Cours complet a propos de l’electricite haute tension
Cours complet a propos de l’électricité haute tension
2 Les réseaux de transport THT
2.1 Structure des réseaux
Les ré seaux de transport constituent une vaste grille couvrant le territoire, à laquelle sont raccordé es les sources et les utilisations (groupes, transformateurs). Chaque nœ ud A, B et C (cf. fig. 1 ) constitue un « poste d’interconnexion » . Ce poste est en gé né ral constitué par un collecteur principal appelé « jeu de barres » sur lequel se raccordent les lignes, au moyen d’appareils.
En gé né ral, les points neutres des transformateurs sont mis à la terre (toujours pour les tensions supé rieures à 170 kV) pour faciliter la coordination des isolements et le fonctionnement des relais de protection.
Dans certains cas, cette mise à la terre ne se fait qu’au moment de la manœ uvre du disjoncteur, au moyen d’un conjoncteur de neutre.
2.2 Perturbations
Le fonctionnement d’un ré seau peut ê tre perturbé par diffé rents facteurs dont les principaux sont :
c variation de charge né cessitant la modification du sché ma (mise en route ou arrê t de gé né rateurs, mise en parallè le de ligne...)
c court-circuit provoqué par un coup de foudre, par la dé faillance d’un é quipement, quelquefois par une fausse manœ uvre ou d’autres causes accidentelles.
La manœ uvre des appareils peut ê tre manuelle dans le premier cas ou commandé e par des automatismes eux-mê mes renseigné s par des capteurs de courant et de tension judicieusement placé s.
Dans chaque ligne, l’é nergie peut transiter dans un sens ou dans l’autre selon le sché ma gé né ral du moment. Si un dé faut se produit en X,
(cf. fig. 1) il sera alimenté par les deux extré mité s de la ligne AC qui devront ê tre dé clenché es, mais elles seules, pour permettre le maintien en service du reste du ré seau.
2.3 Structure d’un poste
La figure 2 repré sente un sché ma typique de poste THT. Chaque raccordement sur le jeu de barres B s’appelle « travé e » ou « dé part » et comprend des appareils tels que :
D = disjoncteur
Appareil utilisé pour couper ou raccorder un circuit et capable de couper et d’é tablir tous les courants susceptibles de se dé velopper à son emplacement, courts-circuits compris.
S = sectionneur
Appareil capable de ne couper que des courants trè s petits, mais dont I’isolement entre contacts ouverts est sû r et vé rifiable facilement. C’est l’un des principaux organes de sé curité d’un poste. On parle de « coupure visible » .
ST = sectionneur de mise à la terre (MALT)
Organe de sé curité qui complè te le sectionneur en dé rivant vers la terre de facon sû re, tout courant qui pourrait naître dans le conducteur qu'il protè ge.
Tc = transformateur de courant
Utilisé pour la mesure de l’é nergie que vé hicule le circuit ou pour sa protection. Le secondaire d’un Tc ne doit jamais rester ouvert, car une forte surtension apparaîtrait à ses bornes.
Tt = transformateur de tension
Utilisé en combinaison avec les Tc dans le
mê me but. Permet aussi de dé celer la pré sence de tension. Est parfois remplacé par un diviseur capacitif pour les mê mes usages.
P = organe de coordination d’isolement
(parafoudre ou é clateur).
Tp = transformateur de puissance
C = tête de câble
Dans certains cas, on utilise aussi des interrupteurs : appareil de connexion capable de couper les courant normaux et de supporter les courants de court-circuit.
Cet arrangement est appelé « simple jeu de barres » . II en existe plusieurs autres. Les postes d’interconnexion peuvent ê tre installé s à l’inté rieur, mais le sont plus gé né ralement à l’exté rieur. Ils doivent alors pouvoir supporter les contraintes atmosphé riques telles que la tempé rature (de -54 à +55 ° C selon les pays), la pluie, le givre et le vent.
