer la lumière (photons) en tension. En 2001 l’énergie électrique, en France, a été produite à : • 75,8% à partir du nucléaire. • 13,9% à partir de l’hydraulique. • 6,2% à partir du charbon. • 2% à partir du pétrole. • 1,4% à partir du gaz. • 0,7% à partir du solaire ou de l’éolien. Source : ministère de l’économie, des finances et de l’industrie.


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2-Types de réseaux HTA : il existe 3 types de réseaux HTA (alimentation des postes sources* ou des clients en HTA) : * : poste EDF en 63kV ou 90kV alimentant les postes 20kV / 400-230V de votre quartier). Alimentation en antenne ou simple dérivation : Chaque poste HTA / BT est alimenté à partir d’un poste source par un seul câble. C’est le système le moins efficace, pour la continuité de service. Il est utilisé en réseau rural et tend à être remplacé par les réseaux en coupure d’artère près des villes. En cas de défaut, cela provoque la coupure de tous les abonnés BT.

Alimentation en boucle ou coupure d’artère : Chaque poste HTA / BT est alimenté à partir d’un poste source par une boucle ouverte en un point (dit point de coupure). Tous les appareils de coupure sont fermés sauf un. C’est un système efficace, pour la continuité de service. Il est utilisé dans les villes, en souterrain en général. En cas de défaut, on isole le défaut compris entre 2 postes et on alimente par les 2 extrémités de la boucle. Seul un problème sur le poste source est pénalisant.

Alimentation en double dérivation : Chaque poste HTA / BT est alimenté à partir de 2 postes source par 2 câbles distincts. On trouve des interrupteurs sectionneurs à verrouillage à l’entrée de chaque poste HTA / BT (alimentation par 1 ou l’autre) C’est un système efficace, pour la continuité de service. Il est utilisé en région parisienne et dans les grandes villes mais coûte très cher. En cas de défaut, sur un poste ou un câble on passe automatiquement sur l’autre source


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3-Postes HTA / BT: Comme on l’a vu, précédemment, l’utilisation de la haute tension nécessite de créer des postes HTA dans lesquels: • sont raccordées les arrivées HT. • sont raccordées les sorties en BT le plus souvent ou HT dans quelques cas. Ces postes se décomposent en 3 parties: • Les cellules d’arrivée qui dépendent de la nature de l’alimentation (antenne, boucle ou double dérivation). • Les cellules de comptage, dans le cas de comptage en HT (voir choix des cellules). • Les cellules protection transformateurs (voir choix des cellules). • Les cellules de départ ou cellules particulières (contacteur, commande de condensateurs,…)

Vous trouvez dans les 2 pages suivantes: • La structure de ces postes (comptage BT ou HT) avec les 3 arrivées possibles. • Les normes applicables à ces postes. • Les possibilités d’accés des différents acteurs dans le cas d’un poste privé.


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Réseau public Raccordement au réseau

Protection HTA Transformateur HT / BT

Comptage BT Sectionnement général BT

Distribution et protection BT

NF C 13-100 NORMES: NF C 15-100

Antenne ou simple dérivation:

Double dérivation:

Boucle ou coupure d’artère:

POSSIBILITES D’ACCES: Usager Usager Vérificateur Consuel Distributeur d’énergie

1 seul transformateur

I HT ≤ 45A

COMPTAGE EN BT


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Réseau public Raccordement au réseau

Protection HTA Comptage en HTA

Distribution et protections des départs HTA

Distribution et protection BT

NORMES: NF C 13-100 NF C 13-200 NF C 15-100 Antenne ou simple dérivation:

Double dérivation:

Boucle ou coupure d’artère:

POSSIBILITES D’ACCES: Usager Vérificateur Consuel Distributeur d’énergie

1 seul transformateur

I HT ≥ 45A

COMPTAGE EN HTA


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4-Protection des postes HTA / BT : La norme NF C 13-100 impose : • Protections contre les chocs électriques et protections contre les surtensions. • Protection électriques. • Protection contre les effets thermiques et autres effets nocifs. • Verrouillages et asservissements. La protection contre les contacts électrique impose : • Une protection contre les contacts directs (mise hors de portée des personnes par éloignement ou au moyen

d’obstacles, câbles isolés, bornes BT et du disjoncteur protégés). • Une protection contre les contacts indirects (liaison équipotentielle entre toutes les masses du poste et tous

les éléments conducteurs du sol, y compris le sol. L’installation ne doit pas pouvoir propager des potentiels dangereux). (Voir schémas et valeur des prises de terre page suivante).

La protection contre les surtensions doit être réalisée par des parafoudres HTA à résistance variable, reliés aux circuits de terre des masses du poste, si le poste est alimenté par un réseau comprenant des parties aériennes près de celui-ci. La protection électrique consiste à assurer : • La protection contre les surcharges. • La protection des transformateurs. • La protection contre les courts-circuits entre phase (soit par disjoncteur, soit par fusibles). • La protection contre défaut à la terre. Pour plus de détails consulter le paragraphe »protection des transformateurs ». La protection contre les effets thermiques et autres effets nocifs impose de respecter des règles d’installation : • Transformateur secs obligatoires dans les Immeubles de Grandes Hauteurs. • Transformateurs immergés interdits dans les IGH et autorisés ailleurs après avoir consulté les normes selon

les diélectriques utilisés……(rappelez vous des transformateurs au pyralène).


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Les verrouillages et asservissements consistent à obliger, par un jeu de clefs, à réaliser des manœuvres dans les postes selon une procédure préétabli et ceci en toute sécurité.


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Schémas et valeur des prises de terre :

Schémas de raccordement des masses :

Résistance maximale de la prise de terre des masses du poste :

TNR : TN côté BT. Toutes les masses sont reliées à la terre et entre elles.

ITR : IT côté BT. Toutes les masses sont reliées à la terre et entre elles.

Aucune valeur n’est prescrite dans la mesure où les installation alimentées par le poste se trouvent dans la zone d’équipotentialité. Si des masses sont situées hors de cette zone, la résistance globale de la prise de terre ne doit pas dépasser 1Ω.

IE (A) Rn(ΩΩΩΩ)

TTN : TT côté BT. La masse du poste est relié à la masse du neutre.

40 26

300 3

1000 1

ITN : IT côté BT. La masse du poste est relié à la masse du neutre.

Rp(ΩΩΩΩ)

TTS : TT côté BT. Les prises de terre sont séparées.

IE (A)

Utp = 2 kV

Utp = 4kV

Utp = 10 kV

40 30* 30* 30*

300 5 12 30*

1000 1 3 10

ITS : IT côté BT. Les prises de terre sont séparées.

IE : Intensité maximale du courant de premier défaut monophasé à la terre du réseau HT alimentant le poste. * la résistance de la prise de terre est volontairement limité à 30Ω.

