Quelles sont les différences entre les réactances en série et les réactances en dérivation ?

Quelles sont les différences entre les réactances en série et les réactances en dérivation ?

Une réactance dans un réseau électrique est essentiellement une bobine — un enroulement de conducteur autour d’un noyau magnétique ou d’un noyau d’air — qui s’oppose aux variations du courant. Toutefois, l’emplacement de cette réactance dans le circuit détermine entièrement sa fonction, ses dimensions et ses exigences en matière de protection. Bien qu’elles reposent sur le même principe électromagnétique fondamental, les réactances en série et les réactances en dérivation remplissent des fonctions opposées pour assurer la stabilité du réseau.

Topologie de raccordement : la distinction fondamentale

Un réacteur série est connecté en série avec l’équipement à protéger — généralement un disjoncteur, une section de barre, un banc de condensateurs ou une ligne de transport. Le courant de charge traverse continuellement le réacteur. L’impédance du réacteur limite la vitesse de montée du courant lors d’un défaut, réduisant ainsi le courant de défaut maximal que le disjoncteur en aval doit couper. Cela permet d’utiliser des disjoncteurs dotés d’un pouvoir de coupure plus faible, ce qui réduit le coût d’investissement de la sous-station. Un réacteur série ayant une impédance nominale de 6 % sur une alimentation de 10 MVA et 11 kV limite le courant de défaut prévisible, passant théoriquement de 40 kA à environ 25 kA.

Une bobine d’induction shunt est connectée en parallèle — de la ligne ou du jeu de barres à la terre, ou entre phases. Aucun courant de charge ne circule dans la bobine en conditions normales. Au lieu de cela, la bobine d’induction shunt absorbe de la puissance réactive du réseau, ce qui compense la puissance réactive capacitive générée par les lignes de transport longues et les câbles souterrains en cas de faible charge. En l’absence de compensation shunt, la tension en bout de ligne d’une ligne 500 kV faiblement chargée peut atteindre 1,15 p.u. ou plus — dépassant ainsi les limites de coordination de l’isolement des transformateurs et des appareillages de commutation raccordés.

Conception du noyau et comportement à saturation

Les réactances en série ne doivent pas saturer en cas de courant de défaut, car une réactance saturée perd précisément sa fonction de limitation du courant au moment où cette fonction est la plus nécessaire. Les réactances en série à noyau d’air éliminent entièrement le risque de saturation, puisque l’air présente une courbe B-H parfaitement linéaire, quelle que soit l’intensité du courant. Le compromis réside dans l’encombrement physique : une réactance à noyau d’air assurant une impédance de 6 % à 11 kV occupe environ trois fois le volume d’un modèle équivalent à noyau ferromagnétique.

Les réactances en série à noyau ferromagnétique dotées de joints d’air offrent une inductance plus élevée par unité de volume, mais nécessitent une conception soignée du joint d’air afin de préserver la linéarité jusqu’au courant de défaut nominal. Ce joint est réalisé en matériau non magnétique — généralement du verre fibre imprégné d’époxy — et son épaisseur est calculée pour maintenir la densité maximale d’induction magnétique en dessous de 1,6 tesla lors du courant de défaut asymétrique maximal, qui peut atteindre 2,5 fois la valeur efficace (RMS) symétrique du courant de défaut.

Les réactances shunt utilisent généralement une construction à noyau en fer avec entrefer, car elles fonctionnent en continu sous tension nominale et la contrainte de linéarité est moins sévère. L’entrefer stabilise l’inductance face aux variations de tension et empêche la saturation lors des surtensions transitoires que les réactances shunt sont destinées à atténuer.

Exigences en matière de protection

Les réactances en série nécessitent une protection différentielle pour détecter les défauts internes entre spires : un court-circuit dans l’enroulement qui contourne quelques spires modifie l’impédance de la réactance d’une fraction de pour cent, ce que les relais de surintensité ne peuvent pas détecter. Le schéma différentiel compare les courants aux deux bornes de la réactance ; toute différence dépassant le seuil de réglage déclenche l’interrupteur associé.

Les réactances shunt sur les réseaux de transport nécessitent une protection contre les surtensions et comportent souvent une réactance neutre pour la réenclenchement monophasé sur les lignes compensées en shunt. Les relais Buchholz détectent l’accumulation interne de gaz provenant de la dégradation de l’isolation — il s’agit de la première ligne de défense standard pour les réactances shunt immergées dans l’huile. Les réactances shunt sèches, utilisées aux tensions de distribution, reposent sur une protection contre les surcharges thermiques fondée sur la simulation de la température des enroulements à partir du courant mesuré.

