BE Electra

 A/ Inductances shunt

1/ Fonction  des inductances Shunt

 Elles servent à limiter la surtension engendrée par la puissance capacitive des lignes HT, dans les réseaux faible, c'est-à-dire à faible puissance de court-circuit, ou mise sous tension avec une charge faible ou sans charge.

ΔU % = Q_c *100 /  S_sh.c

Avec :

ΔU % :  accroissement de la tension due à la puissance capacitive générée par la ligne

Q_{c :} puissance réactive capacitive générée dans le réseau

S_{sh.c :} puissance de court –circuit du réseau.

 Elle  servent également à compenser la capacité des lignes et des réseaux de câbles étendues, qui ont une plus grande capacité par rapport à la terre,  en limitant le transfert d’énergie réactive dans le réseau, ce qui permet de transmettre plus d’énergie active sans pour autant augmenter de nouvelles lignes de transmission.

 Le couplage capacitif entre les différentes phases des lignes de transmission très longues engendre dans le cas de ré -enclenchement monophasé un courant qui maintient l’arc secondaire. Ce dernier est éteint par une réactance monophasée insérer dans le neutre.

2/Types d’inductances

 Elles sont triphasées pour les hautes tensions et sont monophasées pour les très hautes tensions, ce qui facilite la gestion des stocks pour la maintenance.

 3/ Raccordement

· Dans le cas d’une régulation de tension et de puissance réactive, l’inductance  est raccordée directement sur le jeu de barre

·  Si l’inductance est utilisée pour l’extinction de l’arc secondaire dans le cas de ré - enclenchement monophasé de ligne, elle est connectée directement à la ligne.

· Elle peut aussi être raccordée à l’intersection de plusieurs lignes

· Ou à l’enroulement tertiaire de transformateur ; le raccordement d’une inductance à travers un transformateur de puissance engendre une chute de tension. Dans ce cas, un stabilisateur de tension est nécessaire pour les alimentations auxiliaires. Il faudra également tenir compte de cette chute de tension pour déterminer la tension nominale de la réactance.

 Les inductances sont installées dans les postes et sous-stations. Le neutre de l’inductance shunt peut être mis directement à la terre, à travers une réactance ou isolé de la terre.

4/ Mise sous tension et commande

 Le disjoncteur de l’  inductance doit être fermé et ouvert à travers un relais de synchronisation, permettant de déterminer l’instant optimale (tension entre phase est maximale) pour sa mise sous tension. 

 Dans le but  d’un contrôle continu de la puissance réactive et d’atténuer la fluctuation de la puissance dans le réseau, les inductances sont commandées et contrôlées par thyristor. (TCR)

5/ Protection pour réactance shunt directement mise à la terre

 Une protection  différentielle de type à  haute impédance est utilisé comme protection principale, à travers des transformateurs de courant et une protection contre la surcharge doit être utilisée comme protection de secours.

 B/ Inductances séries

 Elles servent à limiter le courant de court-circuit et réduire la puissance de court-circuit du réseau de manière  à l’adapter au pouvoir de coupure de disjoncteurs ou à la résistance aux courts-circuits des équipements.

 Stabilité synchrone d’un réseau

 En fonctionnement normal, l’énergie produite par la centrale ou la génératrice, diminuée des pertes,  est égale à l’énergie maximale transmise Pmax. Il y’a équilibre.

 En cas de défaut triphasé sur une ligne, la protection correspondante doit déconnecter cette dernière. Durant le défaut, la puissance P’ transmise est maximale, pour un défaut proche du réseau, et est nulle pour un défaut proche de la génératrice.

Après l’effacement du défaut, la  puissance transmise P’’  est comprise entre   0.5 Pmax et Pmax. Le problème est de maintenir la stabilité synchrone pendant l’effacement du défaut.

Action pour améliorer la stabilité d’un réseau

 Il  y ‘ a deux cas :

Ø Améliorer la stabilité pour un niveau de puissance transférée donné

Ø Ou augmenter la puissance transférée tout en maintenant une stabilité acquise.

SOLUTIONS :

1/

 Plus d’un conducteur par phase diminue la réactance de la ligne, donc le déphasage entre les deux extrémités de la ligne et augmente la puissance transférée avec une stabilité constante.

§ Si la réactance est de 100% avec un conducteur par phase, il est d’environ 80% avec 2 conducteurs, de 70% avec 3 conducteurs par phase et 65 % pour 4 conducteurs.

§ Plusieurs conducteurs par phase réduits la force du champ électrique à la surface des conducteurs. Ce qui permet d’avoir une tension plus élevée sans avoir  l’effet Corona .

2/

 Des capacités en série sur les lignes de transmission réduisent la réactance entre les stations. Le facteur de compensation “ c  “ est le rapport entre la réactance capacitive des conducteurs et la réactance inductive de la ligne. La puissance transférée est doublée pour un facteur de compensation de 30%.

3/

 Temps d’ effacement du défaut : un temps d’effacement du défaut court diminue l’accroissement du déphasage entre les 2 systèmes au point de défaut. L’accroissement du déphasage est proportionnel au carré de ce temps.

4/

 Un réenclenchement monophasé permet aux 2 autres phases saines de transférer la puissance même pendant la période morte. Pour les lignes de longueur supérieures à 350 Km, il est nécessaire d’introduire 4 réactances pour l’extinction de l’arc secondaire due à la capacité de couplage entre les 2 phases.

5/

 Le fait d’augmenter la constante d’inertie du générateur augmente le temps maximum d’effacement du défaut, étant donné qu’il est proportionnel au racine carré de la constante d‘inertie. La puissance à transférer autorisée augmente également pour un temps d’effacement du défaut constant.

 √C_inertie ≡ t_eff max.

 1/ Introduction

 Un transformateur de puissance est un important dispositif ou partie d’un réseau, tant du point de vue de sa fonction que de son prix élevé. De ce fait, sa disponibilité est très importante pour éviter des pertes de production dues à des pannes.

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                                                  D'électricité à partir des déchets

1. Selon sa puissance, certaines pièces de rechange, ou un transformateur de secours pourront être mise à disposition. La fiabilité du transformateur pourra être accrue par une bonne protection et supervision. Contrairement à un défaut sur une ligne qui peu être réparée sur place, le défaut sur un transformateur peut nécessiter une intervention en usine.