3 L'isolement
3.1 Isolements principaux
On distingue les isolements suivants :
c l’isolement entre chaque phase et la terre,
c l’isolement entre contacts ouverts dit aussi
« entré e-sortie » qui intervient lorsque l’appareil est « ouvert » ,
c l’isolement entre phases.
La tenue de ces isolements est vé rifié e par des essais de tensions appliqué es soit par impulsion, soit pendant une duré e d’une minute.
Les niveaux requis pour ces trois caté gories d’isolement sont souvent identiques, mais :
c l’installation des pô les conduit souvent à des distances donnant un isolement entre phases supé rieur aux besoins purement dié lectriques.
c il est parfois demandé un isolement entré e - sortie supé rieur à l’isolement phase - terre, surtout si ce dernier est ré duit.
3.2 Formes de tension appliquées
Courbe caractéristique d’isolement V = f(t)
Etant donné les formes des piè ces entre lesquelles la tension est appliqué e, le champ é lectrique dans leur intervalle est rarement uniforme. De ce fait, la tension tenue dé pend beaucoup de la duré e pendant laquelle elle est appliqué e (cf. fig. 3 ). Un é clateur « pointe-pointe » supporte une tension é tablie plus faible qu’un é clateur « plan-plan » de mê me
é cartement, mais le phé nomè ne s’inverse pour des impulsions trè s brè ves, donc trè s raides.
Origine des tensions
Les tensions et surtensions appliqué es aux isolements ont des formes varié es selon leur origine. On distingue :
c la tension alternative normale du ré seau,
c les surtensions momentané es à la fré quence d’alimentation du ré seau dues aux variations de configuration du ré seau,
c les surtensions « de manœ uvre » produites par des commutations dans le ré seau, dont on maîtrise en gé né ral I’amplitude et qui durent de quelques centaines à quelques milliers de microsecondes,
c les surtensions d’origine atmosphé rique (coups de foudre) transmises par les lignes, qui ont gé né ralement des duré es trè s brè ves, de quelques-unes à quelques dizaines de microsecondes, mais peuvent atteindre des valeurs trè s hautes,
c la tension continue due à la charge ré siduelle des lignes aprè s leur mise hors service, qui
dé croît gé né ralement assez rapidement dans le temps (10 % toutes les 10 millisecondes).
Coordination des isolements
II ne serait pas é conomique, ni mê me possible, de concevoir les ré seaux de transport et leurs é quipements de telle facon qu’ils ré sistent à toutes les surtensions possibles. On dispose donc judicieusement des points d’isolement ré duit où les surtensions pourront s’é couler sans dommage, proté geant ainsi les organes sensibles. Ces dispositifs (é clateurs ou parafoudres) doivent aussi supporter sans amorcer les tensions « normales » (cf. fig. 4 : exemple de coordination des isolements d’un
ré seau 420 kV). Voir aussi le Cahier Technique n° 16.
Formes de tension normalisées
Pour vé rifier le comportement des é quipements aux diverses tensions qui peuvent leur ê tre appliqué es et pour comparer les tenues de ces équipements, il faut que les laboratoires effectuent des essais reproductibles d’un équipement à l’autre et d’un laboratoire à l’autre.
On effectue donc les essais suivants :
c Essais à fré quence industrielle.
Des transformateurs d’essai permettent d’appliquer à l’objet en essai une tension alternative que l’on fait croître jusqu’à une valeur convenue à laquelle elle est maintenue pendant une minute puis ramené e à zé ro. Un intervalle dans l’air tient environ 250 kV eff. au mè tre.
c Essais de choc.
Les impulsions de tension sont principalement produites par un « gé né rateur de chocs » constitué essentiellement par des condensateurs que l’on charge en parallè le et que l’on dé charge en sé rie dans l’objet en essai à travers un
systè me de ré sistances (cf. fig. 5 ). Les impulsions produites sont dé finies par leur amplitude maximale Uc, la duré e tF pour que cette tension soit atteinte et la duré e tQ au bout de laquelle la tension est ré duite à Uc/2.
