Etude du raccordement d une centrale de cogénération

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1 Etude du raccordement d une centrale de cogénération On étudie le plan de protection du départ 20 kv «Centrale» issu du poste «Source» 22/10/2009 Michel LAMBERT 1 Le réseau 20 kv Scc Scc maxi mini =160 MVA =133 MVA 2 km 240² A 10 km 148² 0,52MW tg 0,4 5,2MW tg 0,4 8 km 150² B 5 km 75² 4 transformateurs de 1250 kva 2,1 MW tg 0,4 35 MVA 2 groupes 1250 kva G 0,52MW tg 0,4 22/10/2009 Michel LAMBERT 2 1

2 Les données Les usagers Le départ «Centrale» alimente: - un réseau industriel comportant une centrale biogaz; - des PME et PMI; - de la clientèle domestique. 22/10/2009 Michel LAMBERT 3 Les données L architecture le départ est constitué principalement d une ligne de structure principale en câble et d une antenne aérienne en 148² almélec. Les PCC apportées par le réseau sur les barres 20 kv du poste sont: - PCC mini: 133 MVA. - PCC maxi: 166 MVA. Le régime de neutre est du type impédant. 22/10/2009 Michel LAMBERT 4 2

3 Les données Le réseau industriel Il comporte: deux groupes de 1,25 MVA quatre transformateurs de 1,25 MVA une charge naturelle de 2 MW tgϕ=0,4 Les impédances de la centrale sont: Zd = j.37ω (en régime transitoire) Zi = j.41ω 22/10/2009 Michel LAMBERT 5 Les données Les charges Charge maximale du départ Centrale: 8,34 MW; tgϕ 0,4. Puissance fournie par la centrale: 2,1 MW; 0,78 MVAR 22/10/2009 Michel LAMBERT 6 3

4 Les données Les caractéristiques du réseau Câble 240²alu: Zd/km = 0,126+0,108j 3Ico/km = 3,5 A Câble 150²alu: Zd/km = 0,21+0,117j 3Ico/km = 3 A Ligne 148²alm: Zd/km = 0,224+0,36j Ligne 75²alm: Zd/km = 0,44+0,36j Mise à la terre du neutre Zn = 40Ω 22/10/2009 Michel LAMBERT 7 Les données L exploitation Tension de service: 20kV +5%/-5% Réenclencheurs rapides sur le réseau HTB. Réenclencheur lent sur le départ centrale Il est prévu d effectuer des travaux sous tension sur l antenne aérienne du départ centrale. 22/10/2009 Michel LAMBERT 8 4

5 Les protections du réseau de distribution publique Le départ Centrale 22/10/2009 Michel LAMBERT 9 Le réglage des protections du départ Centrale Les défauts polyphasés La centrale est à l arrêt La centrale est couplée au réseau Les défauts à la terre 22/10/2009 Michel LAMBERT 10 5

6 La centrale est à l arrêt 20 kv Scc maxi=160 MVA Scc =133 MVA mini 2 km 240² A 10 km 148² 0,52MW tg 0,4 5,2MW tg 0,4 8 km 150² B 5 km 75² 4 transformateurs de 1250 kva 2,1 MW tg 0,4 35 MVA F 2 groupes 1250 kva G 0,52MW tg 0,4 22/10/2009 Michel LAMBERT 11 La protection contre les défauts polyphasés On détermine la Pcc mini du départ La centrale étant à l arrêt,c est la PCC en F Pcc mini au poste source: 133 MVA Impédance directe (en 20kV) j.3ω 2 km de 240² alu: 0,252Ω+j.0,216Ω 8km de câble 150² alu: 1,68Ω+j.0,936Ω 10 km de ligne 148² alm: 2,24Ω + j.3,6ω 5 km de ligne 75² alm: 2,2 Ω +j.1,8 Ω ΣZd = 6,37Ω +j.9,552ω ΣZd = 11,48 Ω Pcc(F) = 35 MVA 22/10/2009 Michel LAMBERT 12 6

7 La protection contre les défauts polyphasés Défaut biphasé en «F» Règle : Rϕ 0,8 Iccbi mini Un Iccbi min = = = 871A 2Zd 22,96 Pour un court-circuit ph2-ph3, en prenant en compte la charge maximale du départ (centrale à l arrêt) on trouverait: I 1 256A; I A; I A Réglage du relais Rϕ = 700 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 13 La centrale est couplée 20 kv Scc Scc maxi mini =160 MVA =133 MVA 2 km 240² A 10 km 148² 0,52MW tg 0,4 5,2MW tg 0,4 8 km 150² B 5 km 75² 4 transformateurs de 1250 kva 2,1 MW tg 0,4 35 MVA 2 groupes 1250 kva G 0,52MW tg 0,4 22/10/2009 Michel LAMBERT 14 7