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 2/ Causes de défauts

 Ils sont souvent causés par :

 *une perte d’isolement entre enroulements ou entre enroulement et noyau, elle-même causée par :

 --un vieillissement du transformateur du à un échauffement de longue durée

--une contamination de l’huile

--des décharges corona sur l’isolation

--Surtensions transitoires dues à la foudre ou aux manœuvres

--Forces électrodynamiques sur les enroulements dues aux courants élevés de défauts externes ou aux courants d’enclenchement lorsque le transformateur est mis sous tension.

*des courts-circuits et défaut terre : causés par une diminution ou perte d’isolement des enroulements.

*dommage sur le réservoir du à une surpression    

3/Protection

La protection doit être fiable et rapide afin de déconnecter le transformateur le plus rapidement possible, dans les délais, pour limiter les conséquences.

La surveillance du transformateur de puissance peut être également utilisée pour détecter les conditions anormales pouvant entraîner le développement de défaut.

Les facteurs à considérer sont :

-la taille, c'est-à-dire la puissance

-la tension

-le type du transformateur : sec ou à huile.

Le prix de des relais de protection est négligeable, comparé au prix du transformateur et au coût des dommages dus aux défauts.

Généralement, les protections suivantes sont mises en œuvre :

ØTransformateur sur poteau cas de réseaux de distribution rurale : pas de protection spécifique. La mise sous-tension est assurée par un interrupteur.

 ØEn dessous de1MVA :

      üInterrupteur combiné avec fusibles au primaire contre les courts-circuits et les surcharges

      üProtection contre les défauts à la terre par relais  

Avec les transformateurs avec conservateur d’huile, on utilise habituellement les protections suivantes :

  ØTransformateur de puissance

üContrôle et surveillance de la pression : relais Bucholz Ansi 63

 üProtection contre les surcharges Ansi 51, supervision de la température des enroulements Ansi 26

               üProtection contre les court-circuits : overcurrent Ansi 50

üProtection contre les défauts à la terre Ansi 50N

 üIndicateur de niveau d’huile

 ØTransformateur de puissance≥5 MVA

 üContrôle et surveillance de la pression : relais Bucholz Ansi 63

               üProtection contre les surcharges Ansi 51, supervision de la température des enroulements Ansi 26

üProtection contre les court-circuits : overcurrent Ansi 50 et backup

 üProtection contre les défauts à la terre Ansi 50N

 üProtection différentielle Ansi 87T

 üRelais de pression dans le compartiment régleur en charge

 üIndicateur de niveau d’huile

 üProtection contre les surtensions dans certains cas : Ansi 59

 3.2 Protection différentielle Ansi 87 T

Une protection différentielle compare les courants entrant et sortant du transformateur.

Lorsqu’un défaut apparaît dans sa zone, la protection différentielle opère instantanément quand le courant différentiel mesuré est supérieur à la valeur programmée dans le relais.

Le relais est équipé d’une fonction stabilisatrice de courant pour les situations suivantes :

   üInrush current ou surcharge courant à l’enclenchement

üDéfauts francs

 üSurexcitation (surflux) du transformateur.

 Egalement, les harmoniques de rang 2 et de rang élevée sont bloquées lors de l’enclenchement du transformateur. 

ØInruch current Ansi 68

 Ce courant apparaît lors de la mise sous tension du transformateur. L’amplitude et la durée dépendent :

 üde la taille et de la conception du transformateur

 üde l’impédance de la source

 üde la rémanence du noyau

 üdu point de l’onde sinusoidale auquel le transformateur est mis sous tension.

 Il peut être de 5 à 15 fois le courant nominal du transformateur. Il est maximal lorsque le transfo est mis sous tension au point initial zéro. (la tension passe par zéro).

 En service normal, il existe un faible courant différentiel (déséquilibre) due aux caractéristiques des TC, et à la position du régleur principalement. Ce dernier influe le plus sur le courant différentiel en service normal.

 Ce déséquilibre est ajusté en interne dans le relais, de manière à avoir l’équilibre.

ØDéfauts externes

Lors des défauts externes, en dehors de la zone protégée, le courant différentiel existant en service normal augmente. Un défaut franc de 10 fois In(avec le régleur en position extrême) peut causer un courant différentiel de 1 à 2 In.

Pour stabiliser le fonctionnement du relais, ce dernier est fourni avec une fonction de mise au travail basée sur le pourcentage du courant différentiel par rapport au défaut Franc. Ce dernier est mesuré et le courant différentiel nécessaire à un déclenchement croit en fonction du défaut franc

ØSaturation ( Ansi 24)

 Elle est causée par les surtensions. Elle entraîne des pertes dans le fer et un échauffement du circuit magnétique. Le flux magnétique dans le noyau augmente considérablementet entraîne une augmentation du courant magnétisant I_m . Ce courant comprend des harmoniques de rang 5 I₅ qui augmentent avec I_m, ce qui peut entraîner un déclenchement intempestif de la protection différentielle. Donc la présence d’harmoniques de rang 5 est utilisée pour empêcher ces fonctionnements intempestifs.

Lorsque la surtension ou surexcitation augmente, I_m % de I_n augmente. I₅ % de I₁ augmente puis décroît, I₁% de I_mdécroît puis croît.

I_m: le courant magnétisant

I₁: le courant àfréquence fondamentale

I₅ : l’harmonique de rang 5.

La protection contre la saturation(V/Hz) est montée du côté ou il n’y a pas de régleur de prise en charge.

Pour les transformateurs raccordés aux bornes des génératrices, lors de démarrage, la saturation peut être évitée en augmentant la tension graduellement, avec l’augmentation de la fréquence.

ØProtection contre les surtensions

üProtection cuve : c’est une protection contre les surtensions due à une coupure de ligne ou d’origine atmosphérique. La cuve du transformateur est mise à la terre à travers un tore raccordé à un relais de terre.

üMise à la terre à travers un limiteur de surtension qui permet d’écouler à la terre les surtensions dans un régime à neutre isolé ou impédant.

 ØRelais Back-up ou protection de secours

 Ce sont des relais de protection contre les courts-circuits et les défauts à la terre. Ces protections sont à temps défini ou inverse et sont connectés du côté haute ou basse tension, et du côté neutre pour la fonction défaut à la terre. La protection contre les courts- circuits du côté HT sert aussi réserve pour le départ de ce côté.Une protection de distance sur la ligne (Ansi 21) sert également de back-up pour les grands transformateurs.

 ØRelais pour la détection de gaz Bucholz.