On distingue :
c les « ondes de foudre » , à front raide (en principe tF = 1,2 µ s et tQ = 50 µ s) ; la tenue de l’air est d’environ 500 kV au mè tre.
c les « ondes de manœ uvre » (en principe
tF = 250 µ s et tQ = 2500 µ s).
La tenue de l’air est d’environ 400 kV au mè tre. D’autres formes d’onde sont parfois utilisé es dans certains cas particuliers. Le nombre de chocs à appliquer dans chaque polarité (+ et -) est fixé par les normes.
Combinaisons :
c les essais à fré quence industrielle et d’ondes de manœ uvre sont aussi effectué s pendant que l’é quipement en essai est arrosé par une pluie artificielle, normalisé e,
c les appareils de tensions les plus hautes doivent supporter des essais où la tension à fré quence industrielle est appliqué e simultané ment avec les ondes de choc (essais « Bias » ).
Fig. 4 : coordination des isolements du réseau français.
3.3 Réalisation des isolations
Types d’isolants
Les isolants les plus utilisé s dans I’appareillage THT actuel sont :
c des gaz (l’air et le SF6), c I’huile miné rale,
c des ré sines moulé es, parfois renforcé es par des fibres, ou des cé ramiques.
Influences sur la tenue diélectrique
c Les formes arrondies des parties sous tension ré duisent le champ é lectrique à leur voisinage et favorisent la tenue dié lectrique.
3.4 Isolement des circuits auxiliaires
Les circuits basse tension (en gé né ral 100 à 400 V c.a. et 48 à 250 V.c.c.) des disjoncteurs peuvent aussi ê tre le siè ge de surtensions engendré es soit par les surtensions de
manœ uvre des appareils du circuit BT considé ré , soit par induction d’autres circuits,
haute ou basse tension. Ils doivent donc avoir un isolement en consé quence. En gé né ral, cet isolement est vé rifié par un essai à fré quence industrielle (2 kV) mais parfois une tenue au choc de foudre est aussi exigé e (5 kV crê te) ;
c L’augmentation de la pression des gaz isolants accroît en gé né ral leur tenue dié lectrique.
c La pré sence de pollution (poussiè res, corps é trangers, graisse, etc.) ré duit la tenue
dié lectrique d’un intervalle.
c L’humidité est toujours né faste, en particulier si les conditions de tempé rature et de pression peuvent produire une condensation en gouttelettes et lorsqu’elle pé nè tre les isolants (stratifié s ou fibres impré gné es).
enfin, sur le site, on pratique souvent une mesure de l’isolement (en milliers de mé gohms) sous environ 1 kV c.c.
Dans certains cas, on vé rifie aussi :
c que la manœ uvre du disjoncteur ne provoque pas de surtensions excessives dans les ré seaux BT,
c que la commande du disjoncteur n’est pas sensible aux parasites.
3.5 Vieillissement des isolations
Décharges partielles
Un isolant peut fort bien supporter les essais de tenue dé crits pré cé demment et comporter cependant des imperfections telles que : vides ou inclusions ou inhomogé né ité s. Au moment de l’application de la tension, de petites dé charges se produisent au voisinage de ces imperfections, mais le reste de l’isolation suffit à supporter la tension appliqué e pendant le temps de l’essai. Cependant, si le champ é lectrique est relativement fort, ces petites dé charges peuvent ronger l’isolant et dé gé né rer en amorcage complet aprè s quelques mois ou quelques
anné es de service.
Lorsque le maté riel utilise des isolants susceptibles d’avoir ce type de dé faut, on cherche à les dé celer. Pour celà , on dé tecte le courant haute fré quence provoqué par ces
"dé charges partielles" à l’aide d’appareils permettant de les mesurer (en picocoulombs) et de les visualiser à I’oscilloscope.
