Appareillage de commutation

Dans un système électrique , un appareillage de commutation est composé d'interrupteurs de sectionnement, de fusibles ou de disjoncteurs utilisés pour commander, protéger et isoler les équipements électriques. L'appareillage de commutation sert à la fois à mettre hors tension les équipements pour permettre la réalisation de travaux et à éliminer les défauts en aval. Ce type d'équipement est directement lié à la fiabilité de l' alimentation électrique .

Les premières centrales électriques utilisaient de simples interrupteurs à couteau ouverts , montés sur des panneaux isolants en marbre ou en amiante . Les niveaux de puissance et les tensions ont rapidement augmenté, rendant l'ouverture des interrupteurs manuels trop dangereuse pour autre chose que l'isolation d'un circuit hors tension. Les équipements de commutation remplis d'huile permettent de contenir et de contrôler en toute sécurité l'énergie de l'arc. Au début du XXe siècle, une ligne d'appareillage de commutation était une structure métallique fermée avec des éléments de commutation à commande électrique utilisant des disjoncteurs à huile. Aujourd'hui, les équipements remplis d'huile ont été largement remplacés par des équipements à air comprimé, à vide ou au SF ₆ , ce qui permet de contrôler en toute sécurité des courants et des niveaux de puissance importants par des équipements automatiques.

L'appareillage de commutation haute tension a été inventé à la fin du XIXe siècle pour faire fonctionner les moteurs et autres machines électriques. La technologie a été améliorée au fil du temps et peut désormais être utilisée avec des tensions allant jusqu'à 1 100 kV.

En règle générale, les appareillages de commutation des sous-stations sont situés à la fois du côté haute et du côté basse tension des grands transformateurs de puissance . L'appareillage de commutation du côté basse tension des transformateurs peut être situé dans un bâtiment, avec des disjoncteurs moyenne tension pour les circuits de distribution, ainsi que des équipements de mesure, de contrôle et de protection. Pour les applications industrielles, une gamme de transformateurs et d'appareillages de commutation peut être combinée dans un seul boîtier, appelé sous-station unifiée (USS). Selon les dernières recherches de Visiongain, une société d'études de marché, le marché mondial des appareillages de commutation devrait atteindre 152,5 milliards de dollars d'ici 2029, à un TCAC de 5,9 %. L'augmentation des investissements dans les énergies renouvelables et la demande accrue de systèmes de distribution électrique sûrs et sécurisés devraient générer cette augmentation.

Un ensemble d'appareillage de commutation comporte deux types de composants :

• Composants conducteurs d'énergie, tels que les interrupteurs, les disjoncteurs, les fusibles et les parafoudres, qui conduisent ou interrompent le flux d'énergie électrique.
• Systèmes de contrôle tels que panneaux de commande, transformateurs de courant, transformateurs de potentiel, relais de protection et circuits associés, qui surveillent, contrôlent et protègent les composants conducteurs d'énergie.

L'une des fonctions de base des appareillages de commutation est la protection, qui consiste à interrompre les courants de court-circuit et de surcharge tout en maintenant le service sur les circuits non affectés. Les appareillages de commutation assurent également l'isolation des circuits par rapport aux alimentations électriques. Les appareillages de commutation sont également utilisés pour améliorer la disponibilité du système en permettant à plusieurs sources d'alimenter une charge.

L'appareillage de commutation est aussi ancien que la production d'électricité . Les premiers modèles étaient très primitifs : tous les composants étaient simplement fixés à un mur. Plus tard, ils ont été montés sur des panneaux en bois. Pour des raisons de protection contre l'incendie, le bois a été remplacé par de l'ardoise ou du marbre . Cela a conduit à une amélioration supplémentaire, car les appareils de commutation et de mesure pouvaient être fixés à l'avant, tandis que le câblage se trouvait à l'arrière.

Les appareillages de commutation pour les tensions plus basses peuvent être entièrement enfermés dans un bâtiment. Pour les tensions plus élevées (plus de 66 kV environ), les appareillages de commutation sont généralement montés à l'extérieur et isolés par l'air, bien que cela nécessite beaucoup d'espace. Les appareillages de commutation isolés au gaz permettent de gagner de la place par rapport aux équipements isolés par l'air, bien que leur coût soit plus élevé. Les appareillages de commutation isolés par l'huile présentent un risque de déversement d'huile.

Les interrupteurs peuvent être actionnés manuellement ou équipés de moteurs pour permettre un contrôle à distance.

