Groupes électrogènes de secours

Pour les sites industriels isolés, les groupes électrogènes à courant alternatif sont souvent utilisés comme source principale d’énergie électrique.
Aujourd’hui ils sont couramment utilisés aussi bien en industrie qu’en tertiaire comme source d’énergie de secours.
L’entraînement des groupes électrogènes utilisés pour les applications industrielles ou tertiaires est généralement assuré par un moteur diesel, une turbine à gaz ou une turbine à vapeur.
Les turbines sont principalement utilisées pour les groupes des centrales électriques de production, alors que les moteurs diesel sont utilisés aussi bien en production qu’en secours.

Dans la plupart des installations industrielles et tertiaires l’objet principal n’est pas la production d’énergie électrique mais le remplacement des alimentations du réseau ERDF, dans le cas de tarification EJP (effacement Jour de Pointe), de secours en cas de défaillance du réseau, d’exploitation en cas d’alerte météo…

Puissance nominale

La puissance utile d’un groupe électrogène est probablement le critère le plus important à définir.
La puissance obtenue d’un groupe électrogène est généralement déduite à partir du diagramme des puissances actives/réactives.

La puissance active délivrée dépend du type de fuel utilisé et des conditions du site, y compris la température ambiante, la température du fluide de refroidissement, l’altitude et l’humidité relative.
Cela dépend également des caractéristiques de la charge telles que les possibilités de surcharge et les variations de charge dans le temps.
La norme ISO 3046-1 pour les moteurs diesel indique trois variantes pour la définition de la puissance nominale et précise la définition des capacités de surcharge.
La notion de puissance se définit donc par :

– La puissance continue : Le moteur peut fournir 100 % de sa puissance nominale pendant une durée non limitée. C’est la notion utilisée pour un groupe de production.

– La puissance principale (PRP) : Le moteur peut fournir une puissance de base pendant une durée non limitée et 100 % de la puissance nominale pendant une certaine durée. Cette durée, ainsi que la puissance de base, n’est pas la même pour tous les constructeurs. Un exemple typique serait une puissance de base de 70 % de la puissance nominale et 100 % de la charge nominale pendant 500 heures par an.

– La puissance de secours : C’est la puissance maximale que la machine peut délivrer, durant une période limitée, généralement moins de 500 heures par an. Cette définition ne doit être appliquée que pour les groupes électrogènes travaillant exclusivement en secours. Du fait que le moteur n’est pas en mesure de fournir une puissance supérieure, il convient d’appliquer un facteur de sécurité d’au moins 10 % pour la détermination de la puissance de secours nécessaire.

La capacité de surcharge se définit par 10 % de puissance supplémentaire pendant 1 heure dans une période de 12 heures de fonctionnement. Si la puissance nominale est déterminée par la puissance de secours, il ne reste plus de marge pour une surcharge.

La plupart des fabricants admettent une surcharge normale par rapport à la puissance continue et la puissance principale, mais en raison d’exceptions il est recommandé de toujours préciser la capacité de surcharge nécessaire et de préciser la définition de la puissance nominale. Par exemple, un même groupe diesel peut être défini par : une puissance continue de 1550 kW, une PRP de 1760 kW, et une puissance de secours de 1880 kW.

Lorsqu’un groupe électrogène est utilisé en groupe de secours, il faut tenir compte des éléments suivants :
– Assurer la rapidité et la fiabilité du démarrage et de la prise en charge.
– Réaliser un système fiable de délestage pour éviter la surcharge ou le décrochage.
– Permettre des tests périodiques en charge.
– Assurer le fonctionnement en parallèle avec le réseau si le groupe doit être utilisable pour passer les périodes de pointe.
– Fournir si nécessaire le courant magnétisant pour les transformateurs de distribution.

Une application courante des groupes électrogènes est d’alimenter les onduleurs (également nommés UPS : Uninterruptible Power Supply ou ASI : Alimentation Sans Interruption) durant les coupures du réseau public.
L’impédance relativement élevée du groupe en comparaison à celle du réseau peut entraîner des perturbations dans la forme de tension en raison des courants harmoniques délivrés par l’onduleur. Les fabricants de groupes déclassent généralement leurs machines jusqu’à à 60% afin d’assurer une forme de tension correcte lorsque la charge consiste d’onduleurs non équipés de filtrage harmonique.
La puissance nécessaire est donnée par la formule :

Pour une détermination préliminaire du groupe électrogène en l’absence de caractéristiques détaillées sur l’onduleur, la puissance en kW du chargeur de batterie pourra être estimée à 25 % de la puissance en kW délivrée par l’onduleur.
Le rendement de l’onduleur peut être estimé à 90 %.
Les caractéristiques définitifs du groupe seront choisies en fonction de spécifications fixant les limites acceptables de distorsion de tension et les caractéristiques réelles de l’onduleur, telles que son rendement et les courants harmoniques.