 Il est utilisé dans un transfo immergé dans l’huile, avec conservateur. En cas de défaut, l’arc entraîne une surpression, puis une décomposition de l’huile , puis une émission d’huile et du gaz . Ce dernier est détecté par un relais détecteur de gaz Bucholz. Ce dernier possède une unité d’alarme et une unité de déclenchement sensible au flux élevé de gaz lors de défauts internes sévères. Le gaz collecté est analysé et peut délivrer des informations sur la cause de son existence : si le gaz est inflammable cela veut dire qu’il y’a décompositiond’huile ou de papier, sinon, c’est de l’air et donc pas de danger. Le signal de déclenchement du relais Bucholz est très court lors de défauts internessévères car le relais est souvent détruit. Un système de relais permet la réception par le disjoncteur et les relais du signal.

ØIndication ou surveillance de la température

Une température très élevée dans le transformateur peut être causée par une surcharge, un problème de refroidissement ou une saturation.

Les transfos immergés dans l’huile sont surveillés par thermomètre. Ils font partie de l’équipement standard du transformateur. Il y’a un choix à faire entre deux types : thermomètre pour huile ou pour enroulement. Pour les gros transformateurs (> quelques MVA), les deux sont fournis. Les deux types constituent des capteurs pour la surcharge. Pour chaque type, il y’a une alarme qui peut mettre en marche un système de refroidissement et un déclencheur

ØSchéma de protection

Il faudra mettre les protections de défauts internes et de secours pour les défauts externes.

 TransfoHT/MT : Fonctions code Ansi : 87N-87T-51-37N-24

TransfoTHT /HT : Fonctions code Ansi : 87N-87T-51N-27N-21

 ØEnfin il existe des systèmes de prévention ouprotection contre l’explosion et les incendies .

C’est un outil  mathématique permettant de faire le calcul des courants de défauts asymétriques ou déséquilibré, monophasés ou biphasés dans un réseau triphasé déséquilibré.

Pour le système triphasé, trois types de composantes sont introduites  en tension et courant : séquence directe, inverse et homopolaire.

La séquence directe (d) : correspond à un système triphasé ou les courants de phase  et les tensions de phases produits par la génératrice sont équilibrés entre elles et déphasé de 120°.

La séquence directe correspond au sens de rotation positif à la fréquence du réseau, c'est-à-dire dans le sens contraire des aiguilles d’une montre.

La séquence inverse (i): c’est l’inverse de la séquence directe (rotation dans le sens négatif) avec un système triphasé de tension et de courants équilibrés aussi et décalés de 120°.

La séquence homopolaire (o): Les courants et les tensions sont égales entre elles en amplitude et en phase  sur toutes les phases .

Toutes les situations  dans le réseau peuvent  être décrites avec cet outil.

Formules :

En résumé :

I1 = Io + Id + Ii

I2=Io+ a²Id+aIi

I3= Io+aId+a²Ii

V1= Vo+ Vd+ Vi

V2=Vo+a²Vd+aVi

V3=Vo+aVd+a²Vi

a = 1/120°

I1, I2 et I3 (V1, V2, V3) correspondant respectivement à la phase 1, 2 et 3

Io, Ii, et  Id ( Vo, Vi, Vd )  correspondant respectivement à la séquence homopolaire, directe, et inverse.

Dans le cas de défaut biphasé (ex phases  2 et 3) , c’est un défaut asymétrique :

I1 = 0

I2= -I3= Un / (2Z + Zf)

V2=Un-ZI2

V3=Un-ZI3

Io=0 Id=-Ii

Vo =0

Z impédance du réseau sur les phases en défaut (phase2, phase3)

Zf : impédance du défaut

Un= tension entre phase

V2 tension monophasé sur la phase 2

V3 tension monophasé sur la phase 3

Défaut monophasé phase et terre (phase 1 et terre)

I1= 3V / (2Z+ Z0+3 Z1)

I2=I3= 0

Id=Ii=Io

V1= I1Z1

V: Tension simple du réseau

Z1= impédance du défaut entre la phase 1 et la terre.

Voir aussi les liens suivants : Calcul des courants de défauts et ordre de grandeur

                                       Défauts à la terre

                                       Défauts électriques

Un récepteur raccordé sur le réseau est traversé par un courant.

Il existe trois types de récepteurs :

• Le récepteur résistif : ces récepteurs ont une certaine résistance. (exemple : four électrique,      radiateur, fer à repasser, lampe à incandescence …)

Dans un circuit résistif pur, le courant est toujours et instantanément fonction de la tension.

La tension et le courant sont en phase.

La résistance est désignée par la lettre R et son unité est l’Ohm (Ω)

I = U/R

La puissance absorbée par la résistance est :

P= UI= RI² = U²/R

Branchée pendant un certain temps, il y’a consommation d’énergie, en kWh

• Le récepteur  selfique : c’est le plus rencontré après le récepteur résistif.      Ce sont les bobinages (exemple :      transformateur, moteur, ballast etc…)

La self est désignée par lettre L et son unité est le Henry.(H)

Dans un circuit selfique pur, le courant n’est plus en phase avec la tension, mais décalé de 90° en arrière, ou en retard de 90°.

Il y’a alternativement création d’un champ magnétique utilisant de l’énergie puis élimination de ce champ avec restitution de l’énergie. La self consomme de l’énergie réactive, exprimée en volt-ampère réactif (VAR). En  théorie il n’y a pas de consommation d’énergie active, mais comme il y’a toujours des pertes, il y’a une petite consommation d’énergie active.

• Le récepteur      capacitif : c’est le condensateur. Il est désigné par la lettre C et son unité est le Farad (F).

Dans un circuit capacitif, le courant est décalé de 90° en avant sur la tension ou en avance de 90°. Dans un circuit purement capacitif, il n’ y a pas non plus consommation d’énergie active, bien qu’il y’ait passage de courant.

Le condensateur consomme de l’énergie réactive exprimée en volt-ampère réactif (VAR).

La puissance réactive se calcule :

P_R = 2 Π f C U²

• Les circuits      mixtes : En pratique un récepteur n’est pas constitué uniquement      de résistance, de self ou de capacité, ces trois récepteurs coexistent. Ils sont mis en      parallèle ou en série.
  

Ces différents récepteurs électriques fournissent de l’énergie utile disponible sous diverses formes : mécanique, lumineuse, thermique, chimique etc…

A cette énergie correspond une puissance utile ou active, exprimée en Watt.