Un appareillage de commutation peut être un simple interrupteur à air libre ou être isolé par une autre substance. Une forme efficace mais plus coûteuse d'appareillage de commutation est l'appareillage de commutation isolé au gaz (GIS), où les conducteurs et les contacts sont isolés par du gaz hexafluorure de soufre sous pression (SF6 ₎ . D'autres types courants sont les appareillages de commutation isolés à l'huile ou sous vide.

La combinaison des équipements à l'intérieur de l'enceinte de commutation leur permet d'interrompre des courants de défaut de plusieurs milliers d'ampères. Un disjoncteur (à l'intérieur d'une enceinte de commutation) est le composant principal qui interrompt les courants de défaut. L'extinction de l'arc lorsque le disjoncteur sépare les contacts (déconnecte le circuit) nécessite une conception minutieuse. Les disjoncteurs se répartissent en six types :

Les disjoncteurs à huile utilisent la vaporisation d'une partie de l'huile pour projeter un jet d'huile le long du trajet de l'arc. La vapeur libérée par l'arc est constituée d' hydrogène gazeux . L'huile minérale a de meilleures propriétés isolantes que l'air. Chaque fois qu'il y a une séparation des contacts porteurs de courant dans l'huile, l'arc dans le disjoncteur est initialisé au moment de la séparation des contacts et, en raison de cet arc, l'huile est vaporisée et décomposée principalement en hydrogène gazeux et crée finalement une bulle d'hydrogène autour de l' arc électrique . Cette bulle de gaz hautement comprimée autour du tour empêche le réamorçage de l'arc une fois que le courant a atteint le passage par zéro du cycle. Le disjoncteur à huile est l'un des plus anciens types de disjoncteurs.

Les disjoncteurs à air comprimé peuvent utiliser de l'air comprimé (soufflé) ou la force magnétique de l'arc lui-même pour allonger l'arc. Comme la longueur de l'arc durable dépend de la tension disponible, l'arc allongé finira par s'épuiser. Alternativement, les contacts sont rapidement basculés dans une petite chambre étanche, l'échappement de l'air déplacé soufflant ainsi l'arc.

Les disjoncteurs sont généralement capables de mettre fin à tout flux de courant très rapidement : généralement entre 30 ms et 150 ms selon l'âge et la construction de l'appareil.

Les disjoncteurs à gaz (SF6 _{) étirent parfois l'arc à l'aide d'un} champ magnétique , puis s'appuient sur la rigidité diélectrique du gaz SF6 _pour éteindre l'arc étiré.

L'appareillage hybride est un type qui combine les composants des appareils de commutation traditionnels isolés dans l'air (AIS) et des appareils de commutation isolés dans le gaz SF6 ₍ GIS). Il se caractérise par une conception compacte et modulaire, qui englobe plusieurs fonctions différentes dans un seul module.

Les disjoncteurs à ampoules à vide ont des caractéristiques d'arc minimales (car il n'y a rien à ioniser autre que le matériau de contact), de sorte que l'arc s'éteint lorsqu'il est légèrement étiré (< 2–8 mm). Près de zéro courant, l'arc n'est pas assez chaud pour maintenir un plasma et le courant cesse ; l'espace peut alors supporter l'augmentation de la tension. Les disjoncteurs à vide sont fréquemment utilisés dans les appareillages de commutation moyenne tension modernes jusqu'à 40 500 volts. Contrairement aux autres types, ils ne sont pas adaptés à l'interruption des défauts CC. La raison pour laquelle les disjoncteurs à vide ne sont pas adaptés à la coupure de tensions CC élevées est qu'avec le CC, il n'y a pas de période de « courant nul ». L'arc plasma peut s'auto-alimenter en continuant à gazéifier le matériau de contact.

Les disjoncteurs qui utilisent le dioxyde de carbone comme isolant et moyen d'extinction d'arc fonctionnent selon les mêmes principes qu'un disjoncteur à l'hexafluorure de soufre (SF6 _{) . Le SF6} étant un gaz à effet de serre plus puissant que le CO2 _, en passant du SF6 _au CO2 _, il est possible de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 10 tonnes au cours du cycle de vie du produit.

Les disjoncteurs et les fusibles se déconnectent lorsque le courant dépasse un niveau de sécurité prédéterminé. Cependant, ils ne peuvent pas détecter d'autres défauts critiques, tels que des courants déséquilibrés, par exemple lorsqu'un enroulement de transformateur entre en contact avec la terre. À eux seuls, les disjoncteurs et les fusibles ne peuvent pas faire la distinction entre les courts-circuits et les niveaux élevés de demande électrique.