HT BT

Rn

PE ou PEN

Rn

HT BT

HT BT

Rn Ra

HT BT

Rn Ra

HT BT

Rn Rp Ra

HT BT

Rn Rp Ra


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5-Cellules HTA : On retrouve en HTA le même appareillage de sectionnement, de commande ou de protection, qu’en BT mais compte tenu de sa taille, due à la tension plus élevé, il porte le nom de cellules : Ces cellules fonctionnent actuellement pour la plupart au SF6 (Hexafluorure de soufre) qui a une très grande rigidité diélectrique (10 à 15 fois plus que celle de l’air). On trouve donc : • Des sectionneurs : Ils servent à isoler, n’ont pas de pouvoir de coupure (le sectionneur de terre peut avoir un pouvoir de fermeture). Ils assurent une coupure omnipolaire (tous les pôles en même temps) et ont une coupure visible (pôles visibles) ou pleinement apparente (indicateurs). • Des interrupteurs : Ce sont des appareils de commande à faible cadence de manœuvre et possédant un pouvoir de coupure. • Des interrupteurs sectionneurs : Ce sont des appareils qui combinent les 2 appareils précédents : Ils servent donc à isoler et à commander. Ils possèdent le pouvoir de coupure de l’interrupteur et la coupure visible ou pleinement apparente du sectionneur. • Des contacteurs : Ce sont des appareils de commande à forte cadence de manœuvre. Ils sont utilisés comme en BT pour la commande de moteurs, de condensateurs,…. • Des disjoncteurs : Ils protégent l’installation contre les courts-circuits et les surcharges. Ils sont parfois automatisés et possèdent un cycle de manœuvre. Exemple d’un cycle utilisé par EDF sur réseau aérien : Cycle RR + 1 RL (1 rapide + 1 lent) : O1 RR O2 RL O3 Défaut 0,3 s 0,4 s 15 à 30 s 0,4 s Défaut permanent A l’ apparition du défaut on provoque l’ouverture O1 du disjoncteur. 300 ms après on effectue un réenclenchement rapide RR de 0,4 s. Si le défaut persiste cela provoque l’ouverture du disjoncteur O2 puis 30 secondes plus tard on effectue un réenclenchement lent RL de 0,4 s. Si le défaut persiste cela provoque l’ouverture du disjoncteur O3 et là, il faudra intervenir car le défaut est permanent. Cette méthode, utilisée sur les réseaux aériens, permet d’éliminer les défauts fugitifs (chute d’une branche sur une ligne HTA, par exemple) sans intervenir sur place (80% des pannes). Cette technique est interdite pour les réseaux enterrés car les défauts sont rarement fugitifs : ils sont dues au vieillissement des isolants, à la mauvaise isolation des boites à câbles ou à des agressions par des engins de travaux publics. • Des fusibles : Ils protégent l’installation contre les courts-circuits. C’est le seul moyen en HTA de limiter le courant de court-circuit. Sur défaut, en triphasé, il faut changer les 3 fusibles.


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5-1-Choix des cellules : Selon la norme C 13-100 le choix des cellules HT dépend de l’intensité de court-circuit qui est liée à la puissance de court-circuit équivalente en MVA : Extrait d’un ancien catalogue Merlin Gérin : Tension nominale ou assignée (kV)

7,2 12 17,5 24

Tension de service (kV)

3 3,3 4,16 5 5,5 6 6,6 10 11 13,8 15 20 22

Tenue diélectrique :

50Hz – 1mn (kV eff)

20 28 38 50

1,2 / 50µs (kV crête)

60 75 95 125

Puissance de court-circuit équivalente en MVA 12 12,5 31,5 65 70 90 110 120 130 145 215 240 300 325 435 475 14 14,5 36,5 75 85 105 125 135 150 165 250 275 345 375 500 550 16 16 40 85 90 115 140 150 165 185 280 305 385 415 555 610 20 20 50 110 120 150 180 200 220 240 365 400 500 545 25 25 62,5 135 250 190 230 250 275 300 455 500 30 31,5 79 165 180 230 275 300 330 360

SE

RIE

Ten

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Si on cherche une cellule d’arrivée type IM en 20kV et une puissance de court-circuit de 450 MVA on prendra : 1 cellule IM série 14 ou IM 400 – 24 – 14,5 : IM : type de cellule (cellule interrupteur). 400 : Courant assigné (400A). 24 : tension assignée (24 kV pour une tension de service de 20 kV). 14,5 : courant de courte durée admissible 14,5 kA eff 1s.


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3 questions se posent pour choisir les cellules d’un poste HTA/BT : • Nature des cellules d’arrivée (simple dérivation, double dérivation ou boucle). • Nature du comptage (comptage en BT ou en HTA). • Nature des départs (protection transformateurs, boucle, …). A ces 3 questions peuvent se poser les problèmes de raccordement d’un groupe de secours (groupes électrogènes). Choix des cellules d’arrivée :

Arrivée en antenne ou simple dérivation :

Arrivée en boucle ou coupure d’artère :

Arrivée en double dérivation :

• 1 cellule interrupteur. Par exemple 1 x IM en VM6 de chez Schneider.

• 2 cellules interrupteur. Par exemple 2 x IM en VM6 de chez Schneider.

• 1 cellule double interrupteur avec verrouillage.

Par exemple 2 x IM avec verrouillage A4 en VM6 de chez Schneider.

Choix du comptage : On privilégie le comptage BT qui est moins coûteux en équipement mais il faut respecter les contraintes ci-dessous :

Comptage BT : Comptage HTA : • Si un seul transformateur.

ET • In au secondaire du

transformateur < 2000 A (puissance maximum 1250 kVA et I au primaire de l’ordre de 45 A en 20 kV).

• Si un seul transformateur ET

• Transformateur de puissance supérieure à 1250 kVA.

• Si plusieurs transformateurs.

Le courant assigné de l’équipement HTA sera au plus égal à 400A. Choix des cellules de départ : La nouvelle NF C13-100 impose une coupure des 3 phases (protection contre la marche monophasée) dès qu’un fusible HT fond (absence d’une seule phase) d’où l’utilisation généralisée de cellules QM (le percuteur du fusible HT va faire ouvrir l’interrupteur sectionneur de la cellule et donc couper l’alimentation). Par contre EDF considère que si un fusible fond on peut continuer à alimenter certains clients (utilisation de cellules PM).


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Organigramme du choix des cellules de départ :

Transformateur A diélectrique liquide

OUI

In ≥ 45 A

Marche triphasée obligatoire

Distance cellules – transformateur ≥ 100m

Protection par relais indirect

DGPT

• Disjoncteur obligatoire (DM 12)

DEBUT

• Inter- fusibles combinés (QM)

• Inter – fusibles combinés QM avec relais homopolaire

• Disjoncteur avec maxi de I et homopolaire (DM).

Protection défaut terre obligatoire

Protection défaut terre obligatoire

NON

OUI

OUI

OUI

OUI

NON

NON

NON

NON


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5-2- Exemples de choix de cellules HTA: 1- 1seul transformateur 400 kVA 20kV / 400V, isolé dans l’huile, placé dans un poste externe, alimenté par une boucle 20kV - Puissance de court-circuit 450 MVA - Pas de protection contre la marche en monophasée - Cellule prés du transformateur – Pas de protection par relais indirect.

Choix des cellules et des fusibles (NF C13-100)* Choix de la série : Série 14

Calcul de l’intensité : I = S / U x √3 = 400 / 20 x √3 = 11,5A

Choix des fusibles : 3 + 3 Fusibles soléfuse 43A

Cellules d’arrivée : 2 cellules IM 400 – 24 –14,5

Comptage BT ou HT : Comptage BT

Cellules de départ ou protection transformateur:

1 cellule QM 400 – 24 –14,5

*Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel. Les sectionneurs de mise à la terre ne sont pas représentés.

IM IM QM

Arrivée 1 Arrivée 2 Transfo 400 kVA


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2- 1seul transformateur 800 kVA 15kV / 400V, isolé dans l’huile, placé dans un poste externe, alimenté par une double dérivation 15kV - Puissance de court-circuit 500 MVA - Pas de protection contre la marche en monophasée - Cellule prés du transformateur – Pas de protection par relais indirect.