Les moteurs, les transformateurs et les consommateurs qui reposent sur l’effet des champs électro-magnétiques, prélèvent en plus de

l’énergie nécessaire à leur travail utile, une énergie pour l’établissement des champs magnétiques. C’est l’énergie réactive en décalage de 90° avec la puissance réelle ou active, exprimée en VAR.

Le produit du courant et de la tension est dénommé puissance apparente. C’est la combinaison graphique vectorielle des puissances actives et réactives.

On désigne l’angle entre les puissances active et apparente par la lettre φ

Puissance active = Puissance apparente * cos φ

P_w= P_{A *} cos φ 

La valeur cos φ est appelée le facteur de puissance.

P²_A = P²_{w +} P²_R

Où

cos φ = P_w / √ (P²_{w +} P²_R )

On utilise également la notion de tg φ.

tg φ = P_R / P_w

MESURE DU cos φ

En monophasé : on peut mesurer la puissance ( à l’aide d’un Wattmètre), ainsi que la tension et le courant. Le rapport P_{w /} (U* I ) donne le cos φ.

En triphasé : par la méthode des deux wattmètres, on mesure les puissances W₁ et W_{2 ,} on obtient :

tg φ= √3 * (W₁ - W₂ ) / ( W_{1 +} W₂ )

cos φ= 1/ √ ( 1+ tg² φ)

Il existe également des appareils électroniques permettant d’afficher le

cos φ directement.

Inconvénient d’un mauvais cos φ

Plus l’installation consomme de l’énergie réactive, plus le cos φ est faible, donc mauvais.

Pour une même puissance consommée, plus le cos φ est faible, plus la puissance apparente est élevée, donc le courant appelé est élevé.

Pour une même puissance, il faut donc transporter dans tous les circuits électriques une intensité d’autant plus grande que le cos φ est mauvais. Cela entraîne une surcharge des câbles et des transformateurs de distribution, et une augmentation des pertes dans ceux-ci.

Pertes dans les câbles : Ces pertes sont engendrées par les pertes joules qui sont fonction du carré du courant. L’amélioration du cos phi réduit le courant de ligne.

Lorsque le cos φ passe d’une valeur initiale cos φ₁ à une valeur finale cos φ₂ , les pertes joules sont réduits de :

[1- (cos φ1 / cos φ2 )²] *100 en %

Donc le passage du cos φ de 0.5 à 1 réduit les pertes de 75 %

Un mauvais cos φ engendre également des chutes de tension dans les câbles d’alimentation, ce qui veut dire réduction des capacités et rendement des récepteurs :

La chute de tension dans une ligne électrique peut être calculée par la formule :

ΔU= I( R cos φ + ωL sin φ )

La puissance maximale transportable, avec une chute de tension de n%, dans un réseau triphasé est calculée par :

P max = nU² / (R +ω tg φ)

Pertes dans les transformateurs : Les pertes d’un transformateur sont constituées des pertes fer et des pertes cuivres, qui sont fonction du carré du courant, et varient donc avec la charge et le cos φ .

Les pertes fer correspondent à la puissance absorbée à vide par le transformateur.

La chute de tension au transformateur varie avec le cos phi.

ΔU = ΔUr cos φ + ΔUs sin φ 

ΔUr Chute de tension résistive

ΔUr Chute de tension selfique.

La puissance que peut débiter un transformateur est exprimée en KVA, c’est la puissance apparente disponible. On utilisera d’autant mieux un transformateur que le cos φ de la charge est proche de 1, car le besoin est en puissance active, en KW.

En améliorant le cos φ d’une valeur initiale cos φ₁ à une valeur finale cos φ₂ , on libère une puissance apparente supplémentaire de :

KVA = KW [(1/ cos φ₁ ) – (1/ cos φ₂ )]

Un transformateur de 1000 KVA débitant une charge de 400 KW avec un cos φ de 0.4 est chargé à son maximum. 

En améliorant le cos φ de 0.4 à 0.9, il reste disponible 555 KVA, soit plus de la moitié de la puissance apparente.

Coût de l’énergie :

    En plus de transporter l’énergie réactive dans les lignes et les transformateurs HT, les producteurs doivent également générer cette énergie réactive. Ce qui oblige à surdimensionner les groupes et machines de production ou à installer des batteries de condensateur HT. C’est pour cela que les sociétés de distribution d’énergie électrique facture à l’utilisateur le coût du KWH d’autant plus cher que le

cos φ est mauvais.

cos φ = E_w / √ (E²_{w +} E²_R )

tg φ = E_r / E_w

Si le est inférieur à une certaine valeur, la facture est pénalisée. Au cas contraire, un bonus peut être accordé.

Correction du facteur de puissance

Elle se fait par l’installation de batteries de condensateurs qui produisent l’énergie réactive dont les récepteurs ont besoin localement et partiellement, ce qui réduit l’énergie réactive fournie par le réseau : c’est le principe de la compensation de l’énergie réactive ou de l’amélioration du facteur de puissance.

Soit une charge inductive consommant un courant I1=Iw+IR vectoriellement.

En mettant en parallèle un condensateur de courant IC, donc en opposition avec IR, le courant inductif consommé par le récepteur est réduit de la résultante IR-IC, ce qui fera passer l’angle de

φ₁ à φ₂ , améliorant le cos φ .

Le courant consommé par le récepteur est ainsi réduit de I1 à I2.

Détermination de la puissance du condensateur

Elle se fait par calcul (voir plus haut) ou par des abaques donnant le facteur k à multiplier à la puissance à compenser pour passer dune valeur cos φ₁ à cos φ_2.

1/Définition:

Un défaut à la terre est un court-circuit entre un ou plusieurs conducteurs et la terre ou un élément conducteur mis à la terre. Il engendre un courant circulant des conducteurs en défaut vers la terre, dit courant homopolaire. Il peut être monophasé, biphasé (double défaut à la terre), ou triphasé à la terre. Le courant de défaut à la terre est caractérisé par sa composante homopolaire mais contient aussi une composante directe et inverse.

Il peut aussi être la conséquence d’arc électrique.

C’est le type de défauts le plus fréquent.

La protection contre les défauts à la terre dépend du mode de mise à la terre.