La protection différentielle repose sur la loi de Kirchhoff , qui stipule que la somme des courants entrant ou sortant d'un nœud de circuit doit être égale à zéro. En utilisant ce principe pour mettre en œuvre une protection différentielle, n'importe quelle section d'un chemin conducteur peut être considérée comme un nœud. Le chemin conducteur peut être une ligne de transmission, un enroulement d'un transformateur, un enroulement d'un moteur ou un enroulement du stator d'un alternateur. Cette forme de protection fonctionne mieux lorsque les deux extrémités du chemin conducteur sont physiquement proches l'une de l'autre. Ce système a été inventé en Grande-Bretagne par Charles Hesterman Merz et Bernard Price .

Deux transformateurs de courant identiques sont utilisés pour chaque enroulement d'un transformateur, d'un stator ou d'un autre appareil. Les transformateurs de courant sont placés autour des extrémités opposées d'un enroulement. Le courant traversant les deux extrémités doit être identique. Un relais de protection détecte tout déséquilibre des courants et déclenche les disjoncteurs pour isoler l'appareil. Dans le cas d'un transformateur, les disjoncteurs du primaire et du secondaire s'ouvriraient.

Un court-circuit à l'extrémité d'une longue ligne de transmission ressemble à une charge normale, car l'impédance de la ligne de transmission limite le courant de défaut. Un relais de distance détecte un défaut en comparant la tension et le courant sur la ligne de transmission. Un courant important accompagné d'une chute de tension indique un défaut.

Plusieurs classifications différentes d'appareillages de commutation peuvent être établies :

Une seule ligne peut incorporer plusieurs types de dispositifs différents, par exemple, des bus isolés à l'air, des disjoncteurs à vide et des commutateurs à commande manuelle peuvent tous exister dans la même rangée de cabines.

Les caractéristiques nominales, la conception, les spécifications et les détails des appareillages de commutation sont définis par une multitude de normes. En Amérique du Nord, les normes IEEE et ANSI sont principalement utilisées, tandis que le reste du monde utilise les normes CEI , parfois avec des dérivés ou des variantes nationales locales.

Pour garantir des séquences de fonctionnement sûres des appareillages de commutation, le verrouillage à clé captive fournit des scénarios de fonctionnement prédéfinis. Par exemple, si une seule des deux sources d'alimentation est autorisée à être connectée à un moment donné, le schéma de verrouillage peut exiger que le premier interrupteur soit ouvert pour libérer une clé qui permettra de fermer le deuxième interrupteur. Des schémas complexes sont possibles.

Les appareillages de commutation intérieurs peuvent également être soumis à des essais de confinement d'arc interne (par exemple, IEC 62271-200). Ce test est important pour la sécurité de l'utilisateur car les appareillages de commutation modernes sont capables de commuter des courants importants.

Les appareillages de commutation sont souvent inspectés à l'aide de l'imagerie thermique pour évaluer l'état du système et prédire les pannes avant qu'elles ne se produisent. D'autres méthodes incluent les tests de décharge partielle (DP), à l'aide de testeurs fixes ou portables, et les tests d'émission acoustique à l'aide de transducteurs montés en surface (pour les équipements pétroliers) ou de détecteurs à ultrasons utilisés dans les postes extérieurs. Des capteurs de température installés sur les câbles de l'appareillage de commutation peuvent surveiller en permanence l'accumulation de température. Les équipements SF ₆ sont systématiquement équipés d'alarmes et de verrouillages pour avertir en cas de perte de pression et pour empêcher le fonctionnement si la pression chute trop bas.

La prise de conscience croissante des dangers associés aux niveaux de défaut élevés a conduit les opérateurs de réseau à spécifier des opérations à huis clos pour les interrupteurs de terre et les disjoncteurs de montage. De nombreuses sociétés d'électricité européennes ont interdit aux opérateurs d'accéder aux salles de commutation pendant les opérations. Des systèmes de montage à distance sont disponibles, qui permettent à un opérateur de monter l'appareillage de commutation à distance sans avoir à porter une combinaison de protection contre les risques d'arc électrique. Les systèmes d'appareillage de commutation nécessitent une maintenance et un entretien continus pour rester sûrs à utiliser et entièrement optimisés pour fournir des tensions aussi élevées.