Bonnes pratiques de fonctionnement pour les disjoncteurs et contacteurs de tableaux de distribution
Bonnes pratiques de fonctionnement pour les disjoncteurs et contacteurs de l'armoire électrique
Fonctionnement des installations BT/MT
Armoires électriques
L'objectif de cette directive est d'offrir des pratiques recommandées pour le fonctionnement et l'inspection des disjoncteurs et contacteurs d'armoires électriques à tiroir en tension moyenne (2 - 13,8 kV) et basse tension (200 - 480 V). Un fonctionnement bien réglementé est d'une importance capitale pour maximiser les performances et la durée de vie des équipements de l'installation, ainsi que pour assurer un environnement de travail sûr pour le personnel.
Cet article décrit les responsabilités du personnel opérationnel, ainsi que leurs contrôles et inspections quotidiens des armoires électriques. De plus, il développera les meilleures pratiques pour le fonctionnement et la protection des transformateurs, moteurs, barres, câbles, disjoncteurs et contacteurs.
Inspections par l'opérateur
Il incombe au personnel opérationnel de mettre en place et de réaliser des inspections routinières régulières de toutes les armoires électriques de l'installation. Les disjoncteurs, contacteurs et barres doivent être maintenus propres et secs pour réduire le risque de défaillances d'isolation qui pourraient entraîner des explosions et des incendies. En général, il est conseillé de réaliser des inspections une fois par jour.
Voici les éléments d'inspection quotidienne recommandés pour les armoires électriques :
Si des anomalies sont détectées lors du processus d'inspection mentionné ci-dessus, des ordres de maintenance doivent être émis.
Il abordera les pratiques de protection contre les surintensités et les défauts à la terre des alimentations, ainsi que la protection contre les surintensités des sources et des liaisons, et d'autres pratiques cruciales liées aux transformateurs. De plus, il traitera des transferts de barres d'armoires électriques et explorera les problèmes qui se posent lors du parallèlement de deux sources d'alimentation et dans les schémas de transfert à temps de commutation.
Protection
Les relais de protection sont coordonnés de manière que seuls les disjoncteurs ou contacteurs nécessaires pour isoler les défauts soient mis hors tension automatiquement. Cela permet de maintenir le maximum d'équipements en fonctionnement, minimisant l'impact sur les unités de production en ligne. Cela donne également une indication de l'emplacement du défaut électrique.
Les défauts électriques dans les transformateurs, moteurs, barres, câbles, disjoncteurs et contacteurs sont généralement permanents. Avant de remettre sous tension les équipements, une enquête approfondie sur le fonctionnement des relais de protection doit être menée.
L'intensité des courants de court-circuit électrique varie généralement de 15 000 à 45 000 ampères, selon la taille et l'impédance du transformateur source.
Protection contre les défauts à la terre des alimentations
Les conceptions qui limitent le courant de défaut à la terre (généralement autour de 1000 ampères) utilisent des relais de terre distincts qui ne s'actionnent que pour les défauts à la terre. Ces relais s'actionnent avec des délais très courts pour isoler les alimentations mises à la terre avant que les relais de terre des disjoncteurs source ou de liaison puissent fonctionner.
Protection contre les surintensités des sources et des liaisons
Les disjoncteurs source et de liaison ne sont pas équipés d'éléments de coupure instantanée. Au lieu de cela, ils s'appuient sur des délais pour coordonner les réponses aux défauts avec les bus et charges en aval.
Généralement, ces relais sont réglés en fonction des niveaux de court-circuit triphasé maximum, avec un temps d'opération allant de 0,4 à 0,8 secondes.
Normalement, ces relais présentent une caractéristique inverse de temps. C'est-à-dire que des niveaux de courant plus faibles entraîneront des délais proportionnellement plus longs pour tous les relais. Spécifiquement, le disjoncteur de liaison connecté à un autre bus est réglé pour fonctionner en environ 0,4 secondes, tandis que le disjoncteur basse tension du transformateur source est réglé pour fonctionner en environ 0,8 secondes.