A-Cas de mise à la terre directe :

courant de défaut monophasé à la terre :

I_f = 3 U _n / √ [( 2X_k + Xo +3(X₁ +X_PE )]²+ [ 2R_k + Ro +3(R₁ +R_PE ]²

Avec :

I_{f :} le courant de court-circuit phase –terre (A)

Un : la tension nominale entre phase-neutre (V) ?

X_k, R_k: réactance, résistance de court-circuit dans le cas de court-circuit triphasé juste à l’aval immédiat du transformateur. (Ω/phase)

X_1, R₁: réactance, résistance du conducteur de phase 1 en défaut jusqu’au point de défaut (Ω / phase)

X₀ : réactance homopolaire (Ω/phase)

X_PE : impédance du conducteur de protection (Ω)

Correspond à la valeur minimale du courant de défaut, s’il est inférieur au courant de défaut biphasé sans terre, dans le cas de MALT directe.

Protection :

Le courant homopolaire est très élevé dans ce cas.

La protection se fait par fusibles et relais de protection numérique, à travers un TI tore , en secours . La coupure de la phase en défaut doit se faire dans le temps défini par les normes pour un court-circuit phase- conducteur de protection (PE).

La protection par relais de protection numérique peut se faire également par le calcul du courant de terre à partir de 3 TC raccordés sur le relais.

B- Dans le cas de mise à la terre indirecte ou par impédance Z, le courant de défaut monophasé à la terre se calcule par la formule déterminée par la méthode des composantes symétriques :

I_f = 3 U _n  / (Z_d + Zi + Zo + 3(Z+ Z₁+ Z_PE))

I_{f :} le courant de court-circuit phase–terre (A)

U _n : la tension nominale entre phase/Neutre (V) ?

Z_d : impédance directe (Ω/phase)

Zi : impédance inverse (Ω/phase)

Zo : impédance homopolaire (Ω/phase)

Z: impédance de mise à la terre (Ω)

Z₁ : impédance du conducteur de phase en défaut jusqu’au point de défaut (Ω)

Z_PE : impédance du conducteur de protection (Ω)

Défaut biphasé à la terre ou double(ex : ph1et ph2):

  I_f = U / 2Z_k + Z₁+ Z₂ + Z_PE

I_{f :} le courant de court-circuit biphasé –terre (A)

U : la tension nominale entre phase (V) ?

Z_k : impédance de court-circuit dans le cas de court-circuit triphasé juste à l’aval immédiat du transformateur. (Ω/phase)

Z₁ : impédance du conducteur de phase 1 jusqu’au point de défaut (Ω)

Z₂ : impédance du conducteur de phase 2 jusqu’au point de défaut (Ω)

Z_PE : impédance du conducteur de protection (Ω)

C’est la valeur minimale du courant de défaut dans ce cas de MALT.

Protection :

Le courant résiduel est calculé à partir d’un TC tore raccordé sur l’entrée de mesure du relais de protection. La protection est déclenchée si la valeur efficace du courant résiduel dépasse la valeur réglée sur le relais ou si la temporisation est dépassée.

Le courant de défaut terre étant très faible, cela ne nécessite pas de déclenchement. Mais il faut rechercher et éliminer le défaut, raison pour laquelle on utilise une protection directionnelle pour pouvoir les courants capacitifs. Dans ce cas les courants et les tensions des trois phases sont raccordés sur le relais.

La protection peut également être faîte à travers un relais de détection de la tension homopolaire au niveau de la MALT du neutre du transformateur.

2/ Mesure du courant homopolaire

La présence d’une composante homopolaire est significative de défaut à la terre. Elle est mesurée soit :

-         par  la somme des courants au secondaire de TC placés sur chaque phase

-         ou par l’intermédiaire de transformateur Tore placé autour des 3 phases ou sur la connexion de mise à la terre.

La somme géométrique de ces courants est nulle en l’absence de défaut, tandis que les 3 tensions phase- terre sont équilibrées . En  cas de défaut à la terre, cet équilibre est rompu, il apparaît des courants capacitifs  phase- terre Io qui se referment par la terre comme le défaut. Leur somme n’est plus nulle mais égale à 3 Io, courant capacitif total du réseau. D’où la nécessité de faire un réglage adapté de la protection suivant le cas de mise à la terre.

En effet, si la MALT est faite par impédance, la protection du relais homopolaire est réglée à une valeur supérieure à 3 Io, pour éviter un déclenchement sur une phase saine comportant un relais.

Dans le cas d’un neutre isolé, le courant de défaut est très faible, inférieur à 3Io. La seule manière de différencier le courant de défaut du courant capacitif est le sens d’écoulement : on utilise alors un relais homopolaire directionnel.

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sché

Défauts:Modification accidentelle affectant le fonctionnement normal d'un processus, ou du circuit électrique.
Origine: Lorsque deux circuits ayant des tensions différentes se mettent contact, il y’a court-circuit : un courant de défaut en résulte.

Pour un défaut du à un court-circuit, le courant de défaut est :
-- proportionnel à la tension existant à l'endroit du contact avant qu'il ne s'établisse, c'est à dire, la tension avant défaut.
--inversement proportionnel à l'impédance équivalente vu des points de défaut.

Types de défauts dans les circuits triphasés :

 Lorsqu’un circuit triphasé est équilibré, il se comporte comme 3 circuits monophasés indépendants de f.e.m égales, mais déphasé de 0, π/3, 2 π/3, avec les impédances cycliques.

Un schéma équivalent monophasé appelé schéma d’impédances directes détermine le comportement global du circuit si le défaut affecte les phases de manière identique. 

 Un défaut n’affectant jamais  les 3 phases de manière identique, la plupart des défauts sont non équilibrés. Le théorème de superposition (utilisé pour réseaux à comportement non linéaire) nous permet de décomposer  tout réseau en 3 systèmes :

* directe

* inverse

* homopolaire.

 Les défauts font intervenir un, deux, ou trois de ces systèmes élémentaires. Etant donné qu’à chacun de ces systèmes correspond un schéma monophasé équivalent d’impédance correspondante, lors d’un défaut, il faut déterminer le schéma équivalent pour chacun de ces systèmes, puis les recombiner pour obtenir les caractéristiques réelles du défaut.

Défaut triphasé : Il est constitué par la mise en court-circuit des 3 phases. C’est un défaut symétrique qui ne fait intervenir que le système directe.

I1=I2=I3=Id ; V1=V2=V3=V

V : tension phase/Terre

Défaut biphasé à la terre : c’est un défaut constitué par un court-circuit entre deux phases et la terre. Dans ce cas 3 systèmes sont mises à contribution.

