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
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.
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
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 63 kV / 20 kV Transformateur
220 kV / 63 kV
Transformateur 20 kV / 400V – 230V POSTE SOURCE
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.
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.
∼∼∼∼ ∼∼∼∼
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 on ne tient pas compte du facteur de puissance
I = S / U x √3
= 1 300 000 000 / 400 x √3
=1 876 000 A on ne tient pas compte du facteur de puissance 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.
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
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.
Réseau public Raccordement au réseau
Protection HTA Transformateur HT / BT
Comptage BT Sectionnement général BT
Distribution et protection BT
NF C 13-100NORMES:
NF C 15-100 Antenne ou simple dérivation:
Double dérivation:
Boucle ou coupure d’artère:
1 seul transformateur
I HT ≤ 45A
COMPTAGE EN BT
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 1 seul transformateur
I HT ≥ 45A
COMPTAGE EN HTA
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).
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.
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( Ω Ω Ω Ω )
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( Ω Ω Ω Ω )
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
Rp Rn Ra
HT BT
Rp Rn Ra
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.
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
SERIE Tenue thermique (kA eff. 1s) Tenue électrodynamique (kA crête)
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.
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).
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
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 14Calcul de l’intensité :
I = S / U x √3 = 400 / 20 x √3 = 11,5AChoix des fusibles :
3 + 3 Fusibles soléfuse 43ACellules d’arrivée :
2 cellules IM 400 – 24 –14,5Comptage BT ou HT :
Comptage BTCellules 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
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 :
Cellules de départ ou protection transformateur:
* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.
3- 2 transformateurs 800 kVA 20kV /400V, immergés dans l’huile, alimentés par une antenne (Pcc = 450 MVA).
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 :
Cellules de départ ou protection transformateur:
* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.
4- 2 transformateurs 1000 kVA 20kV / 400V, immergés dans l’huile, dont 1 secouru par GE , alimentés par une double dérivation (Pcc = 550 MVA).
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 :
Cellules de départ ou protection transformateur:
Cellule pour l’arrivée secourue :
* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.
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.
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 :
Cellules de départ ou protection transformateur:
Cellule pour l’arrivée secourue :
* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel
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 :
Série 20Calcul de l’intensité :
I = S / U x √3 = 800 / 15 x √3 = 31AChoix des fusibles :
3 + 3 Fusibles soléfuse 43ACellules d’arrivée :
2 cellules IM 400 – 17,5 –20 avec verrouillage A4Comptage BT ou HT :
Comptage BTCellules de départ ou protection transformateur:
1 cellule QM 400 – 17,5 –20
* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.
IM IM QM
Arrivée 1 Arrivée 2 Transfo 800 kVA
3- 2 transformateurs 800 kVA 20kV /400V, immergés dans l’huile, alimentés par une antenne (Pcc = 450 MVA).
Choix des cellules et des fusibles (NF C13-100)*
Choix de la série :
Série 14Calcul de l’intensité :
I = S / U x √3 = 800 / 20 x √3 = 23AChoix des fusibles :
6 + 3 Fusibles soléfuse 43ACellules d’arrivée :
1 cellule IM 400 – 24 –14,5Comptage 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
Cellules de départ ou protection transformateur:
2 cellules QM 400 – 24 –14,5
* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.
IM QM QM
Arrivée Transfo
800 kVA Transfo
800 kVA DM2
CM
Comptage
4- 2 transformateurs 1000 kVA 20kV / 400V, immergés dans l’huile, dont 1 secouru par GE , alimentés par une double dérivation (Pcc = 550 MVA).
Choix des cellules et des fusibles (NF C13-100)*
Choix de la série :
Série 16Calcul de l’intensité :
I = S / U x √3 = 1000 / 20 x √3 = 29AChoix des fusibles :
6 + 3 Fusibles soléfuse 43ACellules d’arrivée :
2 cellules IM 400 – 24 –16 avec verrouillage A4Comptage BT ou HT :
Comptage HT :• 1 disjoncteur DM2 (courant) DM2 400 – 24 –16
• 1 cellule de comptage CM (tension) CM 400 – 24 –16
Cellules de départ ou protection transformateur:
2 cellules QM 400 – 24 –16
Cellule pour l’arrivée secourue :
1 cellule NSM 400 – 24 - 16 1 cellule GBM 400 – 24 - 16* Prendre toujours 3 fusibles de rechange pour changement éventuel.
IM QM QM
Arrivée Transfo
1000 kVA Transfo
1000 kVA CM DM2
Comptage IM
Arrivée
GBM NSM
Groupe secours
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.