Groupes de secours

Un exemple typique d’alimentation de charges prioritaires pour un centre commercial, un petit site industriel, ou pour l’alimentation de secours dans une sous-station de process d’un site industriel important est représenté par le schéma de principe ci-dessous.

En temps normal les charges prioritaires, comme les autres charges, sont alimentées à partir du réseau public. Lors d’une coupure de ce réseau, le disjoncteur de couplage Q3 s’ouvre, le groupe électrogène démarre, puis le disjoncteur Q2 de l’alternateur se ferme et la charge est alimentée par le groupe de secours.
Les charges critiques ne pouvant supporter aucune coupure, même brève, sont alimentées en permanence par l’onduleur.

L’onduleur est équipé d’un interrupteur statique dont le rôle (de by-pass) est de connecter la charge directement à l’alimentation s’il apparaît un défaut de fonctionnement à l’intérieur même de l’onduleur.
Pour ce type d’applications la puissance des groupes électrogènes est généralement entre 250 kVA et 800 kVA.
L’avantage d’un tel schéma est sa clarté et sa simplicité. Toutes les charges prioritaires sont reliées au même jeu de barres que le groupe électrogène, ce qui évite la nécessité de délestage.
Pour ce qui concerne l’autonomie de l’onduleur, elle peut être limitée à 10 minutes puisque son alimentation sera assurée par le groupe électrogène. Il est recommandé que l’onduleur et le circuit by-pass soient alimentés par le jeu de barres prioritaire.

Dans un site industriel important, il est d’usage d’avoir un système d’alimentation de secours centralisé, comme dans le schéma ci-dessous :

Le tableau de secours principal est normalement alimenté par le réseau public, bien que sur certains sites on puisse faire fonctionner un des groupes électrogènes en permanence. Le tableau de secours est conçu de manière à permettre aux groupes de fonctionner en parallèle et également être raccordés au réseau public.
La commutation automatique de l’alimentation normale vers l’alimentation de secours se fait au niveau de chaque sous-station. Le tableau de secours étant normalement alimenté, il est possible de commuter rapidement sans perte d’alimentation.

L’utilisation d’une alimentation de secours centralisée apporte les avantages suivants :
– Moins de groupes électrogènes sur le site (généralement deux suffisent).
– Le système de secours alimenté en permanence permet l’utilisation de schémas de transfert rapide.
– Disponibilité de l’alimentation de secours même durant les opérations de maintenance sur un groupe.
Les groupes électrogènes utilisés pour de telles installations sont généralement dans la gamme de 1 à 4 MW.

Démarrage et arrêt des groupes électrogènes

Pour le démarrage du groupe deux techniques sont généralement utilisées : la batterie ou l’air comprimée, cette dernière étant plus fréquemment utilisée pour les groupes de forte puissance. L’équipement de démarrage doit être conçu pour un minimum de trois démarrages consécutifs. Il doit également être surveillé afin de permettre une maintenance préventive pour éviter une défaillance au moment du démarrage.
Le problème de démarrage le plus courant est un défaut de batterie. Dans certains cas cela pourrait constituer une raison de choisir le démarrage par air comprimé.

Lorsqu’un groupe électrogène doit fonctionner en parallèle avec une autre source, il faudra synchroniser le groupe et le charger progressivement.
Pour un groupe fonctionnant seul, la mise en charge du groupe sera faite en un ou plusieurs paliers. Les variations de fréquence et de tension dépendront de l’importance des charges appliquées à chaque palier. Ainsi, un chargement à 90 % peut être appliqué à un groupe diesel sans que la fréquence varie de plus de 10 %, et la tension de plus de 15 %.

Il est possible de spécifier d’autres limites concernant les variations de fréquence et de tension, en précisant le type de charge qui sera à alimenter. On précisera aussi les caractéristiques de démarrage des moteurs, telles que le courant de démarrage et le type de démarrage (direct ou étoile-triangle, etc..).
Il est parfois nécessaire de prévoir plusieurs paliers lorsque la tolérance sur les fluctuations de la fréquence et de la tension est faible.
Avant d’arrêter un groupe électrogène, il faut réduire son débit à zéro en transférant la charge sur d’autres sources, puis ouvrir le disjoncteur.
Le groupe devra tourner quelques minutes à vide pour permettre son refroidissement avant son arrêt. Dans certains cas il est nécessaire de continuer le système de refroidissement après l’arrêt afin d’éliminer la chaleur latente de la machine.
Il faut suivre les recommandations indiquées par le fabricant pour la mise hors service du groupe.