--directe

--inverse,car le défaut est dissymétrique

--homopolaire,car le défaut retourne partiellement par la terre suivant le mode de mise à la terre du neutre.

I1=0 ; I2#0 ; I3#0

V1#0 ; V2=V3=O

# : différent ;

Défaut biphasé sans terre : c’est un court-circuit entre deux phases. Il faut tenir compte de deux systèmes de composantes :

--directe

--inverse.

I1=0 ; I2#0 ; I3#0

V1=-2 V2=-2V3

Défaut monophasé à la terre : ce défaut est constitué par un court-circuit entre une phase et la terre. Il fait intervenir les 3 systèmes de composantes :

--directe

--inverse

--homopolaire

I1=0 ; I2=0 ; I3#0

V1#0 ; V2#0 ; V3=0

Coupure d’une phase : Le défaut considéré est la coupure d’une phase. Il faut introduire le système inverse car ce défaut provoque un déséquilibre qui se traduit par l’apparition de courant et de tension inverse.

Défauts Francs, Défauts résistants : Lorsqu’un court-circuit présente une impédance nulle et négligeable, sa valeur est maximale et on parle alors de « court-circuit franc ou boulonné. »

 Mais si le court-circuit présente à ses bornes un arc électrique, ce dernier possède une résistance proportionnelle à sa longueur et inversement proportionnelle à sa section.

 Dans ce cas on le nomme « court-circuit résistant ».

 Le calcul des défauts francs nécessite la détermination de la tension avant défaut et de l’impédance équivalente vue du point de défaut.

Tension avant défaut: Les courants de défauts sont proportionnels à la tension avant défaut.

 Il est recommandé de prendre comme tension avant défaut la valeur maximale de la plage normale de variation, correspondant à un réseau faiblement chargé.

 Si le réseau dispose de moyens de réglage de la tension, la plage normale de variation est à déterminer avec le client industriel et dépend de l’élément régleur.

Impédance équivalente  vue du point de défaut:

Elle dépend :

* de la puissance de court-circuit Pcc minimale et maximale fournie par le distributeur d’électricité

* du nombre de moteur en marche dans les usines

* des compensateurs synchrones et groupes locaux de production d’énergie en parallèle avec le réseau.

 et donc varie suivant une plage.

 En combinant la tension maximale avant défaut à l’impédance minimale équivalente et la tension minimale avant défaut (réseau fortement chargé) à l’impédance maximale avant défaut, on obtient deux valeurs de courant de défaut dont le rapport peut varier du simple au 10éme   .

La valeur maximale sert au dimensionnement des matériels.

La valeur minimale aux réglages des seuils de détection des appareils de protection.

 Le calcul de courant de défaut résistant est très difficile pour les raisons suivantes :

* les caractéristiques géométriques de l’arc sont variables et dépendent des conditions locales d’établissement du défaut.

* Le défaut résistant peut prendre toute valeur comprise entre 0 et la valeur maximale obtenue pour le même défaut boulonné.

Il passe par la détermination des impédances directe, inverse et homopolaire vues du point de défaut.

La valeur des impédances du matériel constituant le circuit est donné par les constructeurs. 

Pour les machines statiques et tournantes, les impédances sont données en pour un (P.U) ou pour cent de la valeur ohmique Z : 

z(p.u)=Z* Sn / Un² ou z(p%)=100*Z Sn /Un² 

Un=tension nominale en KV

Sn=Puissance nominale de la machine en MVA 

Les machines de même type ont des impédances du même ordre de grandeur fournies par des valeurs réduites ( p.u) ou pour cent. Et le courant de court-circuit se calcule : 

Icc = In / Z 

Pour les réseaux , un réseau est caractérisé par :

--des puissances de court-circuit triphasée maximale et minimale

-- des puissances de court-circuit monophasée maximale et minimale

--une constante de temps apériodique du circuit associée à la puissance de court-circuit triphasé : T_a 

Z=Ub²/Pcc 

Ub=Tension de base (KV)

Pcc=Puissance de court-circuit (MVA). 

en valeur réduite, 

 z(p.u) = Sn / Pcc

Impédance directe Zd :

Ta=L/R 

R=Z / √ (1+ [T_a w]²) 

L=Ta Z / √ (1+ [T_a w]² ) 

Z= √ (R²+X_L²) 

X_L = L w

Impédance inverse Zi : 

Souvent égale à Zd.

Impédance homopolaire Zo :

Courant de défaut monophasé en provenance du réseau :

I = 3 Pcc monophasée /√3 Ub

 I = courant de défaut monophasé

 I=3V/ (Zo+Zi+Zd)

 V étant la tension simple. En supposant Zi ≈ Zd, nous obtenons Zo.

Impédances des liaisons : 

 Les lignes et les câbles sont caractérisés par une résistance, inductance, capacité entre phases et neutre linéique : on les appelle liaisons à constante réparties (tout au long de la longueur).On les remplace habituellement par des impédances ponctuelles équivalentes . 

Impédances des lignes haute tension

Impédance directe Zd : 

Zd=Rd=r*l / n S 

S=Section 

n=nombre de ligne 

r= résistivité (du métal déployé) 

l= longueur 

environ 0.4 Ω/ km pour les tensions entre 30et 220 KV,

  capacité entre phases : 9 nF/km

Impédance directe Zi :

 Zd ≈ Zi si montage en triangle ou phase transposées.

 Impédance homopolaire Zo :

 Zo ≈ 3 Zd

 Impédances des câbles

Impédance directe :

 Rd=r*l / S

 Xd ≈ 0.1 Ω/ km

 Cd  ≈  0.1 à 0.6 μ F/km.

Impédance Inverse :

 Zi ≈ Zd si symétrie de montage entre les 3 phases

 Impédance homopolaire :

 Zo  est négligeable.

 Impédances des Transformateurs

 Impédance directe :

 Le schéma équivalent monophasé direct d’un transformateur est constitué d’une  impédance série suivie d’un transformateur idéal,  de rapport théorique égal au rapport de transformation réel. Zcc est égale en valeur réduite à la valeur de Ucc obtenue lors des essais.

 Des transformateurs de puissances et tensions voisines ont des résistances et réactances proches en valeurs réduites.

 La réactance  appelée aussi réactance totale de fuite dépend du niveau d’isolement de l’enroulement HT : suivant ce dernier les fuites magnétiques sont plus ou moins importantes.

