• Atténuation des dangers d’arc électrique dans l’appareillage de commutation à moyenne tension

Sparks and fire

Figure 1 : Ce schéma montre un arc ligne à ligne dans un système triphasé. Avec la permission de : CDM SmithOn attribue le terme « arc », qui signifie, au sens littéral, une partie d’un cercle, à Humphrey Davis, un scientifique anglais. En 1802, Davis a démontré que le courant électrique peut passer entre deux tiges de carbone séparées dans l’air par une courte distance formant une bande d’air ionisé qui ressemble à un arc tourné vers le haut. En fait, c’est avec l’étude de l’arc électrique que la science de l’électricité a débuté. Cette découverte a rapidement donné lieu à plusieurs inventions, notamment les lampes à arc, les fours à arc, les bougies d’allumage, les soudeuses à arc électriques, etc. Aujourd’hui, l’arc électrique suscite de nouveau beaucoup d’intérêt en raison des dangers qu’il représente dans les réseaux de distribution d’électricité, car sa chaleur intense peut détruire le matériel et entraîner des blessures graves, voire mortelles, pour le personnel non protégé ayant le malheur de se trouver à proximité immédiate de l’arc.

Tout matériel électrique pose un danger pour le personnel qui l’utilise en raison de la possibilité de formation d’arc entre les pièces sous tension, et entre les pièces sous tension et les coffrets métalliques mis à la terre. La formation d’arc dangereux dans le matériel électrique peut être causée par un ou plusieurs des éléments suivants :

  • Chute accidentelle d’outils en métal sur les pièces sous tension
  • Mauvais alignement des contacts dans les disjoncteurs débrochables
  • Connexions lâches pouvant entraîner une surchauffe et une légère formation d’arc, et éventuellement un défaut d’arc
  • Vermine ou rongeurs dans les armoires de l’appareillage de commutation
  • Isolation défaillante des câbles et des barres omnibus.

L’arc se comporte comme un conducteur souple et est composé d’air ionisé à très haute température, de l’ordre de 19 425 °C (35 000 °F), ce qui équivaut à plus de trois fois la température à la surface du soleil. Il peut percer des trous dans les barres omnibus en cuivre. Il peut causer l’évaporation du cuivre, qui peut à son tour entraîner des pannes secondaires lorsqu'il se condense sur d’autres pièces. Il peut causer une accumulation de pression ou une explosion dans le matériel sous coffret. Il peut entraîner des brûlures graves et l’inflammation des vêtements.

L’OSHA et la National Fire Protection Association (NFPA) ont adopté des exigences particulières en ce qui a trait au danger d’arc électrique. L’OSHA exige que tout le matériel soit marqué d’une étiquette indiquant le périmètre d’arc électrique, l’énergie incidente dans l’arc, la distance sécuritaire de travail, et la catégorie de vêtements et l’équipement de protection à utiliser par le personnel. L’article 110.16, qui stipule que le matériel doit être clairement et visiblement étiqueté afin d’avertir le personnel du danger d’arc électrique potentiel, a été introduit dans le Code national de l’électricité – NFPA 70 en 2002. En 2004, la norme NFPA 70E : « Standard for Electrical Safety in the Workplace » exigeait que des analyses des dangers de chocs et d’arcs électriques soient effectuées afin de déterminer le niveau d’équipement de protection individuelle requis dans chaque emplacement.

Énergie incidente, distance de travail et catégorie de risque

L’énergie incidente est la mesure de la gravité du danger pour les travailleurs. Cette quantité est définie comme la densité de l’énergie en calories/cm2 ou en Joules/cm2 à laquelle le visage ou le corps du travailleur est exposé lors de la formation d’un arc électrique à la distance de travail. La distance de travail est la distance typique entre une source potentielle de l’arc dans le matériel et le visage ou le corps de la personne qui travaille sur ce matériel. La valeur de l’énergie incidente détermine le type de vêtement de protection obligatoire que le travailleur devra porter. Les distances de travail typiques définies par la norme IEEE 1584 sont :