Il est nécessaire de faire fonctionner un groupe électrogène périodiquement. Pour une installation pouvant supporter une coupure brève, l’ouverture du disjoncteur d’alimentation normale démarre automatiquement le groupe électrogène qui prend alors en charge l’alimentation de secours.
Après un temps de fonctionnement déterminé, on peut ouvrir le disjoncteur d’alimentation de secours et fermer le disjoncteur “normal”.
Dans les installations où toute interruption d’alimentation pourrait entraîner une perte d’exploitation inacceptable, il faut avoir la possibilité de procéder occasionnellement à un test de fonctionnement complet du groupe électrogène sans coupure préalable de l’alimentation électrique. Pour cela, il est nécessaire d’utiliser un équipement de synchronisation afin que le groupe, après démarrage, puisse, lorsqu’il est prêt, assurer l’alimentation de l’installation.
Le disjoncteur de l’alternateur (ou le disjoncteur de couplage des jeux de barres, selon le schéma) sera alors fermé et le groupe sera mis en parallèle avec l’alimentation principale. Cela entraînera l’ouverture du disjoncteur d’arrivée et les charges seront alimentées par le groupe électrogène.
Le transfert à nouveau à l’alimentation normale se fera de la même manière, sans coupure.

Puisque la mise en parallèle ne dure que quelques centaines de millisecondes, il n’est pas nécessaire de sur-calibrer le tableau pour la puissance de court-circuit cumulée des alimentations normale + secours.
Lorsque l’équipement est prévu pour un fonctionnement parallèle en permanence, il n’y a évidemment pas nécessité d’ouvrir le circuit d’alimentation normale après la prise en charge par le groupe électrogène.
Dans ce cas, par contre, il est nécessaire de prévoir le tableau pour une puissance de court-circuit totale (alimentation normale + secours).

Fonctionnement isochrone

Les groupes électrogènes sont souvent conçus pour fonctionner en mode isolé (appelé également mode isochrone, ou îloté).
Dans ce cas la fréquence sera contrôlée par le régulateur de vitesse du groupe. Les surcharges dépassant la puissance maximale du groupe électrogène entraîneraient une baisse de fréquence, ce qui pourrait déclencher un programme de délestage.
Le régulateur de tension du groupe assurera la stabilité de la tension du circuit alimenté.
Un groupe électrogène est généralement prévu pour fonctionner avec un facteur de puissance de 0,8 et peut, par conséquent, alimenter la plupart des charges industrielles sans ajouter un équipement de compensation de puissance réactive.

Fonctionnement parallèle avec le réseau public

Il y a des cas où le fonctionnement en parallèle doit être prévu.
Le réseau public ayant une puissance très supérieure, sa fréquence et sa tension vont s’imposer. Le régulateur de vitesse contrôlera la puissance active délivrée par le groupe électrogène et le régulateur de tension la puissance réactive. L’équipement du groupe électrogène doit être programmé en fonction de la configuration pour pouvoir activer les régulateurs de vitesse et de tension afin de contrôler la vitesse et la tension dans le cas d’un fonctionnement isolé (isochrone) ou de contrôler la puissance active et réactive dans le cas d’un fonctionnement parallèle. Les informations nécessaires à cela proviennent des contacts auxiliaires du tableau général et sont relayées au groupe.

Fonctionnement parallèle avec d’autres groupes électrogènes

Le fonctionnent en parallèle se fait généralement avec d’autres groupes électrogènes de puissances voisines. Trois schémas de base sont utilisés :

– a) Tous les groupes, sauf un, ont un réglage du débit de puissance active et réactive fixes. Un des groupes est en mode isochrone et fournira les puissances active et réactive nécessaires pour maintenir la fréquence et la tension du système dans les limites admissibles. Tout ordre de modification de fréquence ou de tension sera envoyé au groupe électrogène en mode isochrone. Toutes les fluctuations de puissance seront absorbées par ce groupe électrogène seul, par conséquent un tel schéma est difficilement utilisable lorsque les variations de charge sont importantes.

– b) Tous les groupes sont en mode «statisme».
Les puissances active et réactive sont réparties de manière égale entre les différents groupes électrogènes ou proportionnellement à leur puissance nominale dans le cas de groupes de puissances différentes. Les fluctuations de charge entraînent des variations de tension et de vitesse selon une droite caractéristique à pente négative, perdant en général 4 % lors d’une variation de charge de zéro à 100 %.
Sachant que la synchronisation des groupes avec une autre source ne peut se faire que par réglage de cette droite caractéristique, ce schéma n’est généralement pas utilisé lorsqu’un fonctionnement parallèle avec une autre source est nécessaire.

– c) Tous les groupes électrogènes sont connectés à des répartiteurs de manière à partager les puissances active et réactive. Le schéma ci-dessous donne un exemple.
Le régulateur de vitesse de chaque groupe reçoit la consigne de réglage de la puissance active du répartiteur de la puissance active, qui assure également la régulation de fréquence.
De même, chacun des régulateurs d’excitation reçoit la consigne de réglage de la puissance réactive du répartiteur de puissance réactive, assurant également la régulation de tension.
Ce schéma permet une grande variation de charge sans changement de fréquence et de tension.