 Niveau d’isolement ↑ , réactance↑

 Puissance apparente du transformateur ↑ , réactance↑

 Selon UTE 52-100, Ucc n’est valable que dans les limites de tolérances : ±10% sur Ucc pour la prise principale, ± 100/7 % pour les autres prises dont les tensions tournent autour de ± 5% de la prise principale.

 La norme UTE 52-100 définit les limites supérieures de surintensité pouvant traverser les enroulements pour les transformateurs à 2 enroulements : elles varie de 25In pour les petits transfos à 8In pour les gros.

 Impédance Inverse :

 Zi ≈ Zd 

 Impédance homopolaire :

  Dépend des possibilités de rebouclage par la terre et du mode de couplage. Elle est différente selon qu’on voit au primaire ou au secondaire.

 Impédances des machines tournantes.

Machines synchrones :

Impédances directes et constantes de temps :

 Le courant de court-circuit en provenance d’une machine synchrone dépend de la réactance directe sub-transitoire, transitoire et de la réactance synchrone.

Ces réactances ainsi que leur constante de temps correspondante sont données par les constructeurs et se situent dans des plages. Ces valeurs dépendent si ces machines sont à pôles saillants ou à pôles lisses ; Tolérance ± 15 % pour la réactance synchrone et ± 30% pour la réactance sub-transitoire selon UTE C 51-111.

 Impédance Inverse :

  Application d’un système inverse de tension triphasé → champ tournant à vitesse relative par rapport au rotor = 2* vitesse de synchronisme→ courants induits circulant dans le rotor à fréquence double de celle des tensions. La seule limitation au passage du courant reste donc le flux existant entre l’enroulement inducteur et l’enroulement induit. → réactance inverse ≈ réactance transitoire X’d représentative des fuites entre ces deux enroulements.

 Impédance homopolaire :

 Elle est faible par rapport à l’impédance directe correspondante.

L’alternateur peut être relié au JDB soit par un transformateur en Δ /Y, soit directement.

Dans le 1^er cas, les régimes de neutre sont indépendants. L’alternateur est mis à la terre par une résistance élevée, donc Zo est négligeable.

Dans le 2eme cas, ils sont mis à la terre habituellement par une bobine du point neutre représentant une impédance homopolaire élevée vue du JDB.

 Machines asynchrones :

Impédance directe :

Schéma équivalent

 X :réactance de fuites totales ramenée au stator

Rs : résistance statorique

Rr : réactance rotorique ramenée au stator

Fcem : Force contre électromotrice du moteur

 La Fcem du moteur doit être mise en court-circuit dans cette représentation pour l’étude des courants de court-circuit. →

 Zd = Impédance interne de la machine à rotor bloqué

  Zd = 1/ ( Id/In) en p.u

  Id : courant de démarrage

 In : courant nominal.

  Cos φ= Rd/Zd

Id/In augmente lorsque la puissance de la machine diminue. Ceci est dû en partie à la diminution de l’entrefer.

Par exemple en  BT  , Id/In ≈ 7.5

 en  MT , Id/In ≈ 6 

  Id/In est donné par le constructeur à ± 20% de tolérance selon UTE C 51-111.

Zd est valable au démarage. ( <1/2 période).

 Impédance inverse :

  Lorsqu’on applique un système triphasé inverse au stator, la conséquence est l’application au rotor d’un champ tournant à vitesse = 2 Ns ( vitesse synchrone).

 Ce qui entraîne :

 Zi ≈ Impédance interne de la machine rotor bloqué . ≈ Zd

 Impédance homopolaire :

 Zo ≈ 0 par rapport à Zd

 Les neutres de machines asynchrones sont habituellement isolés.

  Les régimes du neutre différent par la mise à la terre ou non du neutre et le mode de mise à la terre des masses. Le régime du neutre est identifié par deux lettres .
Première lettre:
Situtation du neutre par rapport à la terre
T: Liaison directe du Neutre à la terre.
I: Abscence de liaison du Neutre à la terre, ou liaison par l'intermédiaire d'une impédance .
Deuxième lettre:
Situation des Masses de l'installation par rapport à la terre
T: Liaison des Masses à une prise de Terre distincte.
N:Liaison des Masses au Neutre.

Les 3 schémas suivants sont utilisés( norme NFC-15100) :

-- Schémas TT: prises de terre de Neutre et de Masses séparées.
-- Schémas TN: mises des Masses au Neutre.
-- Schémas IT: Neutre impédant ou neutre isolé.

Le choix du régime du Neutre d'une installation se fait suivant les critères suivants :

a) Nature de la source d'alimentation

 Sauf accord du distributeur d’énergie électrique, le régime TT est imposé à tout utilisateur alimenté par un réseau de distribution publique.

Pour changer de régime, il faudra installer après comptage, un transformateur BT/BT.

b) La réglementation

 Dans les établissements recevant du public ou des travailleurs, la réglementation ne reconnaît que le schéma IT pour les installations de sécurité à source centrale autonome autre qu’en TBT .(ex : éclairage)

c) les  impératifs de l'exploitation

Schéma IT :

 --Signalisation au 1^er défaut,

 --coupure pour défaut double.

 En cas de 1^er défaut, il y’a signalisation, puis localisation par le contrôleur permanent d’isolement,  et enfin élimination immédiate du défaut. Ce qui permet la continuité de service.

Par contre, en cas de défaut d’isolement sur une phase, le danger est augmenté en cas de contact direct car dans ce cas la tension phase/terre atteint la tension composée.

 En cas de défaut, le limiteur de surtension est court-circuité par ce dernier. Ce qui fait que toute surtension peut s’écouler par la terre : ce ui est un danger en cas de contact indirect.

Demande un service d’entretien qualifié.

Conditions à réaliser :

 n Limitation du courant de premier défaut :

La résistance de la prise de terre globale des masses doit être telle que :

 R x Id ≤ U_L

Où Id est le courant de 1^er défaut franc entre un conducteur de phase et une masse.

U_L = tension limite conventionnelle; 50 volts dans le cas général et 25 volts pour les chantiers et les locaux d’élevage d’animaux.

n Protection contre les contacts indirects :

*installation d’un contrôleur permanent d’isolement, et signalisation du 1^er défaut d’isolement.

*Un limiteur de surtension

*dispositifs à maximum de courant ou différentiels pour la coupure au second défaut.

n  Surveillance permanente de l’isolement :

*Permet la signalisation visuelle ou sonore du 1^er défaut, sa recherche et son élimination rapide.