Protection contre les surintensités du transformateur source haute tension
Les relais de surintensité du côté haute tension du transformateur source sont généralement réglés pour fonctionner environ 1,2 seconde après un court-circuit triphasé maximum sur le côté basse tension. Ce délai permet une coordination appropriée avec les relais de surintensité du côté basse tension ou secondaire.
Ces relais ont généralement une caractéristique inverse de temps, ce qui signifie que des niveaux de courant plus faibles entraînent des temps de fonctionnement plus longs. Les relais de surintensité du côté haute tension du transformateur source supposent qu'un défaut peut se produire dans le transformateur lui-même, dans les bus de connexion ou les câbles du côté basse tension, ou dans le disjoncteur basse tension. Ils mettront hors tension tout l'équipement nécessaire pour isoler le défaut.
Pour les interrupteurs de transfert automatiques unitisés (UAT), généralement équipés de protection différentielle, les relais de surintensité du côté haute tension peuvent également provoquer le déclenchement total de l'unité et du transformateur principal de montée de tension. De plus, si le disjoncteur basse tension ne parvient pas à interrompre un défaut, les relais de surintensité du côté haute tension fournissent une protection contre le blocage du disjoncteur.
Protection résiduelle à la terre des sources et des liaisons
Pour les conceptions qui limitent le courant de défaut à la terre (généralement autour de 1000 ampères), des relais de terre distincts sont utilisés, qui s'actionnent uniquement en cas de défaut à la terre. Les relais de terre des disjoncteurs source et de liaison ne sont pas équipés d'éléments de coupure instantanée. Au lieu de cela, ils s'appuient sur des délais pour coordonner les réponses aux défauts avec les bus et charges en aval. Généralement, ces relais sont réglés en fonction des niveaux de courant de défaut à la terre maximum, avec un temps d'opération allant de 0,7 à 1,1 seconde.
Normalement, ces relais présentent une caractéristique inverse de temps. C'est-à-dire que des niveaux de courant plus faibles entraînent des délais proportionnellement plus longs pour tous les relais. Spécifiquement, le disjoncteur de liaison connecté à un autre bus est réglé pour fonctionner en environ 0,7 seconde pour 100 % des défauts à la terre, tandis que le disjoncteur basse tension du transformateur source est réglé pour fonctionner en environ 1,1 seconde.
Protection contre la mise à la terre neutre du transformateur source
Dans les schémas de conception visant à limiter le courant de défaut à la terre (généralement autour de 1000 ampères), des relais de terre dédiés sont utilisés. Ces relais sont spécialement conçus pour détecter avec précision le courant de terre circulant à travers le point neutre du transformateur. Ils sont très ciblés et ne seront déclenchés que lorsqu'un défaut à la terre se produit.
Normalement, le relais de terre neutre du transformateur source est réglé pour fonctionner environ 1,5 seconde après le défaut à la terre le plus grave. Ce réglage de délai est crucial car il assure que le relais puisse bien s'adapter aux relais de terre des disjoncteurs source et de liaison.
Le relais de terre neutre a une mission cruciale. Sa fonction principale est d'isoler les défauts à la terre qui se produisent du côté basse tension (c'est-à-dire du côté secondaire) du transformateur source. Les emplacements potentiels de défaut incluent les enroulements basse tension du transformateur, les disjoncteurs basse tension et les bus et câbles qui les relient. Plus important encore, il sert également de protection de secours. En cas de dysfonctionnement du disjoncteur basse tension face à un défaut à la terre, le relais de terre neutre interviendra rapidement pour couper le circuit défectueux, assurant ainsi le fonctionnement sûr et stable du système électrique.
Schémas d'alarme uniquement pour la terre
Les schémas d'alarme uniquement pour la terre limitent le courant de défaut à la terre à quelques ampères. Les valeurs typiques sont 1,1 ampère pour les systèmes 480 volts et 3,4 ampères pour les systèmes 4 kV. Pour les transformateurs source en étoile, le point neutre est généralement mis à la terre via un transformateur de mise à la terre. Pour les transformateurs source en triangle, le courant de défaut à la terre est généralement fourni par trois transformateurs, qui sont connectés en étoile mise à la terre du côté primaire et en triangle ouvert du côté secondaire.