Choix des cellules et des fusibles (NF C13-100)* Choix de la série :

Calcul de l’intensité :

Choix des fusibles :

Cellules d’arrivée :

Comptage BT ou HT :


* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.


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3- 2 transformateurs 800 kVA 20kV /400V, immergés dans l’huile, alimentés par une antenne (Pcc = 450 MVA).





Comptage BT ou HT :




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4- 2 transformateurs 1000 kVA 20kV / 400V, immergés dans l’huile, dont 1 secouru par GE , alimentés par une double dérivation (Pcc = 550 MVA).





Comptage BT ou HT :


Cellule pour l’arrivée secourue :



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5- Boucle de 15 kV (Pcc = 250 MVA) alimentant : -2 transformateurs 1000 kVA immergés dans l’huile. -1 départ boucle. -1 arrivée secours par GE pour 2 transformateurs 400 kVA.





Comptage BT ou HT :


Cellule pour l’arrivée secourue :

* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel


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2- 1seul transformateur 800 kVA 15kV / 400V, isolé dans l’huile, placé dans un poste externe, alimenté par une double dérivation 15kV - Puissance de court-circuit 500 MVA - Pas de protection contre la marche en monophasée - Cellule prés du transformateur – Pas de protection par relais indirect.


Calcul de l’intensité : I = S / U x √3 = 800 / 15 x √3 = 31A


Cellules d’arrivée : 2 cellules IM 400 – 17,5 –20 avec verrouillage A4

Comptage BT ou HT : Comptage BT


1 cellule QM 400 – 17,5 –20


IM IM QM

Arrivée 1 Arrivée 2 Transfo 800 kVA


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3- 2 transformateurs 800 kVA 20kV /400V, immergés dans l’huile, alimentés par une antenne (Pcc = 450 MVA).




Cellules d’arrivée : 1 cellule IM 400 – 24 –14,5

Comptage BT ou HT : Comptage HT : • 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 – 24 –14,5 • 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 – 24 –14,5


2 cellules QM 400 – 24 –14,5


IM QM QM

Arrivée Transfo 800 kVA

Transfo 800 kVA

DM2 CM

Comptage


2797 T 19 - X 32

4- 2 transformateurs 1000 kVA 20kV / 400V, immergés dans l’huile, dont 1 secouru par GE , alimentés par une double dérivation (Pcc = 550 MVA).




Cellules d’arrivée : 2 cellules IM 400 – 24 –16 avec verrouillage A4

Comptage BT ou HT : Comptage HT : • 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 – 24 –16 • 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 – 24 –16


2 cellules QM 400 – 24 –16

Cellule pour l’arrivée secourue : 1 cellule NSM 400 – 24 - 16 1 cellule GBM 400 – 24 - 16


IM QM QM


Transfo 1000 kVA

DM2 CM

Comptage

IM

Arrivée

GBM NSM

Groupe secours


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5- Boucle de 15 kV (Pcc = 250 MVA) alimentant : -2 transformateurs 1000 kVA immergés dans l’huile. -1 départ boucle. -1 arrivée secours par GE pour 2 transformateurs 400 kVA.


Calcul de l’intensité : I = S / U x √3 = 1000 / 15 x √3 = 38A I = S / U x √3 = 400 / 15 x √3 = 15A

Choix des fusibles : 6 + 3 Fusibles soléfuse 63A 6 + 3 Fusibles soléfuse 43A

Cellules d’arrivée : 2 cellules IM 400 – 17,5 –12,5

Comptage BT ou HT : Comptage HT : • 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 – 17,5 –12,5 • 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 – 17,5 –12,5


2 cellules QM 400 – 17,5 –12,5 (transformateurs 1000 kVA) 2 cellules IM 400 – 17,5 –12,5 (boucle) 2 cellules QM 400 – 17,5 –12,5 (transformateurs 400 kVA)

Cellule pour l’arrivée secourue : 1 cellule NSM 400 – 17,5 –12,5 1 cellule GBM 400 – 17,5 –12,5

* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel

IM QM QM


Transfo 1000 kVA

DM2 CM

Comptage

IM

Arrivée

GBM NSM

Groupe secours

QM

Transfo 1000 kVA

IM IM

boucle

QM

Transfo 400 kVA


2797 T 19 - X 34

6-Transformateurs HTA / BT : Les transformateurs triphasés HTA/BT sont constitués : • De circuits magnétiques comprenant des colonnes, une culasse inférieure, une culasse supérieure. • De circuits électriques comprenant 2 bobines par phase (une primaire HT et une secondaire BT). • D’ organes mécaniques assurant l’assemblage, la protection, permettant la manutention et parfois le

refroidissement. Les circuits magnétiques sont constitués de tôles magnétiques (tôles d’acier au silicium) isolées sur une face pour limiter les pertes assemblées comme indiqués ci-dessous : Les circuits électriques comprennent 2 bobines par phase (une primaire HT et une secondaire BT) Chaque coté du transformateur doit être couplé pour fonctionner selon les besoins de l’entreprise. Il existe 3 types de couplage possibles : • Couplage Etoile : très utilisé en BT car il permet d’obtenir 2 tension (une tension simple entre phase et

neutre et une tension composé entre phases). • Couplage Triangle : très utilisé en HTA car il n’y a pas de neutre (3 fils au lieu de 4). • Couplage Zigzag : Chaque enroulement comprend 2 demi-bobines placées sur es noyaux différents. La deuxième demi-bobine a ses sorties inversées . les forces électromotrices sont déphasées de 120° électriques. Avec le couplage zigzag , on obtient une meilleure répartition des tensions en cas de réseaux déséquilibrés côté BT.

Couplage Etoile : Couplage Triangle : Couplage Zigzag : Neutre Phase1 Phase 2 Phase3

Phase1 Phase 2 Phase3

Neutre Phase1 Phase 2 Phase3

Désignation des couplages : Côté BT: Côté HT: Côté BT: Côté HT: Côté BT: Côté HT:

y

Y d D z Z

Culasse supérieure

Culasse inférieure

Co

lon

ne

Co

lon

ne

Co

lon

ne


2797 T 19 - X 35

6-1-Désignation des transformateurs : La désignation d’un transformateur se fait en accolant les 2 lettres des couplages HT et BT suivi d’un nombre précisant l’indice horaire. L’indice horaire compris entre 0 et 12 (identique aux heures d’une pendule) correspond à un décalage de 360° pour la valeur 12 (chaque angle étant un multiple de 30°). Cet indice horaire correspond à l’angle de retard de la tension d’une phase au secondaire par rapport à la même phase au primaire (exemple pour la valeur 5 : la phase 1 du secondaire a un retard de 5 x 30° = 150° par rapport à la phase 1 du primaire). Parfois on rajoutera « n » à cette désignation pour préciser la présence du neutre. Exemples :

Dyn11 Yy0 Yzn11 • Couplage HT en Triangle. • Couplage BT en Etoile. • Neutre sorti. • Indice horaire 11 (330°).

• Couplage HT en Etoile. • Couplage BT en Etoile. • Indice horaire 0 (0°).

• Couplage HT en Etoile. • Couplage BT en zigzag. • Neutre sorti. • Indice horaire 11 (330°).