Commutation automatique sur perte secteur

Une commutation automatique est généralement utilisée lorsqu’il est nécessaire d’alimenter la charge par un système de secours dans les plus brefs délais en cas de perte de l’alimentation normale.
La commutation doit être empêchée lorsque la perte de l’alimentation est due à un défaut sur le jeu de barres; car en présence d’un tel défaut la fermeture du disjoncteur d’alimentation de secours entraînerait aussi la perte de l’alimentation de secours et pourrait endommager le matériel.
Deux techniques de commutation sont généralement utilisées, selon que l’installation peut supporter ou non une brève interruption de l’alimentation.

– Commutation à tension résiduelle
C’est le schéma de commutation le plus utilisé et comprend les étapes suivantes :
> Ouvrir le disjoncteur principal afin d’isoler la charge de l’alimentation.
> Démarrer le groupe électrogène.
> Délester les charges que le groupe électrogène ne pourra pas alimenter.
> Fermer le disjoncteur du groupe électrogène lorsque celui-ci est en mesure d’alimenter la charge, et que la tension résiduelle sur le jeu de barres est inférieure à 30 %.

– Commutation rapide
Un schéma de permutation rapide est utilisé lorsque le système ne peut tolérer les coupures d’alimentation.
Dans un tel cas, il est nécessaire de maintenir disponible une alimentation de secours capable de prendre en charge la fourniture nécessaire avant que les moteurs aient eu le temps de ralentir.
L’intervalle de temps permis pour une telle commutation est d’environ 150 ms.
Pour éviter les contraintes mécaniques et les surintensités lors de couplages non synchronisés, il est nécessaire de donner l’ordre de fermeture du disjoncteur d’alimentation de secours à un moment tel que la tension délivrée par les moteurs en décélération est presque en phase avec la tension de secours au moment de la fermeture du disjoncteur.
L’appareillage utilisé pour la commutation doit tenir compte du temps de fermeture du disjoncteur afin de prévoir le moment approprié pour établir la connexion. Si celle-ci ne se fait pas dans l’intervalle des 150 ms, la commutation rapide doit être empêchée et remplacée par une commutation à tension résiduelle avec délestage, si nécessaire.

Synchronisation du disjoncteur du groupe de secours

Lorsqu’un groupe électrogène doit fonctionner en parallèle, il est nécessaire de pouvoir le synchroniser avec le réseau.
La synchronisation consiste essentiellement à régler la fréquence et la tension du groupe électrogène à des valeurs proches de celles du réseau.
La fréquence et la tension du réseau pouvant fluctuer de quelques pourcent, il est impératif pour la synchronisation de pouvoir régler aussi bien la vitesse du moteur que la tension de l’alternateur.

La vitesse du moteur et la tension de l’alternateur sont ajustées par la fermeture momentanée des contacts connectés au régulateur de vitesse et au régulateur de tension. Lorsque la tension de l’alternateur est pratiquement en phase avec la tension du réseau, le disjoncteur du groupe électrogène reçoit un ordre de fermeture.
En général, la synchronisation est automatique, à l’aide de relais qui mesurent les tensions, fréquences et déphasage du groupe et du réseau.
Le relais de synchronisation règle automatiquement la vitesse et la tension du groupe électrogène et ferme le disjoncteur lorsque le déphasage entre la tension du groupe et celle du réseau est suffisamment faible.
Un seul équipement de synchronisation automatique peut être utilisé pour plusieurs groupes électrogènes à condition de sélectionner les transformateurs de tension concernés et d’aiguiller les ordres de réglage de tension et de vitesse, ainsi que l’ordre de fermeture, au disjoncteur concerné.
Une synchronisation manuelle doit être prévue dans tous les cas, soit pour dépannage du système de synchronisation automatique, soit pour les utilisations où la synchronisation ne se produirait que rarement.
Pour la synchronisation manuelle l’opérateur utilise des boutons poussoirs pour les ordres de réglage de tension et de vitesse.
Un synchronoscope permettra à l’opérateur de savoir lorsque les tensions du réseau et du groupe sont suffisamment en phase pour fermer le disjoncteur.
Pour une synchronisation manuelle il est recommandé d’utiliser un relais de protection synchro-check qui interdit la fermeture du disjoncteur si l’ensemble des conditions de fréquence, de tension et de déphasage n’est pas réuni.
La synchronisation du disjoncteur du groupe électrogène est souvent une fonction inclus dans l’équipement de contrôle du groupe.

