CH3_MALT_Reseaux(2016-01-20).pdf

Protection des réseaux
2016-01-20 IGEE 409 / ELE8459 - © J. Tessier - BBA 1
Mise à la terre (MALT)
des réseaux

 La MALT des réseaux est déterminée par:
 Le « régime du point neutre », c’est-à-dire :
 la façon dont on raccorde et distribue les différents conducteurs
de neutre et de mise à la terre
 le couplage des transformateurs qui permet une séparation des
neutres et systèmes de MALT

 Principaux paramètres de conception à considérer:
 Les besoins des différents types de charges à alimenter
 Le couplage des transformateurs alimentant ces charges
(triangle, étoile, etc.)
 Le mode d’exploitation du point neutre des réseaux provenant
de ces transformateurs
 Les courants de défaut à la terre qui découlent de ces choix
 Les types de protection, l’efficacité de la protection de faute à
la terre et la sécurité globale du système

 Séparation de la MALT entre primaire/secondaire
 Séparation du système de protection contre les fautes à la
terre d’un niveau de tension par rapport à un autre
 S’obtient lorsque le choix du couplage des transformateurs
(triangle ou étoile) permet une séparation des défauts à la
terre entre les réseaux primaire et secondaire

Principe de continuité desmasses
Masse
Conducteur nu
Prise de terre
Neutre
Conducteur isolé
Défaut d’isolation
Phase-masse ou Phase-terre
Protection au primaire (I=0)
Protection au secondaire (I)
Séparation de la MALT entre primaire/secondaire:

 Séparation de la MALT entre primaire/secondaire

 Régimes du point neutre
Flottant
XG0 = Inductance homopolaire du transformateur ou du générateur
Impédance homopolaire du circuit

Solidement mis à la terre

Mis à la terre par réactance
XN = Inductance de la réactance de MALT

Mis à la terre par résistance
RN = Résistance de la résistance de MALT

Réseau solidement
mis à la terre

Réseau solidement
mis à la terre
Pour l’obtenir, mon réseau doit avoir un accès à un
point neutre
Delta-y Y-y

 Réseaux solidement mis à la terre
 Le point neutre de la source est raccordé directement à la
terre
 Plus fréquemment rencontré dans les réseaux de distribution
basse tension (BT) :
 Systèmes monophasés: 120 V (2 fils)
120/240 V (3 fils)
 Systèmes triphasés: 208/120 V (4 fils)
600/347 V (4 fils)

 Ex.: Alimentation120/208 V ou 600/347 V (3 phases, 4 fils)
 Charges triphasées (moteurs) à 208 V ou 600 V
 Charges phase-neutre à 120 V ou 347 V (éclairage, prise à soudeuse,
etc.)

 Détection des défauts au secondaire par la
protection au primaire
 Couplage Étoile-étoile ( Yy )

 Couplage triangle-étoile (Dy)

 Réseau solidement mis à la terre lors d’un défaut
phase-terre
 Le courant de défaut phase-terre peut être très élevé (ou
limité par l’impédance du défaut)

 Creux de tension lors d’un défaut phase-terre :
 Le courant de défaut phase-terre très élevé cause un creux
de tension important sur la phase en défaut

 Protection des réseaux solidement mis à la terre
 Le Code de l’Électricité du Québec (article 14-102) oblige sur
les artères supérieures à 1000 A:
 une protection de faute à la terre réglée à 1200 A max.
 un délai maximal de 1 sec. à 3000 A et +

Réseau MALT par réactance
ou
MALT par faible impédance
ou
Effectivement MALT

Limitation du courant de faute à la terre
 En introduisant un élément (résistif ou inductif) dans le seul
chemin possible pour rejoindre le point neutre de la source
qui alimente le réseau, il devient possible de limiter le
courant de faute à la terre à une valeur choisie par le
concepteur.