Les organes mécaniques assurent : • le support des circuits magnétiques. • La fixation des traversées. • La fixation des supports servant à la manutention. • La protection mécanique et la contenance du diélectrique dans le cas de transformateurs immergés. En effet il existe 2 types de transformateurs : 1-Les transformateurs secs enrobés (type Trihal de Schneider): Ce sont des transformateurs de type sec enrobé (ou encapsulé). L’isolation des enroulements est assuré par des isolants solides. Le refroidissement est donc réalisé par l’air ambiant sans liquide intermédiaire. 2-Les transformateurs immergés : Les transformateurs sont immergés dans une cuve contenant un diélectrique liquide. Ce diélectrique est très souvent de l’huile minérale qui est inflammable. Il faut donc prendre des précautions d’emploi. • Transformateurs étanches à remplissage intégral ou total (ERI ou ERT) : Ce sont des transformateurs dont la cuve à ailettes va se déformer lors de la montée en température du diélectrique. C’est une très bonne solution et il suffit d’analyser le diélectrique tous les 10 ans et d’installer un DGPT (voir protection des transformateurs) pour contrôler son fonctionnement. • Transformateurs respirants avec conservateur : La dilatation du diélectrique se fait dans un vase d’expansion situé au dessus de la cuve. Un assécheur d’air évite à l’humidité de pénétrer dans le réservoir. Cette technologie est retenue au dessus de 10 MVA et on contrôle le fonctionnement de ce transformateur à l’aide d’un relais Buchholz (voir protection des transformateurs). Refroidissement des transformateurs : Le refroidissement du transformateur peut s’effectuer : • Dans l’air pour les transformateurs secs. • Naturellement dans l’huile pour les ERI ou les respirants. • Par radiateur d’huile. • Par hydroréfrigérant.


2797 T 19 - X 36

Symbole du refroidissement des transformateurs :

1ère lettre 2ème lettre 3ème lettre 4ème lettre Nature du

diélectrique : Mode de circulation

du diélectrique : Fluide de

refroidissement : Mode de circulation

du fluide : O L G A S

Huile minérale. Diélectrique chloré. Gaz. Air. Isolant solide.

N F D

Naturel. Forcée. Forcée et dirigée dans les enroulements.

O L G A S

Huile minérale. Diélectrique chloré. Gaz. Air. Isolant solide.

N F D

Naturel. Forcée. Forcée et dirigée dans les enroulements.

6-2-Protection des transformateurs :

Protection en amont :

Protection interne au transformateur :

Protection en aval :

Protection contre les courts circuits : • Protection par fusible si un seul

transformateur et In < 45A. • Protection par disjoncteur si un

seul transformateur avec In > 45A et si plusieurs transformateurs.

Protection contre les courts circuits : • Protection par disjoncteurs

(court retard ou magnétique).

Protection contre les surcharges : • Sonde thermique pour les

transformateurs secs. • Thermostat à 2 seuils plongés

dans le diélectrique des transformateurs immergés.

Protection contre les surcharges : • Relais thermique ou long retard

d’un disjoncteur. • Sonde thermique pour les

transformateurs secs. • Thermostat à 2 seuils plongés

dans le diélectrique des transformateurs immergés.

Défauts internes (court-circuit entre phases) : • Sonde thermique pour les

transformateurs secs. • DGPT pour les transformateurs

ERI ou ERT. • Relais Buchholz pour les

transformateurs respirants.

Défauts externes (défaut d’isolement) : • Relais masse cuve.


2797 T 19 - X 37

DGPT : Les Détecteurs de Gaz, Pression et Température, comme leur nom l’indiquent, contrôlent 3 paramètres de fonctionnement des transformateurs à remplissage intégral. Un défaut interne sur les bobinages d’un transformateur provoque un arc qui va produire du gaz ou une augmentation de pression. De même, une surcharge provoque une élévation de température. Dans tous ces cas le DGPT réalise : • Le déclenchement côté HTA, sur une baisse importante du niveau de diélectrique ou une surpression. • La signalisation et le déclenchement, côté BT ou HTA, sur élévation de température.


2797 T 19 - X 38

Relais Buchholz : Les relais Buchholz se placent entre la cuve du transformateur respirant et le vase d’expansion. Ils contrôlent la baisse de niveau du diélectrique à l’aide du flotteur B1 et les production de gaz (passage de bulle) grâce au flotteur B2.


2797 T 19 - X 39

6-3-Couplage des transformateurs en parallèles : Il est parfois nécessaire de coupler 2 ou plusieurs transformateurs en parallèles. Pour cela on doit respecter quelques précautions : • La puissance des transformateurs doit être proche (maximum rapport de 2). • Les transformateurs sont alimentés par le même réseau. • Même longueur de connections surtout côté BT. • Même indice horaire du couplage des enroulements. • Tension de court-circuit égales à 10% près. • Tension secondaire très peu différentes selon la charge (ne pas dépasser 0,4%). 6-4-Choix des transformateurs : On s’aperçoit très vite que la puissance du transformateur (puissance d’utilisation) ne peut pas être égale à la somme des puissances installées. Si vous n’êtes pas convaincu, faites les bilans de puissance du matériel que vous possédez et comparer le à votre puissance souscrite auprès d’EDF. En effet il faut tenir compte de 2 facteurs qui sont : Le facteur d’utilisation (ku) : Le régime de fonctionnement d’un récepteur peut être tel que la puissance utilisée soit inférieure à la puissance installée, d’où la notion de facteur d’utilisation affecté à chaque récepteur. Ceci est toujours vrai pour les moteurs susceptibles de fonctionner en dessous de leur peine charge. Dans une installation industrielle ce facteur peut être pris en moyenne à : • 0,75 pour les moteurs. • 1 pour l’éclairage et le chauffage. • pour les prises de courant cela dépend de leur utilisation. Le facteur de simultanéité (ks) : Tous les récepteurs installés ne fonctionnent pas simultanément. C’est pourquoi il est permis d’appliquer aux différents ensembles de récepteurs ou de circuits des facteurs de simultanéité. Par exemple un facteur de simultanéité ks = 0,8 signifie que sur un tableau on considère que 80% des départs consomment en même temps. Le facteur d’extension (ka) : Ce facteur sert à prévoir une extension future de l’entreprise pour laquelle on choisit le transformateur. On utilise souvent 20% d’extension ; c’est à dire que ka = 1,2.

La détermination de ces facteurs implique une connaissance détaillée de l’installation et de ses conditions d’utilisation.


2797 T 19 - X 40

4 tours de 5 kW l’un. 2 perceuses de 2 kW l’une.

5 prises de courant de 4,4 kW l’une.

30 fluos de 100 W chacun

1 compresseur de 15 kW

3 prises de courant de 2,2 kW l’une

10 fluos de 100W chacun

2 ventilateurs de 2,5 kW l’un 2 fours de 15 kW l’un

.

5 prises de courant de 2,2 kW l’un.

20 fluos de 100 W chacun.

ARMOIRE ATELIER A

ARMOIRE ATELIER B

ARMOIRE ATELIER C

ARMOIRE GENERALE

COFFRET

COFFRET

COFFRET

COFFRET

COFFRET

BUT :

Déterminer la puissance du

transformateur HTA /BT en fonction

des puissances installées.