Synchronisation des disjoncteurs de couplage de jeux de barres ou d’arrivée secteur

Lorsqu’on utilise plusieurs groupes, il est souvent d’usage de les relier à des jeux de barres différents afin de faciliter les opérations de maintenance.
Dans ce cas, il est possible d’avoir, par moments, des groupes électrogènes alimentant des charges sur jeux de barres distincts, non reliés.
Pour relier les jeux de barres, lorsque cela est nécessaire, il faudra procéder à la synchronisation des groupes de part et d’autre des disjoncteurs de couplage.
Dans ce cas, il est normalement nécessaire d’avoir un appareil de synchronisation spécifique, car l’équipement du groupe électrogène permet en général de synchroniser uniquement l’amont et l’aval de son disjoncteur.
Une situation semblable peut se produire lorsque la charge de l’installation étant alimentée par des groupes électrogènes il devient nécessaire de connecter la charge au réseau de distribution public. La synchronisation devra être assurée pour fermer le disjoncteur de connexion au réseau.

La synchronisation nécessite un réglage de tension et de vitesse. La synchronisation d’un ensemble de groupes électrogènes est possible lorsque l’un des groupes est en mode isochrone, ou bien lorsqu’un répartiteur de charge est utilisé, pouvant modifier la puissance délivrée (donc la vitesse) de tous les groupes.
Lorsqu’un groupe est en mode isochrone, les ordres de réglage de tension et de vitesse sont transmis à ce groupe, et les autres groupes suivront selon leurs caractéristiques de statisme.
Lorsqu’un répartiteur de charge est utilisé, les signaux de fréquence ± seront envoyés au répartiteur de charge qui à son tour envoie les signaux appropriés aux régulateurs individuels des groupes électrogènes.
Les régulateurs de tension utilisés dans ce cas sont parfois reliés au transformateur de tension du jeu de barres avec lesquels la synchronisation devra être assurée et peuvent ainsi régler leur excitation en conséquence sans recevoir un ordre séparé pour le réglage de la tension.
Dans les deux cas de figures, lorsque la fréquence, la tension et le déphasage sont corrects on peut alors fermer le disjoncteur.
Certains fabricants de répartiteur de charge offrent également la possibilité de régler la tension en plus du réglage de la vitesse.
En spécifiant l’équipement de synchronisation, il faut donc clairement préciser tous les besoins fonctionnels, permettant ainsi aux fournisseurs de proposer la meilleure solution.

Principe général de la protection

Le groupe électrogène étant une source d’énergie électrique, les relais de protection à maximum de courant doivent être reliés à des transformateurs de courant sur le neutre des enroulements stator pour prévenir les défauts dans les enroulements des alternateurs.
Pour le fonctionnement en parallèle avec d’autres groupes ou avec le réseau public, des relais de protection complémentaires sont nécessaires au niveau du disjoncteur du groupe électrogène pour les défauts coté réseau du groupe.
Pour ces relais de protection, on installe des transformateurs de courant au niveau du disjoncteur du groupe électrogène protégeant ainsi la connexion globale du groupe.
Comme le montre le schéma ci-dessous, des relais directionnels de puissance active et réactive sont généralement connectés au transformateur de courant sur le neutre de l’alternateur.
Ils peuvent également être connectés aux transformateurs de courant associés au disjoncteur.

– Protections reliées au transformateur de courant du neutre de l’alternateur :
> 32P : directionnelle de puissance active.
> 32Q : directionnelle de puissance réactive pour perte d’excitation (pour groupes > 1 MVA).
> 46 : composante inverse (pour groupes > 1 MVA).
> 49 : image thermique.
> 51 : max de courant.
> 51G : défaut terre.
> 51V : max de courant à retenue de tension.
> 87G : protection différentielle alternateur (pour groupes > 2 MVA).

Nota: 46,49, 32P et 32Q peuvent aussi être reliés aux transformateurs de courant des phases.

– Protections reliées aux transformateurs de tension :
> 25 : synchro-check (uniquement pour fonctionnement parallèle).
> 27 : manque de tension.
> 59 : surtension.
> 81 : max et mini de fréquence.

– Protections reliées aux transformateurs de courant coté ligne (seulement pour fonctionnement parallèle) :
> 67 : max de courant directionnelle (non nécessaire si 87G est utilisée).
> 67N : max de courant directionnelle homopolaire (sur TI tore, pour une meilleure sensibilité).

– Protections mécaniques générales du groupe, reliées à des détecteurs :
> 49T : température stator (recommandée pour alternateurs au-dessus de 2 MVA).
> 49T : température paliers (recommandée pour alternateurs au-dessus de 8 MVA).
> 64F : protection terre du rotor.