Pollution des isolateurs
Dans les atmosphè res industrielles ou marines, les isolateurs peuvent recevoir un dé pô t plus ou moins conducteur, qui peut provoquer un contournement é lectrique. II y a plusieurs facons de ré duire ce risque :
c allonger la « ligne de fuite » des isolateurs, c’est-à -dire le chemin qui mè ne d’une é lectrode à l’autre sans dé coller de la porcelaine, par un dessin judicieux du profil (cf. fig. 6 ) ;
c revê tir les porcelaines de graisse sur laquelle l’eau perle. Mais cette graisse doit ê tre renouvelé e pé riodiquement ;
Fig. 6 : profil d’un isolateur anti-pollution en pointillé :la ligne de fuite.
c laver les porcelaines. Dans certains postes, ce lavage se fait sous tension, sans mise hors service.
3.6 Perturbations radiophoniques
Les pointes et angles vifs sous tension sont le siè ge de petites dé charges à travers les premiers millimè tres d’air, trè s visibles dans l’obscurité , surtout par temps humide. C’est
« l’effet couronne » . Ces dé charges é mettent des parasites é lectromagné tiques qui peuvent perturber les communications radioé lectriques.
Des essais permettent de mesurer ces perturbations et donc é ventuellement de les ré duire au moyen d’anneaux ou de capots pare-effluves.
Cahiers Techniques Schneider Electric n° 127 / p.10
4 La commutation des courants en THT
4.1 Coupure au passage du courant par zéro
Dè s que l’on dé passe quelques centaines de volts et quelques dizaines d’ampè res, la sé paration des contacts dans l’air ne suffit pas pour « couper » le courant. Lorsque les contacts se sé parent, le courant continue à passer par un arc.
Le rô le du disjoncteur est de contrô ler cet arc et de l’empê cher de se rallumer aprè s un passage à zé ro (cf. fig. 7 ).
Pour cela, il faut renouveler continuellement le milieu isolant entre les contacts au moyen d’un « soufflage » .
4.2 Les principaux cas de coupure
Comme on l’a vu au chapitre 2, les disjoncteurs des ré seaux THT peuvent avoir à manœ uvrer dans des circonstances trè s varié es :
c coupure d’un courant de charge normale comme tout interrupteur,
c coupure de courant de court-circuit dû à un dé faut aux bornes du disjoncteur : pour un emplacement donné sur le ré seau, c’est le cas où le courant est le plus fort. Ce courant est toujours fortement inductif (Cos ϕ infé rieur
à 0,15) à cause des ré actances internes des
gé né rateurs et des transformateurs (cf. fig. 7). II en ré sulte que la tension du ré seau se trouve
ê tre maximale quand le courant s’annule. La tension UR entre les bornes du disjoncteur rejoint cette tension en suivant un ré gime transitoire appelé « TTR » qui dé pend des paramè tres du ré seau et que fixent les normes. Le pouvoir de coupure « assigné » aux disjoncteurs varie de 15 à 60 kA environ.
c de plus, un courant apé riodique peut s’ajouter au courant sinusoïdal au dé but du court-circuit, en sorte que les amplitudes dans une polarité sont plus grandes que dans l’autre (cf. fig. 8 ). On dit que le courant est « asymé trique » .