8 Influence de la centrale 20 kv j3ω 0,252+j 0,216 Ω 1,68+j 0,936 Ω 4,44+j5,4 Ω 3 2 Vn G Zd = j37ω Ζi = j41 Ω 22/10/2009 Michel LAMBERT 15 Influence de la centrale Ip 0,252+j 3,216 Ω Zd=1,68+j 37,936Ω Zi= 1,68+j 41,936 Ω ZAM ZD 4,44+j5,4 Ω ZG 2 3 Vn 22/10/2009 Michel LAMBERT 16 8

9 Influence de la centrale Σ Zd Σ Zi Vn 3 Jdéfaut ZGd ZAMd Vn 3 ZGi ZAMi Ipd Ipi ZDd Ip2= a².ipd+a.ipi Ip3= a.ipd+a².ipi Jdéfaut ZDi 22/10/2009 Michel LAMBERT 17 Influence de la centrale Si ZDd >> ZAMd // ZGd et ZDi >> ZAMi // ZGi Vn 3 ZGd ZAMd Ipd ZDd ZGi ZAMi Ipi Jdéfaut ZDi Jdéfaut Un ZDd+ ZDi 22/10/2009 Michel LAMBERT 18 9

10 Influence de la centrale L intensité mesurée par la protection en tête du départ est réduite dans la proportion Ipd J ZGd = ZGd Z défaut + AM d et Ipi J ZGi = ZGi Z défaut + AM i Dans notre exemple, en ne gardant que la partie imaginaire des impédances, on obtient: Ipd Ipi = 0,92 et = 0, 93 Jdéfaut Jdéfaut En tête du départ la protection voit Centrale à l arrêt 256A; 1221A; 1076A Centrale couplée 191A; 1119A; 1008 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 19 Influence de la centrale Lorsque le départ comporte une antenne, l atténuation du courant mesuré par la protection est d autant plus importante que: L impédance de l antenne en défaut est grande devant les impédances amont. Le rapport des puissances de courtcircuit au point de raccordement de l antenne est faible. Scc Scc réseau centrale < 10 étude 22/10/2009 Michel LAMBERT 20 10

11 Réglage des protections du départ Centrale Règle générale: Rϕ 0,8 Iccbi mini Réglage du relais Rϕ 700A Dans les conditions particulières de l étude, le réglage par défaut de la protection doit être: R ϕ κ Rϕ (κ = 0,92) R ϕ 0,68 Iccbi mini R ϕ 640 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 21 Validation du réglage Validation du réglage R ϕ 640A Court-circuit sur départ adjacent Charges maximales du départ 22/10/2009 Michel LAMBERT 22 11

12 Court-circuit sur un départ adjacent Evaluation du courant de court-circuit injecté par la centrale en amont du départ Centrale. Le cas le plus défavorable correspond à un court-circuit triphasé proche des barres au poste source. 1,2,3 22/10/2009 Michel LAMBERT 23 Court-circuit sur un départ adjacent Evaluation du courant de court-circuit injecté par la centrale Avec ΣZd= 1,932+j.38,15Ω Vn IcctriG = = = 302A ΣZd 38,2 3 Valeur à prendre en compte: 1,2 x 302 A I ccg max 362 A 362 A< Rϕ<640 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 24 12

13 Relais directionnel Dans le cas où il aurait fallu verrouiller la protection sur défaut amont, on aurait pu doter le départ Centrale d un relais directionnel. Défaut biphasé amont I2 V2 V3 I3 Verrouillage V1 Défaut biphasé aval V2 V3 I3 V1 I2 Déclenchement 22/10/2009 Michel LAMBERT 25 Intensité maximale de charge du départ Charge maxi du départ et production mini S = 9 MVA Valeur à prendre en compte: 1,5 x S Smax = 13,5 MVA Ich = 390 A IMAP du départ défini par la capacité de transit des câbles 240²: 490 A (Hiver) IMAP de la cellule départ: 400 A Valeur à prendre en compte: 1,2 X 400 A Is = 480 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 26 13

14 Validation du réglage Cohérence du réglage R ϕ 640 A R ϕ > 1,2 Icc trig (362 A) R ϕ > Ich (390 A) R ϕ > Is (480 A) Réglage de la protection 480 A<Rϕ Rϕ<640 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 27 Définition des TC Les plans de protection des réseaux publics de distribution Français sont constitués de relais à maximum d intensité. Les départs sont principe équipés de TC de classe mesure /5; 30VA; classe 1 la charge maximale du départ étant de 9 MVA (260 A), on retiendra le calibre 400/5. Le courant de court-circuit maximal du départ est Icctri = 4800 A. La surintensité peut dépasser 10 In 22/10/2009 Michel LAMBERT 28 14