Critères de sélection par application

Le choix d’une réactance série implique de spécifier le courant nominal (le courant de charge continu), le pourcentage d’impédance (l’objectif de limitation du courant de défaut) et le courant thermique de courte durée (généralement 1 seconde ou 3 secondes au niveau du courant de défaut limité). La réactance doit résister, sans déformation, aux contraintes thermiques et mécaniques engendrées par un défaut proche.

Sélectionner un réacteur shunt implique de spécifier la tension nominale, la puissance réactive nominale en MVAr et le type de connexion : en étoile avec neutre solidement mis à la terre pour les applications de transport, ou en triangle pour la compensation par enroulement tertiaire sur les grands transformateurs de puissance. La puissance réactive nominale en MVAr est calculée à partir du courant capacitif de charge de la ligne au niveau de compensation ciblé, généralement de 60 à 80 % pour les réacteurs connectés en continu et de 100 % pour les unités commutables.

Cas : l’intégration d’un parc éolien nécessite les deux types de réacteurs

Un parc éolien de 150 MW situé dans une région éloignée, raccordé au réseau électrique par une ligne aérienne de 45 kilomètres en 220 kV, a fait face à deux défis simultanés : un courant de défaut élevé au point de raccordement, dépassant les capacités de court-circuit du transformateur élévateur des éoliennes, et une élévation de tension supérieure à 1,10 p.u. lors des conditions de faible vent et de faible charge, due au courant capacitif de charge de la ligne. L’équipe d’ingénierie a spécifié un réacteur série au niveau du jeu de barres de liaison de la sous-station de collecte afin de limiter le courant de défaut, ainsi qu’un réacteur shunt de 20 MVAr au point de couplage commun pour absorber la puissance réactive capacitive. L’installation combinée de réacteurs, fournie par un fabricant intégré d’équipements électriques, a résolu les deux contraintes dans un seul cycle de projet.

Questions fréquemment posées

Un réacteur peut-il assumer à la fois des fonctions série et shunt ?

Non. La conception physique, la coordination de l’isolation et les exigences en matière de protection sont fondamentalement différentes. Un réacteur unique, connecté d’une manière ou d’une autre, remplit uniquement une fonction. Les installations nécessitant les deux fonctions requièrent deux unités de réacteurs distinctes.

Que se passe-t-il si un réacteur en série entre en saturation lors d’un défaut ?

Le réacteur perd son impédance limitant le courant, ce qui permet au courant de défaut d’atteindre son niveau prévisible. Le disjoncteur en aval, dimensionné en supposant que le réacteur limite le courant, risque de ne pas pouvoir interrompre le défaut. C’est pourquoi la prévention de la saturation constitue la contrainte de conception principale pour les réacteurs en série.

Comment un réacteur shunt est-il mis sous tension et hors tension ?

Les réactances shunt de niveau transmission sont commutées à l’aide d’interrupteurs spécialisés ou de sectionneurs-coupure. La tension de rétablissement transitoire lors de la commutation est sévère, car le courant inductif du réacteur retarde la tension d’environ 90 degrés, ce qui rend difficile l’interruption du courant aux passages naturels par zéro. Les régulateurs de commutation synchrones minimisent cette contrainte.

Quel entretien les réacteurs nécessitent-ils ?

Les réactances sèches à noyau d’air nécessitent très peu d’entretien : une inspection visuelle annuelle pour détecter les traces superficielles ou la contamination, ainsi qu’un balayage thermographique des points de raccordement. Les réactances immergées dans l’huile exigent une analyse des gaz dissous annuellement et un essai diélectrique de l’huile tous les deux à trois ans, à l’instar des transformateurs de puissance.

Comment la réactance d’un réacteur est-elle spécifiée ?

Sous forme d’un pourcentage de l’impédance de base du système, calculée à la tension nominale et à la puissance nominale en MVA. Une réactance de 6 % sur une base de 10 MVA et 11 kV produit environ 0,73 ohm de réactance. Des valeurs en pourcentage plus élevées assurent une limitation plus importante du courant de défaut, mais augmentent également la chute de tension en régime permanent.

Où peut-on se procurer les deux types de réacteurs auprès d’un seul fournisseur ?

Des fabricants intégrés d’équipements électriques tels que Liaoning Sinotech Group, qui fournissent des packages complets de sous-stations — des transformateurs aux appareils de commutation en passant par les équipements de compensation — proposent à la fois des réacteurs série et shunt depuis une seule équipe d’ingénierie, ce qui simplifie la coordination des spécifications et le support après-vente.