L’é nergie dissipé e dans l’arc est alors plus grande et la coupure plus difficile ;
c lorsque le dé faut se situe à une faible distance du disjoncteur, le ré gime transitoire de la tension qui apparaît aux bornes de celui-ci, peut rendre la coupure plus difficile. On parle de « dé faut en ligne » ou de « dé faut kilomé trique » ;
c lors du couplage d’une centrale ou de deux
ré seaux sé paré s, il peut arriver que les tensions de part et d’autre du disjoncteur ne soient pas en phase. II en ré sulte une surintensité engendrant un dé clenchement avec une tension Ur entre les bornes amont et aval du disjoncteur qui peut dé passer de beaucoup les tensions normales ;
c lorsqu’une ligne (aé rienne ou souterraine) est mise hors service, elle se comporte comme un condensateur et reste chargé e lorsque le courant qui peut atteindre des centaines d’ampè res est coupé (à un passage à zé ro). La tension entre les bornes du disjoncteur Ur sera donc environ le double de la tension normale, aprè s une demi-pé riode. De plus, si un ré amorcage se produit dans ces conditions, il entraîne des surtensions é levé es ;
c lorsque le secondaire des transformateurs est ouvert, les courants magné tisants sont si petits (quelques ampè res) qu’ils peuvent ê tre « arraché s » c’est-à -dire coupé s avant leur passage naturel par zé ro, et ceci peut entraîner des surtensions.
Pour en savoir plus sur les phé nomè nes de coupure, voir le Cahier Technique n° 69.
4.3 Enclenchements particuliers
Les disjoncteurs peuvent aussi avoir à enclencher dans des conditions contraignantes :
c sur court-circuit,
c sur câ ble (ou condensateur) à vide, engendrant un fort courant d’appel,
c sur ligne à vide : les conditions de propagation de la tension peuvent engendrer des surtensions. Lorsque le niveau d’isolement du
4.4 Séquences de manœuvres
ré seau est ré duit (en gé né ral à partir de 400 kV et au-dessus), il peut ê tre né cessaire de proté ger le ré seau en é quipant le disjoncteur de ré sistances Haute Tension qui seront insé ré es dans la ligne un court instant (de l’ordre d’une demi-pé riode) avant la fermeture des contacts principaux du disjoncteur et joueront ainsi un rô le « d’embrayage » , en appliquant la tension à la ligne par paliers successifs.
Les trois quarts des dé fauts se produisant en ré seau sont dits « fugitifs » : leur cause est trè s momentané e (coup de foudre) ou est dé truite par le court-circuit (branche d’arbre). Le service peut donc ê tre repris trè s vite aprè s extinction du courant de court-circuit. Des relais, ne faisant en gé né ral pas partie du disjoncteur, ré enclenchent automatiquement le disjoncteur aprè s une temporisation voulue. Mais si la cause du dé faut est maintenue (ligne tombé e), le disjoncteur devra pouvoir enclencher sur court-circuit et redé clencher aussitô t. On vé rifie donc l’aptitude du disjoncteur à effectuer des
sé quences de manœ uvres telles que : Ouverture - 0,3 seconde - Fermeture - Ouverture à plein courant de court-circuit. On ajoute aussi une sé quence Fermeture - Ouverture trois minutes aprè s la sé quence pré cé dente pour tenir compte d’une autre tentative de reprise de service.
Cahiers Techniques Schneider Electric n° 127 / p.12
5 Les disjoncteurs THT
5.1 Différences avec un disjoncteur basse tension
c Les disjoncteurs THT n’ont pas de
dé clencheurs ou de relais de protection inté gré s : ils ne fonctionnent que sur ré ception d’un ordre
é lectrique exté rieur, manuel ou automatique et la sé lectivité est obtenue par dé calage des ordres.
c Leur é nergie de manœ uvre est normalement fournie par une source exté rieure (é lectrique ou pneumatique) et stocké e dans les mé canismes de commande.
c Ils comportent souvent plusieurs organes de coupure en sé rie et parfois des é lé ments auxiliaires en parallè le avec leurs contacts principaux.
c Ils ne sont pas limiteurs.
5.2 Constitution
Quelle que soit la technique de coupure utilisé e, on retrouve toujours les é lé ments suivants :
c des « chambres de coupure » :
Chacune d’elles comprend un contact fixe et un contact mobile, un dispositif de contrô le de l’arc et des é lé ments pour le passage du courant permanent.