2797 T 19 - X 41

ATELIER A kU kS1 kS2 kS3 Tours n°1 0,8 5 kW n°2 0,8 n°3 0,8 n°4 0,8 Perceuses n°1 0,8 2 kW n°2 0,8 5 prises de 1 courant 2x10A 1 4.4 kW 1 1 1 30 fluos 1 2x40W 100W ATELIER B Compresseur 0,8 15kW 3 Prises de 1 courant 10A 1 2.2 kW 1 10 fluos 1 2x40W 100W ATELIER C Ventilateurs n°1 1 2,5 kW n°2 1 Fours n°1 1 15 kW n°2 1 5 prises de 1 courant 10A 1 2.2 kW 1 1 1 20 fluos 1 2x40W 100W

0,75

0,2

1

1

1

0,4

1

0,28

1

Armoire atelier A

0,9

Armoire atelier B

0,9

Armoire atelier C

0,9

Armoire générale

0,8


2797 T 19 - X 42

Appliquer ces facteurs à l’exemple proposé ci-dessus en complétant les cases grisées : UTILISATION

Puissance installée

(kW)

kU

P utilisation

maxi (kW)

kS1 1er

niveau

P(kW) util 1er

niveau

kS2 2ème

niveau

P(kW) util 2ème

niveau

kS3 3ème

niveau

P(kW) util 3ème

niveau ATELIER A Tour n°1 5 0,8 (5 x 0,8) 4 (4x4) + (14,4 Tour n°2 5 0,8 4 (2 x1,6) + 4,4 Tour n°3 5 0,8 4 X 0,75 + 3) 0,9 Tour n°4 5 0,8 4 0,75 = 14,4 0,9 = 19,62 Perceuse n°1 2 0,8 1,6 Perceuse n°2 2 0,8 1,6 5 PC 2x10A 22 1 22 0,2 4,4 30 fluos 2x 40W 3 1 3 1 3 TOTAL A 49 ATELIER B compresseur 15 0,8 1 3 PC 10A 6,6 1 0,4 10 fluos 2x 40W 1 1 1 TOTAL B 22,6 ATELIER C Ventilateur 1 2,5 1 Ventilateur 2 2,5 1 1 Four n°1 15 1 Four n°2 15 1 5 PC 10 A 11 1 0,28 20 fluos 2x 40W 2 1 1 TOTAL C 48 TOTAL A+B+C

119,6

On s’aperçoit que la puissance trouvée, après ces calculs, est nettement inférieure à celle du départ (si on ajoute toute les puissances installées 119,6 kW > 55, 81 kW). on applique un nouveau facteur ka, appelé facteur d’extension, permettant de prendre une réserve dans le cas de l’augmentation de puissance installée. Continuer l’exercice en prenant ka = 20 % : Une fois ces calculs faits il faut déterminer la puissance du transformateur en kVA et choisir une puissance normalisée. Continuer l’exercice en prenant cos ϕ = 0,8 :


2797 T 19 - X 43


2797 T 19 - X 44

UTILISATION

Puissance installée

(kW)

kU

P utilisation

maxi (kW)

KS1 1er

niveau

P(kW) util 1er

niveau

KS2 2ème

niveau

P(kW) util 2ème

niveau

KS3 3ème

niveau

P(kW) util 3ème

niveau ATELIER A Tour n°1 5 0,8 (5 x 0,8) 4 (4x4) + (14,4 Tour n°2 5 0,8 4 (2 x1,6) + 4,4 Tour n°3 5 0,8 4 X 0,75 + 3) 0,9 Tour n°4 5 0,8 4 0,75 = 14,4 0,9 = 19,62 Perceuse n°1 2 0,8 1,6 Perceuse n°2 2 0,8 1,6 5 PC 2x10A 22 1 22 0,2 4,4 30 fluos 2x 40W 3 1 3 1 3 TOTAL A 49 ATELIER B compresseur 15 0,8 12 1 12 3 PC 10A 6,6 1 6,6 0,4 2,64 0,9 14,076 0,8 55,81 10 fluos 2x 40W 1 1 1 1 1 TOTAL B 22,6 ATELIER C Ventilateur 1 2,5 1 2,5 Ventilateur 2 2,5 1 2,5 1 35 Four n°1 15 1 15 0,9 36,072 Four n°2 15 1 15 5 PC 10 A 11 1 11 0,28 3,08 20 fluos 2x 40W 2 1 2 1 2 TOTAL C 48 TOTAL A+B+C

119,6

On s’aperçoit que la puissance trouvée, après ces calculs, est nettement inférieure à celle du départ (si on ajoute toute les puissances installées 119,6 kW > 55, 81 kW). on applique un nouveau facteur ka, appelé facteur d’extension, permettant de prendre une réserve dans le cas de l’augmentation de puissance installée. Continuer l’exercice en prenant ka = 20 % : 55,81 x 1,2 = 66,972 kW. Une fois ces calculs faits il faut déterminer la puissance du transformateur en kVA et choisir une puissance normalisée. Continuer l’exercice en prenant cos ϕ = 0,8 : P = S x cos ϕϕϕϕ S = P / cos ϕϕϕϕ = 66,972 / 0,8 =83,715 kVA . On prendra un transformateur de 100 kVA.


2797 T 19 - X 45

7-Tarification EDF :

TARIF BLEU TARIF JAUNE TARIF VERT A5

Puissance de 3 à 36 kVA

Puissance de 36 à 250 kVA

Puissance supérieure à 250 kVA

Livraison BT

Livraison BT

Livraison HT

OP

TIO

N

VE

RS

ION

TA

RIF

OP

TIO

N

VE

RS

ION

TA

RIF

OP

TIO

N

VE

RS

ION

TA

RIF

Base HN Utilisation Moyenne < 2000 heures / an

HPH HCH HPE HCE

Courte Utilisation < 2000 h

PM HPH HCH HPE HCE

Heures Creuses HN HC

Base

Utilisation Longue > 2000 heures / an

HPH HCH HPE HCE

Moyenne Utilisation entre 2000 et 3500 h

PM HPH HCH HPE HCE

EJP

Utilisation Longue > 2000 heures / an

PM HH HPE HCE

Longue Utilisation entre 3500 et 6300h

PM HPH HCH HPE HCE

Tempo -300 jours bleus HC et HP. -43 jours blancs HC et HP. -22 jours rouges HC et HP.

Base ou EJP

Très Longue Utilisation > 6300 h

PM HPH HCH HPE HCE

EJP Option remplacé par tempo mais certains clients la conserve.

PM HN

Exemple du choix de la version en tarif jaune et vert :

Votre entreprise consomme 138600 kWh par an et vous avez avez

souscrit une puissance maximale de 84 kVA.

La durée d’utilisation est donc de 138600 / 84 = 1650 h

Il est souhaitable de choisir la version « utilisations moyennes »

• EJP : Effacement Jour de Pointe.

• HN : Heures Normales. • HC : Heures Creuses (8h /

jour). • PM : Pointe Mobile (22 jours /

an de 7h à 1h le lendemain du 1er novembre au 31 mars).


• HPH : Heures Pleines Hiver. • HCH : Heures Creuses Hiver. • Hiver : de novembre à mars. • HPE : Heures Pleines Eté. • HCE : Heures Creuses Eté. • Eté : d’avril à octobre. • PM : Pointe Mobile (22 jours /

an de 7h à 1h le lendemain du 1er novembre au 31 mars).


• HPH : Heures Pleines Hiver. • HCH : Heures Creuses Hiver. • Hiver : de novembre à mars. • HPE : Heures Pleines Eté. • HCE : Heures Creuses Eté. • Eté : d’avril à octobre. • PM : 4h en décembre, janvier et

février sauf le dimanche toute la journée.

Si dépassement de puissance : Coupure.

Si dépassement de puissance : Paiement de pénalités.