Le tableau ci-dessous donne des exemples de réglages types pour chacune des protections et indique l’action qui s’en suit.
Cette information doit être vérifiée auprès du fabricant du groupe électrogène pour chaque application.
Un arrêt général signifie l’ouverture et le blocage du disjoncteur du groupe, coupure de l’excitation et l’arrêt d’arrivée fuel au moteur.

Particularités des courants de court-circuit avec les groupes électrogènes
Selon le tableau précédent, le disjoncteur du groupe doit intervenir pour isoler efficacement le groupe du réseau. En raison des faibles valeurs des courants de court-circuits transitoires et permanents il convient d’être particulièrement attentif au choix des relais de protection et de leur réglage.
Par ailleurs, afin que les pertes dans l’alternateur soient réduites, le fabricant s’efforce d’avoir une résistance statorique faible.
Il en résulte une forte valeur du rapport X/R, par conséquent la composante continue du courant de court-circuit a une longue constante de temps.
La norme CEI 60056 définit des conditions d’essais pour les disjoncteurs moyenne tension.
Elles sont déterminées pour un courant de court circuit ayant une composante continue avec une constante de temps de 45 ms. Or, du fait que le courant de court-circuit d’un groupe peut largement dépasser cette valeur, le fabricant du disjoncteur doit choisir le disjoncteur adéquat et démontrer qu’il convient à l’application.

Retard possible du disjoncteur
Le courant de court-circuit d’un groupe peut avoir en plus d’une composante continue significative, la particularité de ne traverser l’axe de niveau zéro qu’après plusieurs périodes, ce qui entraîne une difficulté pour couper le courant de court-circuit.

Exemple : Le courant de court-circuit du groupe électrogène, croisement tardif de l’axe zéro sur les phases 1 et 3 (phase 2 s’interrompt correctement du fait que le court-circuit s’est produit ici lorsque la tension était au maximum sur cette phase, d’où un courant de court-circuit, déphasé de 90°, commençant à zéro, sans composante continue).

Ceci est dû au fait que la composante alternative décroît beaucoup plus rapidement que la composante continue.
Pour une interruption correcte, les disjoncteurs HTA nécessitent le croisement naturel de l’axe zéro par le courant de court-circuit.
On doit donc, dans certains cas, retarder l’ouverture du disjoncteur du temps nécessaire à ce croisement.
Un tel retard doit être pris en compte dans l’étude de coordination des relais de protection, et pourrait aussi réduire la stabilité du système.

Protections moteur

Le groupe électrogène doit également avoir des protections relatives au moteur. Il s’agit essentiellement du niveau et de la température d’huile, niveau et température d’eau, température d’échappement. La protection du défaut terre du rotor est souvent intégrée dans ces protections du fait de la nécessité d’injecter du courant continu dans le rotor.
Lorsqu’une protection mécanique nécessite l’arrêt, un ordre devra ouvrir le disjoncteur, sans entraîner son verrouillage.

Connexion coté ligne

Les groupes électrogènes ont une capacité limitée de supporter des surtensions. Lorsque le fonctionnement parallèle des groupes HTA est prévu avec le réseau, il faut prévoir aux bornes du groupe une protection contre les chocs de foudre.
Cela consiste généralement à raccorder des condensateurs de surtension et des parafoudres phase-terre dans le coffret de raccordement du groupe.
De telles précautions ne sont pas nécessaires pour les groupes électrogènes BT car ceux-ci sont protégés des chocs de foudre du fait des transformateurs abaisseurs amonts.
Lorsque la protection contre les surtensions est prévue dans le coffret de raccordement du groupe électrogène, il est recommandé d’installer les transformateurs de tension également dans ce coffret.
Si la place disponible dans le coffret est insuffisante, on pourra facilement intégrer les transformateurs de tension dans l’équipement du circuit aval.
Les transformateurs de courant doivent être installés dans la boîte de raccordement du point neutre de l’alternateur. Si la protection différentielle du groupe exclut le câble (ou gaines à barres) de raccordement côté ligne, les transformateurs de courant sont installés dans la boîte de raccordement côté ligne de l’alternateur.
Si la protection différentielle du groupe inclut le câble (ou gaines à barres) de raccordement côté ligne, les transformateurs de courant sont installés dans le tableau aval.

Connexion coté neutre

Groupe autonome
Un groupe électrogène qui ne fonctionne pas en parallèle avec une autre source doit être mis à la terre à travers une résistance reliée entre le point neutre et la terre. Le fabricant du groupe électrogène peut fournir une courbe de tenue indiquant le courant de défaut permissive en fonction du temps.
La résistance de mise à la terre et les réglages des relais de protection doivent être fonction de cette courbe. En général le courant de défaut d’un groupe HTA doit être maintenu inférieur à 30 A afin d’éviter tout préjudice au stator lui-même.