Choix des cellules et des fusibles (NF C13-100)*
Choix de la série :
Série 12Calcul de l’intensité :
I = S / U x √3 = 1000 / 15 x √3 = 38A I = S / U x √3 = 400 / 15 x √3 = 15AChoix des fusibles :
6 + 3 Fusibles soléfuse 63A 6 + 3 Fusibles soléfuse 43ACellules d’arrivée :
2 cellules IM 400 – 17,5 –12,5Comptage 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
Cellules de départ ou protection transformateur:
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 Transfo
DM2
IM CM QM IM IM GBM NSM QM
Transfo
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
Colonne Colonne Colonne
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.
Symbole du refroidissement des transformateurs :
1
èrelettre 2
èmelettre 3
èmelettre 4
èmelettre 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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
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 :
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
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
OPTION VERSION TARIF OPTION VERSION TARIF OPTION VERSION TARIF
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).
• EJP : Effacement Jour de Pointe.
• 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).
• EJP : Effacement Jour de Pointe.
• 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.
TARIF BLEU au 3 juillet 2003 :
OPTION BASE
Abonnement annuel en €
Prix de l’énergie en centimes d’€ par kWh
3 kVA
20,40 9,556 kVA
51,969 kVA
102,4812 kVA
147,1215 kVA
191,7618 kVA
236,4024 kVA
394,8030 kVA
553,2036 kVA
711,607,77
OPTION HEURES CREUSES
Abonnement annuel en €
Prix de l’énergie en centimes d’€ par kWh
Heures Creuses Heures Pleines 3 kVA
6 kVA
909 kVA
161,3412 kVA
233,2815 kVA
304,9218 kVA
376,5624 kVA
63030 kVA
883,4436 kVA
1136,884.62 7.77
8h d’heures creuses par jour (souvent la nuit mais parfois entre 12h et 14h) et 16h pleines par jour.
OPTION EJP
Abonnement annuel en €
Prix de l’énergie en centimes d’€ par kWh Heures Normales Heures de Pointe 12 kVA
18 kVA
97,56
36 kVA
389,165,55 46,36
La Pointe Mobile dure 22 jours / an de 7h à 1h le lendemain du 1er novembre au 31 mars.
OPTION TEMPO
Abonnement annuel en €
Prix de l’énergie en centimes d’€ par kWh
Jours Bleus Jours Blancs Jours Rouges
HC HP HC HP HC HP
9 kVA
134,8412 kVA
15 kVA 18 kVA
190,08
24 kVA 30 kVA
349,68
36 kVA
469,923,11 3,93 6,63 7,91 12,54 35,58
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 2,280Longues
47,76 7,728 5,491 2,721 2,143Coefficient 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
Prime fixe annuelle (€ / kVA)
Prix de l’énergie en centimes d’€ / kWh
Hiver Eté
Utilisations PM HCH HPE HCE
Longues
47,76 26,253 5,243 2,721 2,143Coefficient de puissance réduite
HPH HCH HPE HCE
1 seule dénivelée possible en UL - 0,36 0,20 -
Dépassement de puissance 10,77 € / heure
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
Prime fixe annuelle (€ / kVA)
Prix de l’énergie en centimes d’€ / kWh
Hiver Eté
Utilisations PM HPH HCH HPE HCE
Très Long
108,36 5,361 4,217 3,172 2,470 1,575Longues
66,60 9,512 5,482 3,718 2,625 1,712Moyennes
39,60 13,556 6,831 4,282 2,846 1,906Courtes
16,80 19,863 8,917 5,140 3,084 2,105Energie 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 -
Dépassement de puissance 10,77 € / heure
OPTION
BASE
Prix de l’énergie en centimes d’€ / kWhHiver Eté
Coefficient de puissance
réduite
PM HPH HCH HPE HCE
Très Longues Utili.
1 0,76 0,31 0,15 0,06Longues Utilisations
1 0,76 0,31 0,15 0,06Moyennes Utilisations
1 0,76 0,31 0,15 0,06Courtes Utilisations
1 0,77 0,33 0,18 0,08Dépassement 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).
•
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.
A I = 40A
R
A I = 50A
M V
U= 220V
V
U= 220V
Q ϕ
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
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.
ϕ’
ϕ
Qc = P (tg ϕ – tg ϕ’)
P atelier = 500 kW cos ϕ = 0,75
→ → → S = P + Q
P atelier = 500 kW cos ϕ = 0,928
→ → → 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
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.
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.
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’énergie réactive.
• Diminue la puissance apparente ou appelée en 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’énergie réactive.
• Diminue la puissance apparente ou appelée en 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