Si dépassement de puissance : Paiement de pénalités.

Pas de facturation de l’énergie réactive mais le contrat est en kVA

Pas de facturation de l’énergie réactive mais le contrat est en kVA.

Facturation de l’énergie réactive en hiver si tgϕ ≥ 0,4.


2797 T 19 - X 46

TARIF BLEU au 3 juillet 2003 :

OPTION BASE

Abonnement annuel en €

Prix de l’énergie en centimes d’€ par kWh

3 kVA 20,40 9,55

6 kVA 51,96

9 kVA 102,48

12 kVA 147,12

15 kVA 191,76

18 kVA 236,40

24 kVA 394,80

30 kVA 553,20

36 kVA 711,60

7,77

OPTION HEURES CREUSES



Heures Creuses Heures Pleines 3 kVA

6 kVA 90

9 kVA 161,34

12 kVA 233,28

15 kVA 304,92

18 kVA 376,56

24 kVA 630

30 kVA 883,44

36 kVA 1136,88

4.62

7.77

8h d’heures creuses par jour (souvent la nuit mais parfois entre 12h et 14h) et 16h pleines par jour.

OPTION EJP



Heures Normales Heures de Pointe 12 kVA 18 kVA

97,56

36 kVA 389,16

5,55

46,36

La Pointe Mobile dure 22 jours / an de 7h à 1h le lendemain du 1er novembre au 31 mars.

OPTION TEMPO



Jours Bleus Jours Blancs Jours Rouges HC HP HC HP HC HP

9 kVA 134,84

12 kVA 15 kVA 18 kVA

190,08

24 kVA 30 kVA

349,68

36 kVA 469,92

3,11

3,93

6,63

7,91

12,54

35,58

Les 22 jours rouges sont choisis entre le 1er novembre et le 31 mars hors samedi et dimanche.


2797 T 19 - X 47

TARIF JAUNE au 3 juillet 2003:

ETE : d’avril à octobre inclus. Heures Pleines : 16h par jour. Heures creuses : 8h par jour.

HIVER : de novembre à mars inclus.

Heures pleines : 16h par jour. Pointe Mobile : 22 périodes de 18h de (7h à 1h) Heures creuses : 8h par jour. Heures d’Hiver : 24h / 24 sauf Pointe Mobile

OPTION BASE

Prime fixe annuelle (€ / kVA)

Prix de l’énergie en centimes d’€ / kWh

Hiver Eté Utilisations HPH HCH HPE HCE Moyennes 15,84 11,297 7,583 2,857 2,280

Longues 47,76 7,728 5,491 2,721 2,143

Coefficient de puissance réduite HPH HCH HPE HCE 1 seule dénivelée possible en UL 0,52 0,36 0,20 -

Dépassement de puissance 10,77 € / heure

Calcul de puissance réduite :

Puissance souscrite en hiver: 102 kVA

Puissance souscrite en été: 156 kVA

Puissance réduite = puissance d’hiver + supplément de puissance d’été. Puissance d’hiver = 102 kVA Supplément de puissance d’été = 0,2 x (156 – 102) = 10,8 kVA Puissance réduite = 102 + 10,8 = 112,8 kVA

OPTION EJP



Hiver Eté Utilisations PM HCH HPE HCE

Longues 47,76 26,253 5,243 2,721 2,143

Coefficient de puissance réduite HPH HCH HPE HCE 1 seule dénivelée possible en UL - 0,36 0,20 -



2797 T 19 - X 48

TARIF VERT A5 au 3 juillet 2003 :

ETE : d’avril à octobre inclus. Heures Pleines : 16h par jour sauf le dimanche.

Heures creuses : 8h par jour et le dimanche toute la journée.

HIVER : de novembre à mars inclus. Pointe : 4h en décembre, janvier et février sauf le dimanche toute la journée.

Heures Pleines : 16h par jour sauf le dimanche. Heures creuses : 8h par jour et le dimanche toute la journée.

OPTION BASE



Hiver Eté Utilisations PM HPH HCH HPE HCE Très Long 108,36 5,361 4,217 3,172 2,470 1,575

Longues 66,60 9,512 5,482 3,718 2,625 1,712

Moyennes 39,60 13,556 6,831 4,282 2,846 1,906

Courtes 16,80 19,863 8,917 5,140 3,084 2,105

Energie réactive en centimes d’€ / kVARh 1,754 Coefficient de puissance réduite HPH HCH HPE HCE 1 seule dénivelée possible en UL 0,52 0,36 0,20 -


OPTION BASE


Hiver Eté Coefficient de puissance réduite

PM HPH HCH HPE HCE

Très Longues Utili. 1 0,76 0,31 0,15 0,06

Longues Utilisations 1 0,76 0,31 0,15 0,06

Moyennes Utilisations 1 0,76 0,31 0,15 0,06

Courtes Utilisations 1 0,77 0,33 0,18 0,08

Dépassement de puissance en € / kW Compteur mécanique 27,09 20,59 8,40 4,06 1,63

Compteur électronique 3,25 2,47 1,01 0,49 0,20 Il existe d’autres tarifs verts : le tarif vert A8, le tarif vert B,… Pour toutes informations sur les tarifs EDF consulter les site Internet : http//www.edfonline.fr. Les installations comportent un dispositif de comptage de l’énergie consommée (compteur électronique depuis quelques années qui va permettre d’analyser les paramètres du réseau (consommation, dépassement facturation du réactif si nécessaire, etc…). Dans certains cas EDF effectue même les relevés des consommations à distance. Dans tous les cas la facture EDF comprend : • Le prix de l’abonnement en kVA. • Le coût de la consommation en kWh. • Eventuellement le surcoût des dépassements (tarifs jaune et vert) et de l’énergie réactive* (tarif vert en

hiver). • Les taxes diverses. *Il est nécessaire de bien connaître le facteur de puissance (voir paragraphe suivant).


2797 T 19 - X 49

8- Le facteur de puissance : 8-1-Qu'est ce que le facteur de puissance ?

Si on réalise les montages voltampéremétriques suivants on obtient: I = 40A I = 50A

R = Résistance de chauffage. M = Moteur. Puissance (calorifique) 8800W. Puissance (mécanique) 8800W.

Pourquoi obtient-on 2 intensités différentes alors que les puissances et les tensions sont identiques ? P = U x I x cos ϕ P = U x I x cos ϕ = 220 x 40 x 1 = 8800 W = 220 x 50 x 0,8 = 8800 W

Rappels:

Le réseau de distribution fournit l'énergie apparente qui correspond à la puissance apparente S en VA. Cette énergie est composée vectoriellement de 2 autres énergies : • L'énergie active, qui correspond à la puissance active P en W, se transforme intégralement en travail ou en

chaleur. • L'énergie réactive, qui correspond à la puissance réactive Q en VAR, sert à l'aimentation des circuits

magnétiques.

P S

P = S cos ϕ Q = S sin ϕ Q = P tg ϕ

Cela signifie que le facteur de puissance agit sur l’intensité en ligne I.

Si cos ϕ est faible I et S augmentent.

Donc la facture EDF augmente (contrat négocié en kVA donc S quelque soit le tarif).

A I = 40A

R

A I = 50A

M

V

U= 220V

V

U= 220V

Q

ϕ


2797 T 19 - X 50

8-2-Pourquoi est-ce nécessaire d'avoir un bon facteur de puissance : Soit 2 installations parfaitement identiques. Seul le facteur de puissance diffère.