  • Appareillage de commutation 15 kV : 91,44 cm (36 po)
  • Appareillage de commutation 5 kV : 91,44 cm (36 po)
  • Appareillage de commutation à basse tension : 60,96 cm (24 po)
  • Centres de commande de moteur et panneaux de distribution à basse tension : 45,72 cm (18 po)
  • Câbles : 45,72 cm (18 po)

Le danger d’arc électrique est quantifié par un nombre correspondant à la catégorie de risque (HRC). Selon la norme NFPA 70E, la relation entre la valeur HRC, l’énergie incidente disponible et le type d’équipement de protection est indiquée dans le tableau 1.

Source : NFPA 70E

Équations d’arc électrique, solution

En 1982, Ralph H. Lee a publié un article dans « IEEE Transactions on Industry Applications » sur le calcul de l’énergie incidente dans les arcs à l’air libre, notamment dans les sous-postes extérieures. Cet article a suscité un regain d’intérêt pour le phénomène des arcs électriques. En 2002, l’IEEE Industry Applications Society a publié la norme 1584 : « IEEE Guide for Performing Arc Flash Hazard Calculations », suivie des amendements 1584a et 1584b en 2004 et 2011 respectivement. Les équations présentées dans cette norme sont empiriquement calculées au moyen d’analyses statistiques et d’algorithmes d’ajustement de courbe sur une grande collection de données expérimentales (voir « Calcul des défauts d’arc »). Les équations peuvent être utilisées pour les réseaux de 208 V à 15 kV et de 50 à 60 Hz, un courant nominal de court-circuit disponible de 700 A à 106 000 A, et pour les distances de formation d’arc entre 1,27 à 15,24 cm (0,5 et 6,0 po).

Pour tout matériel électrique, deux paramètres importants déterminent l’énergie incidente et par conséquent le type de vêtement de protection à utiliser. Ces paramètres sont le courant de défaut d’arc « Ia » et la durée de l’arc électrique « t ». Le courant de défaut d’arc Ia est inférieur au courant de défaut franc (Ibf) en raison de la chute de tension dans l’arc électrique ou en raison de la résistance de l’arc. Pour une longueur d’arc donnée, la chute de tension dans l’arc est presque constante pour une grande plage de valeurs du courant. Par conséquent, l’arc électrique affiche une résistance incrémentielle négative. Le terme « franc » signifie un courant de défaut traversant une résistance nulle, par exemple lorsque les fils triphasés sont dénudés, fixés et boulonnés ensemble.

La figure 1 simplifie la relation entre le courant de défaut d’arc électrique et la chute de tension dans l’arc. Le dessin indique la raison pour laquelle le courant de défaut d’arc Ia est considérablement inférieur au courant de défaut franc Ibf dans le matériel à basse tension, tandis qu’il atteint environ 90 % du Ibf dans l’équipement à moyenne tension et à haute tension. C’est parce la chute de tension de l’arc électrique, qui est d’environ 200 V pour un arc de 5,08 cm (2 po), représente une partie importante de la tension de circuit dans le matériel à 480 V, tandis qu’elle est inférieure à 10 % de la tension de circuit dans le matériel à 4,16 kV et à 13,8 kV.

La chute de tension de l’arc électrique dépend de plusieurs facteurs, y compris le dégagement dans les différentes classes de matériel. La relation entre Ia et Ibf et la relation entre l’énergie incidente E et Ia et t sont indiquées dans la section 5 de la norme IEEE 1584. Ces équations sont programmées dans les programmes d’évaluation des arcs électriques de la plupart des logiciels d’analyse de réseaux de distribution. Ces programmes requièrent une étude de court-circuit au préalable afin de déterminer la valeur Ibf du matériel en question.