 Réseau mis à la terre par faible impédance (2,4 kV à 69 kV)
 Réduction du courant de défaut phase-terre en introduisant
une impédance dans le point neutre
 Possibilité d’alimenter des charges monophasées (phase-
neutre)
 Réduction des creux de tension lors d’un défaut phase-terre
 Contrôle des surtensions sur les phases saines
Exemple :
Réseau 25 kV
A
I T 400
=
−
φ
Ω
=
=
≈
−
−
36
400
3
25
A
kV
I
V
R
T
N
L
φ

Réseau mis à la terre par faible impédance (2,4 kV à 69 kV)
Résistance de point neutre de 400 A à 25 kV Réactance de point neutre

 Réseau mis à la terre par réactance :
 permet de réduire le courant de défaut phase-terre entre 400 à 5000A
(entre 25 et 60 % du courant de défaut triphasé)
 doit respecter le critère suivant :
 Permet l’utilisation des protections de neutre montées en « résiduel »
10
1
0
≤
X
X
X0= Réactance de séquence
homopolaire
directe

 Réseau « effectivement mis à la terre »
 Critères : et
 Réseau 25 kV normalisé d’Hydro-Québec
 Protection résiduelle de neutre
 Alimentation de charges phase-neutre
0
,
3
1
0
≤
X
X
0
,
1
1
0
≤
X
R

Réseau mis à la terre
par haute résistance

 Réseau mis à la terre par « haute résistance »
 Réduction du courant de défaut phase-terre entre 1 à 25 A
 Protection avec TC homopolaire
 Critère : C
T I
I ≥
−
φ
0
0
3
3
C
LN
C
C
X
V
I
I
×
=
=
0
0
0
1 3
2
3
R
V
R
X
X
V
I LN
LN
T ≈
+
+
=
−
φ
Exemple :
Réseau 600 V
A
I T 5
=
−
φ
Ω
=
=
≈
−
−
69
5
347
A
V
I
V
R
T
N
L
φ

 Réseau mis à la terre par résistance
 Réduction du courant de défaut phase-terre entre 1 à 1000 A
 doit respecter le critère suivant :
 Protection avec TC homopolaire lorsque le courant devient trop
faible pour une mesure fiable en résiduel
CO
X
R
X ≤
≤ 0
0
2

 Exemple : Résistance de point neutre
10A à 4,16 kV 5A à 600 V

 Déclenchement ou alarme seulement
car dommages aux moteurs limités:
 CE, Article 10-1102:
 Si alarme seulement, max. 10A, 5 kV et
moins
 Déclenchement si I > 10A ou V> 5kV
 CE, Article 10-1102 (2):
 Permet l’alimentation de charges phases-
neutre à condition d’avoir pleine isolation
sur le neutre du circuit.
 Isolation du neutre même dans
l’appareillage…
 Déclenchement sur défaut ou bris de
résistance
(sec)

 Qu’arrive-t-il si, pour un tel système, un défaut à la terre se
produit entre le conducteur de neutre et la terre ???

Réseau flottant

 Réseau flottant (Ex : Distribution BT, 3 ph., 3 fils)
 Alimentation de moteurs triphasés à 600 V
 Alimentation de charges phase-phase à 600 V
 Ex. Transfo. d’éclairage 600-120/240 V

 Tensions phase-terre d’un réseau flottant
 les tensions phase-terre sont fixées par les capacitances
phase-terre (ou phase-masse) naturelles « parasites » du
réseau de distribution.

 Tensions phase-terre d’un réseau flottant
 Sur un réseau triphasé flottant et parfaitement équilibré, la
tension phase-terre devrait être environ égale à la tension
phase-phase divisée par 1.73
3
÷
≈ LL
LG V
V

 Risques de couplage capacitif
 Il existe dans certains cas particuliers un risque associé au
couplage capacitif entre les enroulements primaire-secondaire
(CPS) et les capacitances parasites du secondaire (CSG)
peuvent créer un diviseur tension dommageable

 Risques de couplage capacitif
 Les capacitances parasites peuvent créer un diviseur tension
et la tension phase-terre (VSG) peut atteindre des niveaux
dangereux
 La présence de TP ou d’un détecteur de faute à la terre en
parallèle avec CSG peut permettre d’atténuer ce problème
V
C
+
C
C
=
C
1
+
C
1
V
C
1
=
V P
PS
SG
PS
SG
PS
P
SG
SG

 Réseau flottant lors d’un défaut phase-masse
 Le courant de défaut est quasiment nul
 permet la continuité de service lors d’une faute phase-masse

 Réseau flottant lors d’un défaut phase-terre
 Surtension de 173% sur l’isolation des deux phases saines
 impact sur le choix des isolants
 impact sur les protections contre les surtensions (parafoudre, MOV)

 Réseau flottant lors d’un défaut phase-terre
 Offre une continuité de service mais comment localiser le
défaut phase-terre ?

