L`impédance directe

[email protected] Extrait de l’ouvrage « LA PRATIQUE DES REGIMES DE NEUTRE »
L’impédance directe
S’il s’agit de l’impédance d’un équipement, elle est renseignée par la fiche
technique du matériel. L’impédance en amont d’un point du réseau est reliée
à la puissance de court-circuit en ce point telle que
Zd(  ) 
U²( kV )
Scc (MVA )
 U est la tension de service du réseau ;
 Scc est la puissance de court-circuit en ce point.
L’impédance directe est composée d’une résistance et d’une inductance.
 La résistance directe des transformateurs HTA/BT peut être évaluée à
30 % de l’impédance directe.
 La résistance directe des transformateurs HTB/HTA est comprise entre
5 % et 10 % de l’impédance directe.
 La résistance globale d’un réseau public est composée pour l’essentiel
des résistances de ligne.
Lors d’une étude, il est souvent difficile de connaître la constitution du
réseau amont. Il est donc recommandé d’utiliser des valeurs par défaut
préconisées par les normes CEI 909 et NFC 15-105. Certains ouvrages
évoquent des rapports R/Z dépendant de la tension d’exploitation :
 R/Z (6 kV)= 0,3
 R/Z (20 kV) = 0,2
 R/Z (150 kV = 0,1
Il faut toutefois être réservé sur la réalité de ces valeurs. On n’en connaît pas
bien l’origine.
En HTB, on a l’habitude de considérer que l’impédance amont est une
inductance. Sur les barres HTA d’un poste HTB/HTA, on peut donc se
satisfaire d’une impédance essentiellement inductive. Il faut cependant être
conscient que les valeurs par défaut introduisent des incertitudes qui doivent
être prises en compte dans le résultat final. En régime établi, ces
approximations, n’ont pas beaucoup d’influences sur les contraintes. Elles
font partie des erreurs et des incertitudes provenant des éléments constitutifs
des réseaux ainsi que des erreurs de métrologie. L’incertitude la plus
importante est probablement issue de la valeur de la puissance de courtcircuit. S’agit-il de la PCC mini exceptionnelle, de la PCC maxi
exceptionnelle, de la PCC en schéma N-1 ou de la PCC courante ?
L’incertitude peut être dans certains cas supérieure à 50 %. À titre
d’exemple, la répartition statistique des puissances de court-circuit des
réseaux HTA de distribution publique Français est comprise généralement
entre 40 et 250 MVA.
La connaissance des rapports R/X présente surtout une importance lorsqu’il
s’agit d’évaluer les contraintes en régime transitoire.
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Application aux transformateurs
Pour une puissance de court-circuit infinie en amont du
transformateur, la puissance de court-circuit disponible
au secondaire est donnée par la relation
Sn
Scc =
ucc
U²
On en déduit Zd = ucc
Sn
« U » (en kV), est la tension nominale prise comme
référence.
« Sn » (en MVA), est la puissance nominale du
transformateur,
« ucc » (en %), est la tension de court-circuit du
transformateur dont les valeurs usuelles sont
regroupées dans le tableau qui suit.
Puissance du transformateur
100 MVA
36 MVA
20 MVA
10 MVA
 600 kVA
 600 kVA
Tension secondaire
HTB
HTA
HTA
HTA
BT
BT
Ucc%
12 à 15 %
14 à 18 %
10 à 13 %
8 à 10 %
6%
4%
Représentation d'un transformateur en charge dans le système direct.
20 MVA
Zd = 0,121
21²
= 2,68 
20
Vue du
secondaire
36 MVA
Zd = 0,1695
20 MVA
Zd = 0,121
36 MVA
Zd = 0,1695
21²
= 2,08 
36
62,5²
= 23,63 
21
Vue du primaire
62,5²
= 18,4 
36
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