Dans les deux cas, des relais de tension sont installés du côté secondaire des transformateurs de mise à la terre pour alerter en cas de conditions de défaut à la terre. Dans le cas des transformateurs source en triangle, la rupture des fusibles primaires des transformateurs de détection de la terre peut également déclencher une alarme.
Les deux schémas de relais émettent des alarmes (généralement avec une sensibilité de 10 % ou plus) pour tout l'équipement mis à la terre dans un système électrique spécifique. Cela comprend les enroulements basse tension ou secondaires du transformateur source, ainsi que tous les bus, câbles, disjoncteurs, transformateurs de tension et charges connectés.
Transferts de barres d'armoires électriques
Parallèlement de deux sources
Le parallèlement de deux sources d'alimentation différentes est la méthode préférée pour passer d'une source à une autre. Cette méthode n'impose aucun stress sur les moteurs, assure une transition en douceur et ne présente aucune menace pour l'équipement en cours d'exécution. Cependant, dans de nombreuses conceptions, le courant de court-circuit généré pendant le processus de parallèlement dépasse la capacité d'interruption des disjoncteurs d'alimentation.
Les disjoncteurs source et de liaison restent inchangés, mais les disjoncteurs d'alimentation peuvent ne pas parvenir à éliminer les défauts proches et pourraient même être endommagés au cours du processus. Par conséquent, la durée du parallèlement doit être minimisée (environ quelques secondes) pour réduire le temps d'exposition et la probabilité de défauts d'alimentation.
Généralement, ce problème est plus prononcé lorsque une unité de génération alimente un système, tandis que le transformateur de réserve ou de démarrage est alimenté par un système différent. La réduction de la puissance de sortie du générateur rapproche généralement les angles de phase, car l'angle de puissance du générateur diminue avec la charge réduite.
Transferts par coupure-reprise
Les transferts par coupure-reprise, également connus sous le nom de schémas de transfert à temps de commutation, peuvent potentiellement endommager les moteurs. Si le nouveau disjoncteur source ne se ferme pas après que le disjoncteur source précédent s'est ouvert, cela peut causer l'arrêt d'une unité en cours de fonctionnement ou interrompre un processus en cours. Lorsqu'une barre perd son alimentation, les moteurs connectés agissent comme des générateurs et fournissent une tension résiduelle à la barre.
Cette tension résiduelle diminue généralement en environ une seconde.
Cependant, les transferts par coupure-reprise se produisent beaucoup plus rapidement qu'une seconde, et la tension résiduelle peut se combiner avec la tension de la nouvelle source. Si la somme vectorielle de ces deux tensions dépasse 133 % de la tension nominale du moteur, le transfert peut réduire la durée de vie des moteurs concernés.
Schémas de transfert automatique de barres
Les schémas de transfert automatique de barres sont généralement conçus pour atténuer le stress sur les moteurs lors du transfert et pour coordonner avec les relais de défaut. La coordination avec la relais de surintensité est réalisée en initiant le transfert après que le disjoncteur source s'est ouvert. Si les relais de surintensité provoquent l'ouverture du disjoncteur source (indiquant un défaut de barre), le transfert automatique sera bloqué.
De plus, ces schémas utilisent généralement des relais de tension résiduelle et/ou des relais de synchronisation à haute vitesse. Les transferts ne sont autorisés que lorsque la somme vectorielle de la tension résiduelle et de la tension de la nouvelle source est inférieure à 133 % de la tension nominale du moteur. Si le transfert est bloqué par des relais de verrouillage 86, le schéma se met généralement en timeout.
Cependant, si ce n'est pas le cas, les opérateurs doivent vérifier que le schéma de transfert automatique est désactivé avant de réinitialiser les relais de verrouillage 86 de la barre.