Fonctionnement parallèle avec réseau public ou avec d’autres groupes
Lorsque plusieurs groupes fonctionnent en parallèle, ou avec le réseau, il est difficile de maintenir le courant de défaut terre dans des limites acceptables.
Le courant maximum de défaut terre sera la somme du courant de défaut terre de toutes les sources, ce qui pourrait facilement dépasser la valeur donnée sur la courbe de tenue déjà mentionnée. Réduire cette valeur maximale en limitant le courant de défaut terre à une valeur faible pour chacune des sources aurait pour résultat de rendre trop faible le courant de défaut terre de chaque source lorsque seul un ou deux groupes sont en service.
Il est alors conseillé de ne pas mettre à la terre les points neutres, mais d’utiliser des transformateurs de mise à la terre sur chaque jeu de barres.
En fonctionnement avec le disjoncteur de couplage des jeux de barres fermé, un seul transformateur de mise à la terre doit être raccordé. Lorsque les disjoncteurs de couplage des jeux de barres sont ouverts, un transformateur de mise à la terre devra être connecté à chaque jeu de barres.
Ceci permet d’avoir une valeur constante du courant de défaut terre indépendamment du type et du nombre de sources utilisés, tout en simplifiant considérablement le système de protection terre.
Si un défaut terre se produit dans le transformateur de mise à la terre, il faut l’isoler, mais le fonctionnement des groupes électrogènes reliés au jeu de barres devra être maintenu.
Il n’y a pas de danger immédiat pour les groupes fonctionnant provisoirement dans un système non mis à la terre.

Délestage

Le délestage est souvent nécessaire afin d’assurer que les éléments essentiels d’un process restent alimentés en énergie durant les pointes de consommation ou lors de perturbations du réseau électrique.
Dans un système de distribution électrique, la seule énergie additionnelle disponible est celle fournie par la réserve tournante des machines.
Par conséquent, les sites alimentés uniquement par des groupes électrogènes ont peu de réserves et sont très susceptibles à l’instabilité résultant d’une perturbation telle qu’un défaut dans le système de distribution électrique.
Le délestage est à considérer dans trois cas différents :

> Augmentation progressive de la charge.
> Perte d’un groupe électrogène.
> Défauts électriques.

Pour une alimentation électrique fiable d’un équipement de process, le délestage dans chacun des cas ci-dessus doit être étudié.
En général, le système de délestage doit vérifier en permanence l’équilibre entre la charge et la puissance disponible afin de délester les charges non essentielles et maintenir ainsi la stabilité du système.

Augmentation progressive de la charge
Il est possible qu’à certaines périodes la charge excède la puissance nominale des groupes électrogènes. Le fait que les groupes électrogènes de production soient prévus pour une surcharge de 10 % pendant une heure, lors d’une évolution progressive de la charge, le système de délestage peut effectuer en temps réel tous les calculs et donner les ordres de délestage aux charges non essentielles.
L’opérateur peut reconnecter les charges non essentielles après la période de pointe.

Perte d’un groupe électrogène
La perte d’un groupe peut brusquement entraîner une réduction considérable de la puissance disponible par rapport aux besoins de la charge. Le délestage immédiat des charges non essentielles est alors nécessaire afin d’assurer la stabilité du réseau de distribution.
Sans délestage, il y aura déclenchement par surcharge, baisse de tension, ou baisse de fréquence, conduisant à la perte probable de la totalité de l’alimentation électrique.
Le système de délestage doit être programmé pour envoyer immédiatement les ordres de déclenchement nécessaires. Le délestage peut se faire en moins de 200 ms, ce qui est généralement suffisant pour empêcher de perdre la stabilité du système, et pourrait éventuellement conduire à une panne totale du réseau de distribution interne.

Défauts électriques
Les défauts électriques sont détectés par les relais de protection, provoquant le déclenchement des disjoncteurs et isolant ainsi l’équipement défectueux. Durant le temps d’élimination du défaut, la tension dans la zone du défaut peut tomber pratiquement à zéro, ce qui peut entraîner le ralentissement de tous les moteurs de l’installation.
A l’élimination du défaut, les moteurs absorberont un courant supplémentaire pour retrouver leur vitesse normale. Cela pourrait accentuer la chute de tension dans certaines zones de l’installation, avec un effet «boule de neige» jusqu’au déclenchement des disjoncteurs alimentant les parties saines de l’installation.
Pour empêcher une telle perte de stabilité, il est nécessaire d’avoir un système de délestage agissant sur baisse de tension et/ou baisse de fréquence.
Pour déterminer les charges à éliminer par délestage, ainsi que les niveaux de tension et de fréquence devant provoquer le délestage, il est nécessaire d’effectuer une étude de stabilité du réseau. Cette étude modélise la réponse dynamique du système lors de perturbations et permet de préparer une stratégie de délestage.