Durée de l’arc

La durée du défaut d’arc a une influence directe sur l’énergie incidente disponible. Les défauts d’arc, comme tous les autres défauts, doivent être détectés et éliminés par le premier dispositif de protection des circuits en amont. Par conséquent, la durée totale de l’arc correspond au temps total de relève du dispositif, lequel, dans le cas des disjoncteurs, est égal à la somme du délai d’activation du relais ou du capteur et du temps de fonctionnement du disjoncteur. Le délai d’activation du relais ou du capteur est fonction du réglage du relais et du courant de défaut. Les délais types d’activation des disjoncteurs sont indiqués au tableau 2.

Source : norme IEEE 1584-2002, tableau 1

Atténuation des dangers d’arc électrique dans le matériel à moyenne tension

L’atténuation des dangers d’arc électrique est plus préoccupante dans le matériel à moyenne tension pour de nombreuses raisons. D’abord, l’appareillage de commutation à moyenne tension occupe une position hiérarchique plus élevée dans la plupart des réseaux de distribution radiale. Par conséquent, les dispositifs de protection du matériel à moyenne tension doivent être configurés avec un délai d’activation plus long pour permettre aux dispositifs de protection à basse tension situés en aval d’être activés en premier lors d'un défaut. Ensuite, les disjoncteurs à moyenne tension requièrent plus de temps pour éliminer un défaut que les disjoncteurs à basse tension. En outre, le courant de défaut d’arc est presque égal au courant de défaut franc. La durée prolongée de la formation d’arc et le courant de défaut d’arc plus élevé se traduisent par une énergie incidente et une catégorie de risque plus élevées. En raison de sa position hiérarchique supérieure, la mise hors tension de l’appareillage de commutation à moyenne tension n’est souvent pas envisagée, car elle entraînerait la mise hors tension d’une partie importante des installations. Par conséquent, il est important d’examiner sérieusement différentes méthodes de réduction de la catégorie de risque.

Les solutions de conception suivantes peuvent réduire les dangers d’éclair d'arc électrique dans les systèmes à moyenne tension :

  • l'utilisation de transformateurs plus petits et ayant une impédance plus élevée;
  • la protection par relais différentiel de commutation et par transformateur différentiel;
  • les fusibles limiteurs de courant;
  • l'nterrupteur d’entretien;
  • les relais de détection d’éclair d'arc électrique;
  • l'appareillage de commutation résistant à l’arc;
  • les méthodes de protection par court-circuit « Crowbar » ou
  • les tableaux de télécontrôle.

L’ingénieur doit évaluer chacune de ces options et choisir celles qui sont le plus appropriées pour un système donné.

Figure 2 : Ce schéma montre la protection par relais différentiel d’un appareillage de commutation à moyenne tension. Avec la permission de : CDM Smith

Transformateurs plus petits ayant une impédance plus élevée : La plupart des réseaux de distribution sont des réseaux radiaux. Au lieu de spécifier un seul transformateur à moyenne tension de grande capacité pour alimenter l'usine, il est possible d’utiliser deux transformateurs ou plus, de grande impédance et de petite capacité, pour alimenter des zones distinctes de l'usine. Cela a pour but de réduire le courant de défaut franc et le courant de défaut d’arc. La réduction du courant de défaut d’arc n’augmente pas nécessairement le temps de relève du dérangement. Les relais peuvent être réglés de manière à réduire le temps de relève du dérangement. Par exemple, un transformateur de 3 000 kVA, à 13,8 kV/4,16 kV ayant une réactance type de 6 % serait une source de courant de court-circuit de 6 940 A à l’appareillage de commutation de 4,16 kV, tandis qu’un transformateur de 1 500 kVA ayant une réactance de 8 % ne peut fournir que 2 603 A de courant de court-circuit. L’énergie incidente produite en cas de défaut d’arc serait alors réduite de 62 %. Cependant, le coût en capital et l’espace nécessaire pour deux transformateurs de 1 500 kVA seraient supérieurs à ceux du transformateur de 3 000 kVA. En outre, l’impédance plus élevée des transformateurs entraînerait une chute plus prononcée de la tension en régime permanent et un creux de tension transitoire plus prononcé durant le démarrage de moteur. Ces inconvénients doivent être évalués et comparés aux avantages d’une réduction de l’énergie incidente d’éclair d'arc électrique.