- ne serait pas é conomique de dé velopper un modè le de chambre de coupure pour chaque combinaison des valeurs de tensions, de courant permanent et de courant de court-circuit. De plus, il faudrait pour vé rifier leurs performances de coupure, des moyens d’essais considé rables, voire irré alisables. Les constructeurs ont donc
é té conduits à concevoir des é lé ments de base et à les combiner pour ré pondre aux besoins.
- est possible, en particulier, d’assembler des chambres de coupure en sé rie dans chaque pô le à condition que :
v leurs manœ uvres soient simultané es (à quelques millisecondes prè s),
v la tension soit ré partie judicieusement entre elles. Lorsque les capacité s naturelles sont insuffisantes, on peut ajouter des condensateurs « pilotes » en parallè le avec les chambres. La figure 9 donne un exemple de capacité snaturelles d’un disjoncteur à deux chambres par pô le. En cas de court-circuit, la borne « aval » est à la terre. Sans condensateur pilote, la premiè re chambre supporte 71 % de la tension totale du pô le. Avec des condensateurs de
400 pF, elle n’en supporte plus que 53 % ;
c des é lé ments isolants entre les circuits principaux respectifs et entre ceux-ci et la terre ;
c un mé canisme de commande permettant de manœ uvrer contacts et accessoires de fonctionnement sur commande locale ou à distance.
L’ordre de grandeur des duré es de fonctionnement est de : 20 à 50 millisecondes au dé clenchement, 80 à 150 millisecondes à I’enclenchement.
Cahiers Techniques Schneider Electric n° 127 / p.13
L’encombrement varie beaucoup avec la tension. Pour un disjoncteur 245 kV :
v hauteur : environ 3 m + 2,5 m de châ ssis,
v longueur environ 2,5 m,
v distance entre axes de phases : environ 4 mè tres (cf. fig. 10).
Fig. 10 : disjoncteur 245 kV à SF6.
5.3 Les types de disjoncteurs THT
Diffé rents moyens d’extinction de l’arc sont utilisé s en THT.
c L’un des types les plus anciens est le disjoncteur à huile : le courant est amené par des traversé es à des contacts noyé s dans un bac rempli d’huile. Sous l’action de l’arc, une partie de I’huile est volatilisé e et les gaz sous pression ainsi obtenus soufflent l’arc. Pour les distinguer des suivants on les appelle souvent : disjoncteurs à gros volume d’huile. En voie de disparition, sauf aux U.S.A. (cf. fig. 11 ).
c Pour ré duire la quantité d’huile (problè me de sé curité ) au minimum, les constructeurs ont logé les contacts dans une enveloppe isolante ; ce type de disjoncteur, à pô les sé paré s, est appelé disjoncteur à petit volume d’huile ou à volume d’huile ré duit (DVHR). II est encore largement utilisé surtout pour des pouvoirs de coupure modé ré s (cf. fig. 12 ).
c Une autre technique trè s ré pandue est celle des disjoncteurs « pneumatiques » (ou « à air comprimé » ) : au moins l’un des contacts est creux et relié à un ré servoir d’air comprimé (15 à 50 bars) ; lorsque les contacts se sé parent, l’arc est « soufflé » par le courant d’air. II faut donc installer, avec chaque disjoncteur ou au moins dans chaque poste, une station de compression d’air. Ces disjoncteurs utilisent souvent des ré sistances insé ré es un court instant entre leurs contacts pour faciliter certaines coupures.
Leur dé clenchement est bruyant. Ces disjoncteurs sont de moins en moins construits, au profit des disjoncteurs à SF6 (cf. fig. 13 ).
c Depuis les anné es 60, le gaz hexafluorure de soufre (SF6) est de plus en plus utilisé pour la coupure :
v un premier type de ré alisation est trè s proche des disjoncteurs à air comprimé : la ré serve de gaz comprise entre 15 et 20 bars souffle entre les contacts, mais au lieu de rejeter les gaz vers l’exté rieur, ils sont collecté s dans un ré servoir basse pression (1 à 4 bars). Ce type permet d’atteindre de hautes performances de coupure, mais sa ré alisation mé cano-pneumatique est assez complexe ;
v le type le plus ré pandu est dit « à autosoufflage » ou simple pression (pression statique de 3 à 8 bars) : en se dé placant, le contact mobile comprime le gaz dans une chambre d’où il ne peut sortir que pour aller dans la zone entre les contacts. C’est le type le plus ré cent (cf. fig. 14 et Cahier Technique n° 101).