Echanges d’information

Chaque fournisseur doit être responsable de la totalité du matériel qu’il fournit. Il faut éviter qu’un matériel fourni par un des fournisseurs soit installé dans l’équipement de l’autre fournisseur.
Un exemple classique est le module d’excitation du groupe électrogène ; il doit être dans un panneau fourni par le fabricant du groupe et non pas dans le tableau électrique.

Les échanges d’informations nécessaires entre le groupe électrogène et le tableau électrique doivent être réduits autant que possible. Les échanges se feront par contacts sans potentiel et des signaux analogiques 4-20 mA.
La signification de chaque signal (p. ex. fermer pour action, fermé pour disjoncteur en position “ouvert”) et la durée minimale de chaque signal (p. ex. durée du signal de fermeture : 500 ms) doit être clairement indiquée dans la documentation concernant l’interface.
Des circuits de sécurité positive devraient être utilisés. Dans de tels circuits, on utilise contacts qui ferment pour action, et des contacts normalement ouverts qui sont fermés pour donner une autorisation. Ces circuits sont dits de sécurité positive puisque la rupture d’un fil n’entraînera pas une action ou autorisation non voulue.
La tension à appliquer aux contacts sans potentiel ainsi que la charge des contacts doivent être précisés afin de s’assurer que les appareils adéquats ont été choisis.

Avec ce type d’interfaces chaque fournisseur peut concevoir, fabriquer et essayer son équipement de façon indépendante.
Les échanges directs d’information par des liens série doivent être évités en raison des difficultés de définition, de mise en service et de réparation.
Le nombre d’informations à échanger ne justifie pas ce type d’interface. Les informations généralement échangées sont :

– Les informations du groupe électrogène :
> Prêt à démarrer (information).
> Prêt à charger (information).
> Ordre de déclencher sur défaut.
> Alarme générale (information).
> Tension alternateur (du transformateur de tension, pour synchronisation).

– Les informations vers le groupe électrogène :
> Ordre de démarrage.
> État du disjoncteur, 0/1 (information).
> Tension jeu de barres (du transformateur de tension, pour synchronisation).
> Fonctionnement en îloté, ou en parallèle (information).
> Type de défaut (information).

Intégration du groupe au système de contrôle-commande du réseau électrique

Afin d’éviter une perte de l’alimentation électrique, une maintenance préventive est nécessaire.
La maintenance préventive peut être très efficace à condition d’avoir l’information nécessaire à son exécution, le but étant de s’assurer que la maintenance sera effectuée avant qu’un défaut ne se produise.
L’information nécessaire peut être recueillie et transmise à l’opérateur par un système de contrôle-commande du réseau électrique.
L’information peut inclure la durée de fonctionnement des groupes électrogènes, les mesures de température des enroulements de l’alternateur et des paliers, ainsi que la consommation de charges particulières.
Le système de contrôle-commande peut également fournir l’information nécessaire pour le délestage pour effectuer les calculs de bilan des charges.
Le système de contrôle-commande permet également à l’opérateur de reconfigurer son réseau interne de distribution, ce qui est très utile pour effectuer les redémarrages après un incident.

Emplacement

Il convient de choisir un emplacement proche du centre de la charge afin de réduire les chutes de tension et les pertes dans les câbles.
L’encombrement important du groupe doit être pris en compte lors des études de transport et d’installation.
Dans le bâtiment recevant l’équipement, il faut prévoir l’espace nécessaire à l’entretien, y compris le démontage complet, et disposer du matériel de levage adéquat au dessus du groupe.
Le fabricant du groupe devra indiquer tous les renseignements concernant les besoins d’espace et d’accessibilité sur les plans guides de génie civil.
Souvent, l’émission de bruit posera problème. La solution est d’insonoriser le groupe ou le bâtiment, ou les deux à la fois. L’insonorisation a une incidence significative sur le coût et par conséquent, doit être définie avant de commander l’équipement.
On veillera aussi à ce que le socle du groupe ne propage pas le bruit.

Conclusion

Il est important de bien comprendre les caractéristiques électriques et mécaniques des groupes électrogènes et connaître les normes qui les définissent afin de choisir correctement l’équipement.
L’intégration du groupe électrogène dans le système de la distribution électrique a une conséquence sur le choix de la plupart des équipements électriques. Par exemple, pour la puissance de court-circuit totale à considérer pour la détermination de l’appareillage électrique il faudra prendre en compte la contribution des groupes électrogènes.
Le système de protection électrique de l’installation doit tenir compte des particularités des groupes électrogènes afin d’assurer une protection correcte des personnes et des biens, tout en évitant les déclenchements intempestifs entraînant une indisponibilité de l’énergie électrique.
Le système de contrôle-commande doit permettre l’exploitation du réseau de distribution de différentes manières pour assurer une alimentation électrique fiable.

Vidéo sur le principe de fonctionnement des centrales