Protection par relais différentiel de commutation, par transformateur différentiel : La protection différentielle est un moyen de dégager le défaut à l’intérieur de la zone de protection sans retard intentionnel et sans interférence avec la coordination des dispositifs de protection de surintensité. La zone de protection est définie par l’emplacement des transformateurs de tension (voir la figure 2). La figure 3A montre un autre exemple courant dans lequel la protection différentielle réduirait considérablement le danger d’éclair d'arc électrique. La protection principale du transformateur est assurée par un fusible. Le fusible est choisi de manière à assurer une protection adéquate du transformateur et à permettre le courant d’appel d'aimantation. Un défaut du côté ligne du disjoncteur secondaire doit être dégagé par le fusible primaire seulement. Dans cette situation, la catégorie de risque pour le défaut du côté ligne est excessive. Mais si le fusible est remplacé par un disjoncteur et si une protection différentielle est fournie, le défaut du côté ligne peut être dégagé sans délai, avec une réduction considérable de la catégorie de risque (voir la figure 3B).

Figure 3 : Le schéma A montre un système dans lequel un défaut du côté ligne donne lieu à une énergie incidente excessive. Le schéma B montre comment la protection différentielle pour ce réseau réduit l’énergie incidente. Avec la permission de : CDM Smith

Figure 3 : Le schéma A montre un système dans lequel un défaut du côté ligne donne lieu à une énergie incidente excessive. Le schéma B montre comment la protection différentielle pour ce réseau réduit l’énergie incidente. Avec la permission de : CDM Smith

Fusibles limiteurs de courant :  Les fusibles limiteurs de courant sont capables de dégager les défauts en moins d’un demi-cycle (moins de 0,0083 seconde) en plus de limiter le courant laissé passé. Cette capacité des fusibles à limiter le courant résulte de la fusion des filaments en argent à l’intérieur d’un ensablement dans le fusible, ce qui donne lieu à plusieurs arcs internes. Le dégagement rapide du défaut permet d’obtenir une réduction importante de l’énergie incidente. Cependant, cela n’est possible que lorsque le courant de défaut se situe dans la plage de limitation de courant du fusible. Par exemple, dans un fusible limiteur de courant à 15 kV de 300 A, la limitation de courant s’applique au courant de défaut de plus de 6 000 A. Les fusibles limiteurs de courant ne peuvent être avantageux que si le courant de court-circuit est supérieur à 6 000 A. Il faut également reconnaître qu’il est difficile de coordonner les fusibles limiteurs d’énergie avec les dispositifs de protection en aval.

Mode d’entretien sur les relais de protection à semi-conducteurs :  Un interrupteur d’entretien est maintenant intégré à la plupart des disjoncteurs à moyenne tension afin de permettre le réglage temporaire du dispositif de protection à semi-conducteurs durant l’entretien périodique, de manière à ce que les défauts d’arc soient dégagés sans délai, tout en maintenant les réglages désirés pour la coordination avec les dispositifs de protection en aval. La figure 4 montre l’application et les avantages d’un interrupteur d’entretien dans un appareillage de commutation à 4,16 kV. La figure 4A montre le schéma unifilaire de l’appareillage de commutation. La figure 4B montre les courbes d’intensité en fonction du temps des relais du disjoncteur principal et du disjoncteur d'artère. Le courant de défaut d’arc calculé est de 8,44 kA pour un défaut de barre omnibus. Le dégagement du défaut est effectué par le disjoncteur principal en 1,303 seconde (incluant le délai d’activation du disjoncteur), l’énergie incidente est de 12 cal/cm2 et la catégorie de risque est 3.