*Les CPI possèdent une borne réseau sur laquelle sera raccordée le neutre sans interposition d’aucun appareillage et une borne terre sur laquelle sera raccordée la plus proche prise de terre.

n Protection à l’apparition du second défaut:

 En cas de défaut double, sur deux conducteurs actifs, il y’a  circulation d’un courant de défaut qui n’est limité que par l’impédance de la boucle de double défaut. Dans le cas ou les masses sont interconnectées,  

le schéma devient TN. Dans le cas ou les masses ne sont pas interconnectées,  le schéma devient TT

*Masses interconnectées : en cas de 2eme défaut, l’un au moins des dispositifs de protection situés dans la boucle de double défaut doit fonctionner suivant les modalités suivantes :

Neutre non distribués ( ITSN )

 temps de coupure =0.4 s, Id=0.5U/Zs

Neutre distribués (ITAN)

Temps de coupure =0.8 s, Id=0.5Uo/Zs

Zs étant l’impédance de la boucle de défaut.

ITSN : zs est constitué du conducteur de phase.

ITAN : Zs est constitué du conducteur neutre et du conducteur de protection du circuit.

Id : Courant assurant le fonctionnement du dispositif de protection.

Uo : Tension entre phase et neutre.

U : Tension entre phases.

*Masses non interconnectées : elles sont regroupées par  groupes, un dispositif à courant différentiel – résiduel (DR) doit protéger chaque groupe de masses interconnectées.

Les dispositifs DR sont choisis de façon que : I∆n ≤ U_L /R_A 

I∆n : courant différentiel nominal de fonctionnement

U_L :Tension limite conventionnelle pour l’emplacement considéré.

R_A : résistance de mise à la terre des masses.

n Protection contre les surtensions:

 Lorsque l’installation est  alimentée à partir d’un transformateur HT/BT un limiteur de surtension doit être installé afin d’écouler directement à la terre les surtensions provenant d’un contact accidentel HT/BT.

Les limiteurs de surtensions doivent être conformes à la norme NFC 63-150.

 Les appareils ayant un faible niveau d’isolement doivent être alimentés  par un transformateur de séparation. Autrement, en cas de surtension, l’écoulement du courant qui en résulte se fera à travers de ces appareils, ce qui rendrait le limiteur inutile.

 Le limiteur est raccordé entre le neutre et la terre pour chaque transformateur d’alimentation par des conducteurs de protection. Ces derniers doivent être dimensionnés pour supporter l’ensemble des courants susceptibles de traverser le limiteur après amorçage.

Le limiteur doit pouvoir s’amorcer avant le parafoudre, s’il y’ en a dans l’installation.

 Lorsque le limiteur est raccordé à une prise de terre distincte,  la résistance de la prise de terre du neutre BT doit être au plus égale à 3.4 Ohms en cas de réseau de distribution publique HT aérien et 1 Ohm en cas de réseau souterrain ou mixte.

 L’installation BT doit être protégée à l’origine par un dispositif de coupure à courant différentiel résiduel.

  Des dispositifs différentiels sont installés en tête d’installation, et aux différents niveaux de manière sélective. Mais lorsque l’installation est importante, le nombre de niveaux pouvant être protégés sélectivement qui est en général limité à 3 ne suffit pas.

Les condensateurs sont utilisés pour compenser le réseau en énergie réactive, réduire les pertes dans le réseau, compenser les gros moteurs au démarrage  ou compenser la chute de tension.

 Cependant la mise sous tension et hors tension des condensateurs génère des courants transitoires facteurs de surcharges, un appel de courant élevé ou peut  entrer en résonance avec le réseau s’il comporte des harmoniques, qui à leur tour entraînent une surtension qui va générer une surcharge dans le réseau.

 Le problème de la résonance est minimisé par l’emploi d’inductance en série avec le condensateur, ce qui constitue également un filtre d’harmonique et permet de réduire le courant appelé à l’enclenchement.

 Une solution contre ces courants transitoires consiste à connecter le condensateur à l’instant précis ou la tension passe par zéro par l’utilisation de relais de synchronisation du disjoncteur.

 Les condensateurs peuvent être également commandés et contrôlés par thyristor.

1/ Protection contre les surcharges( Ansi 49 RMC) et courts-circuits( Ansi 50/51) 

 Les bancs de condensateurs sont protégés par des fusibles contre les courts-circuits.

Les courants transitoires engendrent des surcharges. La protection contre les surcharges doit être effectuée par un relais de surcharge.  Au-delà de 300 Kvar, une protection thermique est recommandée. Ils peuvent supporter jusqu’à 1.3 fois leur courant nominal, leur classe de température.

 Puisque les condensateurs sont souvent connectés en en série avec les réactances, il n’est pas possible de détecter une surcharge en mesurant la tension sur le jeu de barres. Cela est du au fait qu’ un accroissement de la tension à travers la réactance de même que le courant harmonique, n’ entraînent pas une surtension sur le jeu de barre. Il existe aujourd’hui des relais qui mesurent le courant dans le banc de condensateurs et le transforme en tension correspondant aux éléments de capacité.

2/ Protection contre les déséquilibres( Ansi 51C)

 Lorsque les bancs de condensateurs sont protégés par des fusibles, en service normal, quand toutes les unités de capacités sont en bon état, le courant de déséquilibre est très faible. En cas de défection d’une unité, il y’a fusion, ce qui  provoque un déséquilibre et une surtension. Le banc de condensateur doit donc être mis hors service pour remplacer l’unité défectueuse.

 Les bancs de condensateurs sont habituellement montés en double Y avec les neutres connectés. Le courant entre les deux neutres est supervisé par un relais à max de I de déséquilibre.

  Les capacités sont conçues pour supporter 110% de la tension nominale en permanence.

3/ Raccordement  

Toutes les capacités doivent être équipés de système de décharge. Lorsqu’elles sont raccordées en étoile, le neutre ne doit pas être mis directement à la terre. La mise à la terre à travers un parafoudre est permise.

4/ Capacités series

 Elles améliorent la capacité de transfert d’énergie du réseau et réduisent les pertes dans les systèmes de transmission. Dans les systèmes de distribution, ils améliorent la stabilité de la tension du réseau.

Normes : DIN VDE 0560- part 1/45/410 –-DIN EN 60831-60871 --- DIN VDE 0100/0101/0105.