15 Réglage des protections du départ Centrale Défauts monophasés Les données Neutre impédant (Zn=40 Ω) Le capacitif du départ ( 31 A) Le capacitif du réseau: 120 A en schéma normal 210 A en schéma N-1 Les TC (400/5) 22/10/2009 Michel LAMBERT 29 Réglage des protections du départ Centrale Défauts monophasés La détection ampèremétrique Alimentation par 3 TC Rr 1,2 x 3Ico départ Rr 6% du calibre des TC 22/10/2009 Michel LAMBERT 30 15

16 Réglage des protections du départ «Centrale» Défauts monophasés Réglage du relais homopolaire 3Ico du départ: 31 A Rr 1,2 x 31 = 37,2 A Rr 6% x 400 = 24 A On retiendra la valeur Rr = 40 A Sensibilité 150 Ω Valeur insuffisante pour de l aérien 22/10/2009 Michel LAMBERT 31 Les protections homopolaires du départ «Centrale» La détections des défauts plus résistants EPTR réglée au minimum ( 0,7 A) 10 kω < Sensibilité < 15 kω ou PWH réglée au minimum ( 8 kw) - Sensibilité 1,2 kω 22/10/2009 Michel LAMBERT 32 16

17 Réglage des protections du départ «Centrale» Synthèse : Rϕ = 560 A Défauts monophasés : Rr = 40 A PWH réglée au minimum Temporisation : to = 0,5 s 22/10/2009 Michel LAMBERT 33 La protection générale NF C du réseau industriel 22/10/2009 Michel LAMBERT 34 17

18 La protection NF C Protection contre les défauts polyphasés Protection contre les défauts à la terre 22/10/2009 Michel LAMBERT 35 La protection NF C kv Scc Scc maxi mini =160 MVA =133 MVA 2 km 240² A 10 km 148² 0,52MW tg 0,4 5,2MW tg 0,4 C transformateurs de 1250 kva 8 km 150² B 2,1 MW tg 0,4 5 km 75² 35 MVA 2 groupes 1250 kva G 0,52MW tg 0,4 22/10/2009 Michel LAMBERT 36 18

19 La protection NF C Les données Pcc mini au poste source Scc = 133 MVA Puissance maximale de la centrale: Sn = 2,5 MVA Puissance de transformation du réseau industriel 20 kv: Sn =5 MVA Charge maximale: Ich maxi = 72 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 37 La protection NF C kv j3ω 0,252+j 0,216 Ω 4,44+j5,4 Ω 1,68+j 0,936 Ω G Zd = j37ω Ζi = j41 Ω 22/10/2009 Michel LAMBERT 38 19

20 La détection des défaut polyphasés Impédance en amont des barres du poste U² 20² Zam = j = j = j3ω Scc 133 Impédance de la liaison souterraine Z = 1,932Ω + j.1, 152Ω Impédance amont Zd = 1,932Ω + j.4,152ω Zd = 4,58Ω 22/10/2009 Michel LAMBERT 39 La protection NF C Pcc mini au point de raccordement (la centrale est à l arrêt) Scc U² 20² i = = Zd 4,58 min = 87MVA U Iccbi min = = = 2183A 2Zd 9,16 Réglage de la protection Rϕ 0,8 Iccbi mini Rϕ 1747 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 40 20

21 La protection NF C Validation du réglage Rϕ 1747A Court-circuit sur la liaison amont Charges maximales Courants d enclenchement 22/10/2009 Michel LAMBERT 41 La protection NF C Court-circuit triphasé sur la liaison Intensité maximale de court-circuit en régime transitoire fournie par la centrale: Icctri max = Un = Zd Icctri maxi = 312 A 1,2 x 312 A < Rϕ 1747A 374 < Rϕ 1747A 22/10/2009 Michel LAMBERT 42 21

22 La protection NF C Évaluation des courants d appel à la mise sous tension des transformateurs. Pour une temporisation de 0,2 s on admet que les courants d appel n excèdent pas 8 Ib. SnTr 5000 Ib = = = 144A U x 144 < Rϕ 1747A 1152 A < Rϕ 1747A 22/10/2009 Michel LAMBERT 43 La protection NF C Réglage de la protection 1152 A < Rϕ 1747A On retiendra Rϕ = 1200 A t = 0,2s 22/10/2009 Michel LAMBERT 44 22

23 La protection NF C Evaluation du courant de court-circuit minimal pour un défaut au secondaire BT d un transformateur. 20 kv ZAM Icc C Sn = 1,25 MVA Ucc = 6% 22/10/2009 Michel LAMBERT 45 G La protection NF C Courant de court-circuit pour un défaut biphasé au secondaire BT d un transformateur. U² U² ZdT = = Ucc SccT Sn 20² ZdT = 0,06 = 19,2Ω 1,25 ΣZd = ZAM + ZdT ΣZd = 1,932 + j4,152 + j19,2 = 1,932 + j23,352 ΣZd = 23,35Ω Un Iccbi = = = 428A 2 ΣZd 46,7 22/10/2009 Michel LAMBERT 46 23