Figure 4 : Le schéma A montre un schéma unifilaire d’un réseau de distribution à moyenne tension. Le schéma B montre l’avantage que procure l’utilisation d’un interrupteur d’entretien. Avec la permission de : CDM Smith

Lorsque l’interrupteur d’entretien est engagé, le réglage instantané du relais du disjoncteur principal est réduit de 80 (16 000 A) à 30 (6 000 A), en deçà du courant de défaut d’arc attendu. Le défaut d’arc est maintenant éliminé en moins de 0,015 s, l’énergie incidente est réduite à 1,2 cal/cm2 et la catégorie de risque est réduite de 3 à 1.

Figure 4 : Le schéma A montre un schéma unifilaire d’un réseau de distribution à moyenne tension. Le schéma B montre l’avantage que procure l’utilisation d’un interrupteur d’entretien. Avec la permission de : CDM Smith

Pendant que l’interrupteur d’entretien est utilisé, les superviseurs de l'installation doivent faire appliquer une méthode anti-erreur par laquelle on s’assure que l’interrupteur d’entretien est désactivé lorsque les travaux d’entretien prévus sont terminés. Sinon, il y aura déclenchement intempestif du disjoncteur principal.

Relais de protection contre les éclairs d'arcs électriques :  La lumière émise par l’arc peut être utilisée pour détecter un défaut d’arc au lieu du courant. C’est le principe de fonctionnement des relais de protection contre les éclairs d'arcs électriques qui sont maintenant offerts par certaines compagnies aux États-Unis. Le résultat est le même que pour l’interrupteur d’entretien, sauf qu’aucune intervention humaine n’est nécessaire. La formation d’arc à l’intérieur de l'armoire de l’appareillage de commutation est détectée par un récepteur photoélectrique ou une longueur de câble à fibres optiques. Cette information est fournie à un relais de protection électronique à fonction unique ou multifonction qui peut déclencher instantanément le disjoncteur. Cette méthode est indépendante de la magnitude du courant de défaut d’arc et peut détecter une formation d’arc dès les premiers stades de son développement. L’une de ces compagnies prétend que la détection a lieu en moins de 1,0 ms. Ces relais ne sont pas encore largement utilisés, mais ils présentent certainement une meilleure façon de détecter la formation d’arc et d’assurer un déclenchement automatique que la détection de courant.

Figure 5 : Ce schéma illustre une application type d’interrupteur de mise à la terre à haute vitesse. Avec la permission de : CDM Smith

Appareillage de commutation résistant à l’arc :  Dans les cas extrêmes, les arcs électriques intenses dans l’équipement sous coffret peuvent causer une très grande accumulation de pression et entraîner une explosion. L’explosion permettra l’évacuation de la pression accumulée, mais elle n’éliminera pas l’arc, qui entraînera des dommages thermiques aux barres omnibus et aux coffrets jusqu’à ce qu’il soit éliminé par les disjoncteurs. Il s’agit du scénario le plus probable qui a déjà entraîné la destruction totale de plusieurs appareillages de commutation à basse et à moyenne tension en raison des arcs électriques internes. Il existe des appareillages de commutation résistants aux arcs dont la structure est robuste et qui sont dotés de mécanismes d’évacuation de la pression accumulée. Ces mécanismes sont des grilles et des bouches d’aération situées à l’arrière du coffret, du côté opposé des opérateurs, par lesquelles l’air en expansion rapide est évacué.

La dépense supplémentaire associée à un appareillage de commutation résistant aux arcs est justifiable dans un grand nombre d’environnements. Dans bon nombre d’industries, le coût additionnel est de beaucoup inférieur au coût des réparations, des temps d’arrêt, des compensations et des litiges.