c Quelques types de disjoncteurs utilisant la coupure dans le vide ont vu le jour plus récemment mais à des tensions infé rieuré s à 170 kV. (II faut des vides meilleurs que 10-4 torr).
c Pour plus de dé tails sur les grandes techniques de coupure, voir le Cahier Technique n° 86.
Fig. 14 : disjoncteur à SF6.
Modèle à deux chambres de coupure :
1 | Chambre de coupure | 6 Guidage | |
2.Contact fixe | 7 | Embiellage | |
3 | Contact mobile | 8 Carter | |
4 | Condensateur | 9 | Isolateur support |
5 | Coupleur | 10 Bielle isolante |
11 | Pot de ressorts | 15 | Nourrice auxiliaire |
12 | Ressorts | 16 Armoire de commande | |
13 | Vérin | 17 | Châssis |
14 | Accumulateur d’huile | 18 | Manostat |
haute pression | 19 | Relais hydraulique |
L’hexafluorure de soufre (SF6)
6.1 Caractéristiques chimiques
Le SF6 est un corps pur qui se pré sente à l’é tat gazeux dans les conditions normales de tempé rature et de pression. II est 5,5 fois plus lourd que l’air, incolore, inodore. En lui-mê me, il n’est ni toxique, ni agressif pour les ê tres vivants.
6.2 Aspects quantitatifs
Remplissage
Les appareils utilisant le SF6 sous pression doivent ê tre le plus é tanches possible car :
c le SF6 est un gaz de synthè se qu’il faut é conomiser,
c les performances garanties des appareils ne sont atteintes que pour une masse volumique minimale du gaz de remplissage,
c il ne faut pas contraindre l’exploitant à des complé ments de remplissage trop fré quents (par exemple, on le pré voit tous les trois ans).
Les appareils sont munis de manostats compensé s en tempé rature, permettant de signaler une masse volumique insuffisante.
Sommaire
1 Origine et domaine de la THT 1.1 Pourquoi la THT p. 4
1.2 Ordres de grandeur p. 4
2 Les réseaux de transport THT 2.1 Structure des réseaux p. 5
2.2 Perturbations p. 5
2.3 Structure d’un poste p. 6
3 L’isolement 3.1 Isolements principaux p. 7
3.2 Formes de tension appliquées p. 7
3.3 Réalisation des isolations p. 9
3.4 Isolement des circuits auxiliaires p. 9
3.5 Vieillissement des isolations p. 10
3.6 Perturbations radiophoniques p. 10
4 La commutation des courants en THT 4.1 Coupure au passage du courant par zéro p. 11
4.2 Les principaux cas de coupure p. 11
4.3 Enclenchements particuliers p. 12
4.4 Séquences de manœuvres p. 12
5 Les disjoncteurs THT 5.1 Différences avec un disjoncteur basse tension p. 13
5.2 Constitution p. 13
5.3 Les types de disjoncteurs THT p. 14
6 L’hexafluorure de soufre (SF6) 6.1 Caractéristiques chimiques p. 17
6.2 Aspects quantitatifs p. 17
6.3 Aspects qualitatifs p. 17
8 Les postes blindés 8.1 Origines p. 20
8.2 Réalisation p. 21
8.3 Contraintes particulières p. 21
8.4 Choix d’utilisation p. 21
9 Montage et entretien 9.1 Montage partiel p. 22
9.2 Essais individuels p. 22
9.3 Entretien p. 22
10 Les normes 10.1 Rôle p. 23
10.2 Types de normes p. 23
Bibliographie p. 24