24 La protection NF C Un réglage à 1200 A permet de détecter les court-circuits sur le réseau privé en amont du transformateur mais ne peut pas garantir la détection des défauts biphasés coté BT des transfos. Il est donc nécessaire de prévoir des protections par fusibles HTA au primaire des transformateurs. Attention aux conditions d emploi des fusibles 22/10/2009 Michel LAMBERT 47 Les TC Charge maximale du réseau: Ich maxi = 144 A Calibre nominale du secondaire I S n = 1 A PCC maxi apportée par le réseau Pcc max = 166 MVA Liaison TC-relais 20m 6²cu Résistance du relais Rr = 0,2 Ω 22/10/2009 Michel LAMBERT 48 24

25 Les TC On choisit les TC 250 /1 A; Cl 5P On définit La puissance Le facteur limite de précision 22/10/2009 Michel LAMBERT 49 Les TC On détermine l intensité maximale primaire U² 20² Zam = = = 2, 4Ω Scc 166 Zd = 2,4j+ 1, ,152j = 1, ,552j Zd = 4,04Ω Scc Icc max max = 20² 4,04 = Icc tri = 99MVA = Vn Zd = = 2858A 4,04 Icc max = 2858 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 50 25

26 Les TC Rtc R filerie R relais Rf=L (km) x20/s (mm²) Icc max Icc max InsTC Ual = Ktd R InpTC Rct = 10 Ω (fournie par le constructeur) R filerie = 0,02 x 20:6 = 0,67 Ω Rrelais = 0,2 Ω Ktd = 1,2 22/10/2009 Michel LAMBERT 51 Les TC Ual Icc InsTC InpTC max = Ktd R Icc max = 2858 A InsTC= 1A InpTC= 250 A Ktd=1,2 ΣR = 10, Ual = 1,2 10, Ual = 149 V 22/10/2009 Michel LAMBERT 52 26

27 Les TC Ual Flp S = Rct InsTC² InsTC Ual = 149 V Ins TC =1 A Rct = 10 Ω On examine les solutions pour 5 Flp 15 Flp=5 Flp=10 Flp=15 S= 20 VA S= 5 VA S= 0 VA surdimensionné 22/10/2009 Michel LAMBERT 53 Les TC On retiendra un jeu de TC 250/1 A Sn=5 VA Cl 5P10 22/10/2009 Michel LAMBERT 54 27

28 La protection NF C Défauts monophasés Les données TC: 250/1A Capacitif aval: négligeable 22/10/2009 Michel LAMBERT 55 La protection NF C La détection des défauts monophasés Par sommation des TC Rr 12 % InpTC Rr 30 A Solution à exclure Par tore homopolaire 100/1 A (Solution à retenir) Réglage préférentiel: Rr = 6 A 22/10/2009 Michel LAMBERT 56 28

29 La protection NF C Les réglages Rϕ 1200 A TC 250/1A; 5VA; 5P10 Rr = 6 A avec tore homopolaire 22/10/2009 Michel LAMBERT 57 La protection de découplage NF C /10/2009 Michel LAMBERT 58 29

30 La protection de découplage Les données Réenclencheur rapide en HTB Réenclencheur lent en HTA Pmax sur le départ Centrale: 9 MVA Pmax de production: 2,5 MW; tg0,4 Travaux sous tension sur le départ 22/10/2009 Michel LAMBERT 59 La protection de découplage Le choix La présence de réenclencheurs rapides en HTB impose la protection type H-3 22/10/2009 Michel LAMBERT 60 30

31 Synthèse Rϕ = 560 A/0,5s Rr = 8000W 0,5s C Rϕ = 1200 A/0,2s Rr = 6 A / 0,2s G NF C type H-3 Rϕ mini = V/1s Rr = 3450 V / 1s Rϕ maxi = V/0,2s Ru mini = 5000 V/instan Rf mini = 49,5 Hz/instan Rf maxi = 50,5 Hz/instan 22/10/2009 Michel LAMBERT 61 En conclusion Si une étude ne fait pas l autre, les démarches sont identiques. Il faut s attacher à vérifier la cohérence des réglages et surtout à tenir compte de la topologie du départ «Centrale». Un étude sera d autant plus simple à réaliser que: Le départ est dédié à la centrale; la puissance de court-circuit apportée par la centrale est faible par rapport à celle fournie par le réseau; la puissance de court-circuit minimale du départ est importante; la puissance de production est faible. 22/10/2009 Michel LAMBERT 62 31

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