Méthodes de protection par court-circuit :  Une méthode radicalement différente de composer avec les défauts d’arc est ce que l’on appelle la méthode de protection par court-circuit. Cette méthode est bien connue en Europe, et est reconnue en tant que méthode viable dans l’appareillage de commutation à moyenne tension par la norme 62271-200 de la Commission électronique internationale. Malheureusement, aucune norme américaine n’a encore été adoptée pour l’application de cette méthode. Essentiellement, la méthode de protection par court-circuit comporte la détection à haute vitesse de la formation d’arc, la création intentionnelle d’un courant de défaut franc triphasé et l’élimination du défaut franc par le disjoncteur. Le défaut franc est créé par un interrupteur de mise à la terre. La tension du circuit est ramenée à zéro et l’arc s’effondre. Aux États-Unis, cette méthode est offerte sous la forme d’un interrupteur de mise à la terre à haute vitesse (voir la figure 5). La formation d’arc est détectée par un capteur optique. Un relais électronique active ensuite un actionneur qui ferme l’interrupteur de mise à la terre triphasée, créant ainsi un défaut franc triphasé. Le défaut franc est détecté par le relais de protection du système et le disjoncteur est déclenché. Une autre compagnie offre une solution dans laquelle, au lieu de créer un défaut franc, un second arc électrique est créé à l’intérieur d’un coffret fermé et robuste en forme de tambour. Ce second arc électrique, étant parallèle au défaut d’arc, assume le même rôle que le court-circuit franc.

Figure 6 : La photo montre un tableau de télécommande type pour un appareillage de commutation à 4 160 V. Avec la permission de : CDM Smith

Tableaux de télécommande :  On peut assurer la protection du personnel contre les dangers d’arc électrique en fournissant des tableaux de télécommande à partir desquels il est possible d’effectuer toute la commande manuelle de l’appareillage de commutation. Les tableaux de télécommande doivent être situés à une distance sécuritaire de l’appareillage de commutation ou dans une pièce séparée. S’il y a de l’espace pour les tableaux de télécommande, l’équipement en soi n’est pas coûteux. Tous les disjoncteurs dans l’appareillage de commutation doivent être électriques. En outre, un mécanisme de débrochage à commande moteur doit être fourni. Tous les interrupteurs de contrôle des disjoncteurs, les commutateurs auto/manuel, les voyants, les interrupteurs d’ampèremètres et de voltmètres, les compteurs et le terminal d’interface opérateur peuvent être installés dans le tableau de télécommande (voir la figure 6).

Calcul des défauts d’arc

Les équations suivantes sont utilisées pour le calcul du courant de défaut d’arc :

Pour une tension de système inférieure à 1 kV :

lg(Ia) = K + 0,662 lg(Ibf) + 0,0966 V + 0,000526 G + 0,5588 V (lg Ibf) – 0,00304 G (lg Ibf)

Où :

lg = le log10 (logarithme à base 10)

Ia = courant d’arc électrique, en kA

K = -0,153 pour les arcs à l’air libre; -0,097 pour les arcs confinés

Ibf = courant de court-circuit triphasé franc disponible (symétrique efficace), en kA

V = tension du système, en kV

G = écartement des conducteurs, en mm

Pour une tension système supérieure ou égale à 1 kV :

lg (Ia) = 0,00402 + 0,983 lg (Ibf)

L’énergie incidente E est calculée au moyen de l’équation suivante :

E = 4,184 Cf En (t/0,2) (610x/Dx)

Où :

E = énergie incidente, en J/cm2

Cf = facteur de calcul

= 1,0 pour les tensions supérieures à 1 kV

= 1,5 pour les tensions égales ou inférieures à 1 kV

En = énergie incidente normalisée

t = durée d’arc, en secondes

x = exposant de distance

D = distance de travail, en mm

L’énergie incidente normalisée est donnée par l’équation suivante :

lg En = k1 + k2 + 1,081 lg(Ia) + 0,0011 G

Dans ces équations, les valeurs de G et de l’exposant x dépendent de la tension et du type d’équipement. Par exemple, pour un appareillage de commutation à 480 V, G = 32 mm et x = 1,473. Pour les autres tensions et autres types d’équipement, le tableau D.7.2 de la norme IEEE 1584 donne les valeurs G et x.

Source : Norme IEEE 1584-2002 – Guide for performing Arc-Flash Hazard Calculations


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