Facteur de puissance trop faible : cos ϕ = 0,75

Facteur de puissance correct : cos ϕ’ = 0,928

Quelle est la puissance apparente S nécessaire à l'atelier ? (S atelier = P / cos ϕ)

S atelier = P / cos ϕ = 500 / 0,75

= 666, 66 kVA

S’ atelier = P / cos ϕ

= 500 / 0,928 = 538,79 kVA

Quelle est la réserve de puissance apparente par rapport à S transfo ?

630 - 666,66 = -36,66 kVA

630 – 538,79 = 91,21 kVA

Quelle est l'intensité véhiculée par le câble ?

I = S / U √3

= 666,66 / (400 x √3) = 962 A

I’ = S / U √3

= 538,79 / (400 x √3) =777,47A

Conclusions ? La puissance apparente est dépassé de 36666 VA. Le courant est dépassé de 53 A. Le disjoncteur de protection va couper, sinon le transformateur va se détruire.

On a presque 100 kVA soit 131,53 A de réserve.

P atelier = 500 kW cos ϕ = 0,75

Transfo 630 kVA 400V 909A

P atelier = 500 kW cos ϕ’ = 0,928

Transfo 630 kVA 400V 909A


2797 T 19 - X 51

8-3-Comment améliorer le facteur de puissance ? pour améliorer le facteur de puissance (passer de cos ϕ = 0,75 à cos ϕ’ = 0,928) il suffit de rajouter des condensateurs qui vont fournir l’énergie réactive nécessaire au fonctionnement de l’installation. cette énergie réactive Qc est représenté en trait gras sur le diagramme ci-dessous Ce phénomène permet de faire baisser la puissance apparente fournie par le réseau (S devient S') et par la même baisser l’intensité.

P

S’ Q’ S

Q

8-3-1- compensation par le calcul : Pour passer de cos ϕ = 0,75 à cos ϕ’ = 0,928 il suffit d’appliquer la formule : Qc = P (tg ϕ – tg ϕ’). cos ϕ = 0,75 entraîne tg ϕ = 0,88. cos ϕ’ = 0,928 entraîne tg ϕ’ = 0,4. Qc = P (tg ϕ – tg ϕ’) = 500 (0,88 – 0,4) = 240 kVAR

ϕ’

ϕ Qc = P (tg ϕ – tg ϕ’)


→ → → S = P + Q


→ → → S = P + Q

Avant relèvement du facteur de puissance : Le transformateur fournit : • La puissance active P. • La puissance réactive Q.

Après relèvement du facteur de puissance : • Le transformateur fournit la puissance

active P et une faible partie de l’énergie réactive Q.

• Les condensateurs fournissent la majorité de la puissance réactive Q

Batterie de condensateurs :

240 kVAR


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8-3-2- compensation par le tableau : Pour l’exemple précédent nous trouvons dans le tableau 0,487. La puissance des condensateurs à installer est de Qc = P x 0,487 = 500 x 0,487 = 243,5 kVAR.


2797 T 19 - X 53

8-3-3- compensation par l’ abaque : Pour l’exemple précédent nous trouvons sur l’abaque 0,5. La puissance des condensateurs à installer est de Qc = P x 0,5 = 500 x 0,5 = 250 kVAR.


2797 T 19 - X 54

8-4-Où compenser le facteur de puissance ?

Compensation globale : Utilisation si la charge est stable et continue.

La batterie de condensateur est raccordée en tête et assure une compensation pour toute l’installation. Elle reste en service permanente pendant le fonctionnement normal de l’usine. Cette compensation globale : • Supprime la facturation supplémentaire de

l’énergie réactive. • Diminue la puissance apparente ou appelée en

l’ajustant au besoin réel en kW. • Soulage le transformateur (réserve de puissance).

Compensation partielle : Utilisation dans les installations étendues (nombreux ateliers) avec des régimes de charge différents.

La batterie de condensateur est raccordée à l’entrée d’un atelier par exemple et soulage l’installation en particulier les câbles d’alimentation des ateliers. Elle reste en service permanente pendant le fonctionnement normal de l’usine. Cette compensation partielle : • Supprime la facturation supplémentaire de


l’ajustant au besoin réel en kW. • Soulage le transformateur (réserve de puissance). • Diminue le courant dans les câbles d’alimentation

des ateliers (diminution des pertes Joule).

Compensation individuelle: Utilisation si la puissance de certains récepteurs est importante par rapport à la puissance totale.

La batterie de condensateur est raccordée aux bornes du récepteur (utilisée pour les puissance importante de moteur par rapport à la puissance souscrite). Cette compensation individuelle : • Supprime la facturation supplémentaire de


l’ajustant au besoin réel en kW. • Soulage le transformateur (réserve de puissance). • Diminue le courant dans les câbles d’alimentation

(diminution des pertes Joule). Le courant réactif n’est présent que dans les câbles d’alimentation des moteurs : c’est la solution la plus avantageuse.


2797 T 19 - X 55

8-5-Conclusions: Le fait d'avoir un bon facteur de puissance permet: • Une augmentation de la puissance disponible. • Une réduction de l'abonnement et consommation EDF ( sur tous les tarifs, à partir du 1 11 87 pénalités en

tarif vert si tg ϕ > 0,4 ou cosϕ < 0,928). • Une diminution de la section des câbles. • Une diminution des calibres de disjoncteurs. • Une diminution des pertes Joule dans les câbles et des chutes de tension.

1-Comparaison de 2 installations : Soit 2 installations alimentées chacune par un transformateur de 100 kVA sous 400V Et consommant 70 kW avec des facteurs de puissance de 0,7 et 0,95. Complétez le tableau suivant :

Cos ϕϕϕϕ = 0,7 Cos ϕϕϕϕ = 0,95 Puissance active consommée (P en kW) :

70 70

cos ϕϕϕϕ :

0,7 0,95

tg ϕϕϕϕ :

Puissance réactive consommée (Q en kVAR) :

Puissance réactive en franchise (Q en kVAR) (1):

Puissance apparente consommée (S en kVA) :

Réserve de puissance apparente (S en kVA) :

Intensité absorbée (I en A) :

Intensité fournie par le transformateur (I en A) :

Puissance active disponible (P en kW) :

Conclusions :

(1) Puissance réactive en franchise = puissance réactive autorisée par EDF (tg ϕ = 0,4).


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2-Une installation possède un bilan de puissance d’utilisation de P = 100 kW et Q = 80 kVAR. Déterminer la puissance de la batterie de condensateurs à installer pour ne pas payer des pénalités (tg ϕ < 0,4). Donner la référence de la batterie de condensateurs, la section du câble d’alimentation et le disjoncteur de protection. 3-Une installation est alimenté par un transformateur de 630 kVA qui fournit une puissance active P1 de 450kW avec un cos ϕ de 0,8. L’extension envisagée nécessite une puissance supplémentaire P2 de 100 kW avec un cos ϕ de 0,7. 3-1-Déterminer la puissance de la batterie de condensateurs à installer pour ne pas être obligé de changer le transformateur. 3-2-Déterminer la puissance de la batterie de condensateurs à installer pour ne payer des pénalités (tg ϕ < 0,4).