 Risques d’un second défaut à la terre
 Probabilité augmente avec le temps car on ne déclenche pas le 1er
défaut
 Le second défaut crée un défaut biphasé via la terre ou la continuité
des masses (conducteurs de MALT, structures, etc.)
 Il faut que la continuité soit bonne sinon risques d’incendie !

 Détection d’un défaut phase-terre
 se fait en mesurant les tensions phase-terre (3 lampes ou
voltmètres raccordés en étoile avec neutre à la terre)
 Il faut déclencher une à une les artères pour voir si le défaut
disparaît
 Détection requise par le Code Électrique, Article 10-106

 Détection d’un défaut phase-terre

 Risques d’« Arcing Ground Fault »
 Un défaut d’arc de faible intensité peut s’amorcer et s’éteindre
de façon intermittente (Arcing Ground Fault) et interagir avec
la capacitance parasite du réseau (VSG)

 La tension aux bornes de VSG (appliquée sur
l’isolation des équipements) peut augmenter de
façon incontrôlée

 La tension aux bornes de VSG (appliquée sur
l’isolation des équipements) peut augmenter de
façon incontrôlée
Le changement de courant
dans le circuit RLC du réseau
causé par le réamorçage,
induit une tension de polarité
inverse à celle de la source.
+2 p.u.
-2 p.u.
+1 p.u.
-3 p.u.

 Conclusions sur les réseaux flottants
 largement utilisé par le passé
 graduellement abandonné à cause des problèmes suivants :
 difficulté de localisation du défaut phase-terre;
 évolution d’un défaut phase-terre non éliminé en défaut biphasé à la
terre de forte intensité;
 requiert une isolation de 173 % (ex. câbles et parafoudres);
 risques de couplage capacitif entre le réseauprimaire et secondaire et
instabilité du point neutre (surtensions transitoires, « arcing ground
fault »)

 Mise à la terre à l’aide d’un transformateur étoile-triangle

 Mise à la terre à l’aide d’un transformateur zig-zag

Bobinages d’un transformateur zig-zag

CARACTÉRISTIQUES FLOTTANT SOLIDEMENT
MIS À LA
TERRE
MIS À LA
TERRE PAR
FAIBLE
IMPÉDANCE
MIS À LA
TERRE PAR
HAUTE
RÉSISTANCE
Niveau de défaut
phase-terre
Faible ≈ 3 φ
Résistance:
25-1500 A
Réactance:
1000-5000 A
1-25 A
Déclenchement sur
1er défaut phase-terre
Non, mais
alarme
requise
Oui Oui Facultatif, selon
CCE 10-1102
Continuité de service sur
1er défaut phase-terre
Oui Non Non Facultatif, selon
CCE 10-1102
Défaut biphasé à la terre Probable Improbable Relativement
improbable
Possible
Risques (niveau d’énergie) lors
d’un défaut phase-terre
Réduit Très élevé Élevé Réduit
Charge phase-terre Non Oui Oui Non
Élimination de l’« Arcing
Ground Fault »
Non Oui Oui Oui

 Tension phase-terre des phases saines en fonction de X0/X1
 La surtension sur les phases saines lors d’un défaut à la terre dépend du
mode de mise à la terre X0/X1 du réseau.
Tensions des phases saines lors d’un défaut phase-terre
X0/X1 Vφ-T (X Vφ-N). Iφ-T (X I3φ) Type
∞ 1,73 ≈ 0 par haute impédance
10 1,52 0,25 par réactance
5 1,38 0,43
3 1,25 0,60 effectivement
1 1,00 1,00 solidement
0 0,87 1,50
-1 1,73 3,00
-3 4.58 3,00
-5 2.65 1,0
-10 2,07 0,38
- ∞ 1,73 ≈ 0 flottant

Tension phase-terre des phases saines en
fonction de X0/X1
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
10
0
V b X0_X1
( )
3
10
10 X0_X1
Capacitif Inductif
homopolaire
directe
Flottant
Solidement
MALT
Effectivement
MALT
MALT
Par
réactance
MALT
par
haute
impédance

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