P1 = 450 kW sous cos ϕϕϕϕ 0,8

P2 = 100kW sous cos ϕϕϕϕ 0,7

cos ϕϕϕϕ =

cos ϕ =0,8 cos ϕ = 0,7

tg ϕϕϕϕ =

tgϕ =

tg ϕ =

Puissance totale installée (Pt en kW) :

Q1=

Q2= Puissance réactive nécessaire à cette installation (Qt en kVAR) :

Qt=

tg ϕϕϕϕ1 de cette installation

tg ϕ1 = cos ϕ1 = sin ϕ1 =

Puissance réactive que peut fournir le transfo (Qf = S x sin ϕϕϕϕ1 en kVAR) :

Qf =

3-1 Puissance réactive à installer pour conserver le transfo ( Qinst1 en kVAR) :

Q inst 1=

3-2 Puissance réactive à installer pour ne pas payer de pénalités ( Qinst2 en kVAR) :

Qinst 2=

Attention ! : On peu additionner seulement les puissances actives (P en kW) et réactives (Q en kVAR) mais pas les puissances apparentes (S en kVA).


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1-Comparaison de 2 installations : Soit 2 installations alimentées chacune par un transformateur de 100 kVA sous 400V et consommant 70 kW avec des facteurs de puissance de 0,7 et 0,95. Complétez le tableau suivant :

Cos ϕϕϕϕ = 0,7 Cos ϕϕϕϕ = 0,95 Puissance active consommée (P en kW) :

70 70

cos ϕϕϕϕ :

0,7 0,95

tg ϕϕϕϕ :

1,02 0,32

Puissance réactive consommée (Q en kVAR) :

Q = P x tgϕϕϕϕ = 70 x 1,02 = 71,4 kVAR

Q = P x tgϕϕϕϕ = 70 x 0,32 = 22,4 kVAR

Puissance réactive en franchise (Q en kVAR) (1):

Q = P x tgϕϕϕϕ = 70 x 0,4 = 28 kVAR

Puissance apparente consommée (S en kVA) :

S = P / cosϕϕϕϕ = 70 / 0,7 = 100 kVA

S = P / cosϕϕϕϕ = 70 / 0,95 = 73,68 kVA

Réserve de puissance apparente (S en kVA) :

0 100 - 73,68 = 26,32 kVA

Intensité absorbée (I en A) :

I = S / U x √√√√3 = 100 000 / 400 x √√√√3 = 144 A

I = S / U x √√√√3 = 73680 / 400 x √√√√3 = 106 A

Intensité fournie par le transformateur (I en A) :

I = S / U x √√√√3 = 100 000 / 400 x √√√√3 = 144 A

Puissance active disponible (P en kW) :

P = S x cosϕϕϕϕ = 0 x 0,7 = 0 kW

P = S x cosϕϕϕϕ = 26,32 x 0.95 = 25 kW

Conclusions :

Comme dans l’exemple du cours on voit qu’un facteur de puissance trop faible peut entraîner la destruction du transformateur par surcharge Pas de réserve de puissance – intensité en ligne égale à celle du transformateur : la solution relever le facteur de puissance

(1) Puissance réactive en franchise = puissance réactive autorisée par EDF (tg ϕ = 0,4) 2-Une installation possède un bilan de puissance d’utilisation de P = 100 kW et Q = 80 kVAR. Déterminer la puissance de la batterie de condensateurs à installer pour ne pas payer des pénalités (tg ϕ < 0,4). Donner la référence de la batterie de condensateurs, la section du câble d’alimentation et le disjoncteur de protection. Q = P x tgϕϕϕϕ donc : tgϕϕϕϕ = Q / P = 80 / 100 = 0,8 Qc = P x (tgϕϕϕϕ - tgϕϕϕϕ’) = 100 (0,8 – 0,4) = 40 kVAR


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3-Une installation est alimenté par un transformateur de 630 kVA qui fournit une puissance active P1 de 450kW avec un cos ϕ de 0,8. L’extension envisagée nécessite une puissance supplémentaire P2 de 100 kW avec un cos ϕ de 0,7. 3-1-Déterminer la puissance de la batterie de condensateurs à installer pour ne pas être obligé de changer le transformateur. 3-2-Déterminer la puissance de la batterie de condensateurs à installer pour ne payer des pénalités (tg ϕ < 0,4).

P1 = 450 kW sous cos ϕϕϕϕ 0,8

P2 = 100kW sous cos ϕϕϕϕ 0,7

cos ϕϕϕϕ =

cos ϕ = 0,8 cos ϕ = 0,7

tg ϕϕϕϕ =

tgϕϕϕϕ = 0,75

tg ϕϕϕϕ = 1,02

Puissance totale installée (Pt en kW) :

Pt = P1 + P2 = 550 kW

Q1 = P1 x tgϕϕϕϕ = 450 x 0,75

= 337,5 kVAR

Q2 = P2x tgϕϕϕϕ =100 x 1,02 = 102 kVAR

Puissance réactive nécessaire à cette installation (Qt en kVAR) :

Qt= 337,5 + 102 = 439,5 kVAR

tg ϕϕϕϕ1 de cette installation: tg ϕϕϕϕ1 = Q / P = 439,5 / 550 = 0,799

cos ϕϕϕϕ1 = 0,78 sin ϕϕϕϕ1 = 0,62

Puissance réactive que peut fournir le transfo (Qf = S x sin ϕϕϕϕ1 en kVAR) :

Qf = S x sin ϕϕϕϕ1 = 630 x 0,62 = 390 kVAR :

le transformateur ne peut pas fournir toute la puissance réactive.

3-1 Puissance réactive à installer pour conserver le transfo ( Qinst1 en kVAR) :

Q inst 1= Qt – Qf =439,5 – 390 = 49,5

= 49,5 kVAR

3-2 Puissance réactive à installer pour ne pas payer de pénalités ( Qinst2 en kVAR) :

Qinst 2= Qt – Q franchise EDF Q franchise EDF = Pt x tgϕϕϕϕ = 550 x 0,4 = 220 kVAR

Qinst 2= Qt – Q franchise EDF = 439,5 - 220 = 219,5 kVAR

Attention ! : On peu additionner seulement les puissances actives (P en kW) et réactives (Q en kVAR) mais pas les puissances apparentes (S en kVA).


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9-Sources de remplacement : Pour optimiser le contrat EDF on a parfois intérêt à délester certains circuits (c’est à dire supprimer temporairement des circuits non prioritaires) de façon à baisser le courant consommé. Dans d’autres situations on utilise des groupes de secours (groupe électrogène) pour alimenter les installations pendant les jours de pointe en EJP ou pour des processus dont la continuité de service est impérative. Vous trouverez dans le tableau ci-dessous des applications nécessitant l’emploi de sources de secours :

Besoins : Automatisme -Informatique – Télécommunications.

Processus séquentiel interruptible.

Processus continu.

Applications types : Banque de données . Contrôle de processus.

Transformation séquentielle à froid des matériaux.

Contrôle commande de paramètres du processus.

Exemples d’installations :

Services informatiques des banques, assurances, administrations.

Usinage en mécanique légère. Chaîne de montage. Emballage.

Nucléaire. Chimie. Biologie. Thermique. Mécanique lourde (à forte inertie)

nulle

≤≤≤≤ 1 s

≤≤≤≤ 15 s Selon enjeu économique

Durée de coupure admissible :

≤≤≤≤ 15 mn Selon enjeu économique

10 mn Temps de sauvegarde

20 mn

1 h

Autonomie minimale et souhaitable Permanent si enjeu

économique

Solutions : Onduleur avec ou sans groupe à démarrer en

relève.

Groupe en temps zéro ou à démarrer en relève

d’un onduleur.

Groupe permanent.

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