p.2 Définition etavantages

p.3Contraintes

p.4Applications

p 5Différents typesde centrales

p.7Contraintesélectriques enfonctionnement

p.12Exemplesd’applications

Ce guide technique a pour objetde rappeler la définition, les avantages,les contraintes et les applications de lacogénération, ainsi que de décrire lesprincipaux types de centrales utilisées.Il aborde ensuite les principaux types deschémas et les contraintes électriques liés aucouplage d’une centrale sur le réseau EDF.

La cogénération

La cogénération n’est pas un conceptnouveau.Des années 50 auxannées 80, lacogénération étaitutilisée pour produirede l’électricité,principalement dansles grandesindustries fortementconsommatricesd’énergie thermique(sucreries, papeteries…)et équipées de grosseschaudières délivrantde la vapeur à hautepression nécessairedans leur procédé.

L’électricité nonconsommée sur le siteétait rachetée par EDFdans la limite fixée à 10 MVA. Puis sontapparues des centralesconstruitesessentiellement en vuede la revente d’électricitédurant les périodesd’hiver où le prixd’achat de l’électricitéest élevé. Aujourd’huiles encadrementslégislatifs et techniquesconduisent à laréalisation d’installationsperformantes, rentableset peu polluantes.

Comment tirer un meilleur parti des énergies primaires

Qui fait autant avancer l’électricité ?

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Définition

La cogénération (ouproduction combinéechaleur-force) consiste àproduire et à utiliser demanière simultanéede l’énergie thermique etde l’énergie mécanique(figures 1 et 2).

L’énergie mécaniquegénérée par une turbineou un moteur esttransformée en énergieélectrique, donc enproduction autonomed’électricité.L’énergie thermiqueprovient de larécupération de chaleur(au travers deséchangeurs) sur les gazd’échappement de laturbine ou du moteur etsur le circuit derefroidissement dumoteur.

Les avantages de la cogénération

Cette productionsimultanée permetd’optimiser le rendementglobal d’une installationen minimisant laconsommationd’énergies primaires parrapport à desproductions distinctes(figure 3, page 3).En effet, quel que soitle type de la propulsion,le rendement électriquedépasse rarement 35 % :• pour les turbines, cerendement variefortement avec la charge,• si l’on compare lerendement d’unecentrale de cogénérationavec le rendement d’un

ensemble classique(centrale électrique +chaufferie), le gain est de30 à 35 % pour lacogénération.

Exemples :1- Avec unecogénération, 100 kW de combustibleproduisent :• 35 kW d’électricité,• 55 kW de chaleur,soit un rendementde 90 %.2 - Pour avoir les mêmesproductions avec unecentrale classique, il faut• pour 35 kWd’électricité 100 kW decombustible,• pour 55 kW de chaleur60 kW de combustible,soit un rendementde 90/160 = 56 %.La différence derendement entre les 2 types de centrales estde 34 % et l’économied’énergie primaire est de(160 –100)/160 = 37 %.

GuideTechnique2

Intersections - Mai 1999

figure 2

figure 1

Centrale de cogénération.

Bilan d’une centrale de cogénération.

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De plus la cogénérationpermet de :• vendre partiellement ouen totalité l’énergieélectrique produite à EDF,• réduire la facture EDF,• assurer une énergieélectrique de bonnequalité,• disposer d’un secourslors d’incidents sur leréseau public.Enfin les centrales decogénérationfonctionnant au gaznaturel préserventl’environnement, car lorsde sa combustion le gazlibère moins de dioxydede carbone (CO2) etd’oxyde d’azote(NOx) que le pétroleou le charbon.

Les contraintesliées à lacogénération

La contrainte majeurede la cogénérationest qu’il est impératifd’avoir un ou plusieursconsommateursde la chaleur oude la vapeur produite,à proximité de lacentrale de production.Cette condition étantremplie, on peutclasser les contraintesrencontrées par lacogénération endeux groupes : lesimpositions législativeset les impositionstechniques.

Les impositionslégislatives

Décret n° 941110

du 20 décembre 1994

Ce décret autorise leministre chargé del’énergie à suspendrel’obligation d’achat ducourant par EDF.Par contre, cetteobligation est maintenuepour :• les installationsexistantes,• les installations decogénération qui ont uncertain rendementénergétique, voir arrêtédu 23 janvier 1999(ci-après), • les installations utilisantdes énergies renouvelables.

.Arrêté du 23 janvier 1995Cet arrêté précise :• que le directeurrégional de l’industrie, dela recherche et del’environnement (DRIRE)délivre un certificat deconformité pour chaqueinstallation decogénération, • la valeur minimale durendement énergétiqueglobal annuel :65 % = énergiesélectriques + thermiquesfournies / énergieconsommée,• la valeur minimale durapport des énergiesproduites :énergie thermique /énergie électriquesupérieure ou égale à 0,5,• l’énergie thermiqueproduite devra fairel’objet d’une utilisationjustifiable, soit pour lesbesoins propres duproducteur, soit pour desbesoins de tiers,• si l’installation n’a pasde certificat deconformité, EDF n’estplus tenue d’acheterl’électricité.

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figure 3

En cours d’exploitation,si le rendement n’estplus respecté, le contratd’achat de l’énergieélectrique est rompu.

Bilan d’un système conventionnel.

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Intersections - Mai 1999

A noter que le contratd’achat EDF est undocument complexeincluant un nombreimportant de dispositionsdestinées à :• inciter lefonctionnement et ledimensionnement descentrales en fonction desbesoins de chaleur etnon en fonction desopportunités tarifairesEDF,• refléter les coûts dedéveloppement évités dusystème de distributionet de production,• assurer auxcogénérateurs unevisibilité sur l’évolutionde leur rémunération,• limiter les risques desévolutions tarifaires(électricité et gaz).

Les impositionstechniques

Protection des réseauxGuide EDF B61-4 :Protection des sourcesautonomes(évoqué plus loin).Arrêté du 21 juillet 1997Conditions techniquesde raccordement auréseau public desinstallations deproduction autonomed’énergie électrique demoins de 1 MW.

Arrêté du 3 juin 1998Conditions techniquesde raccordement auréseau public HTA desinstallations deproduction autonome depuissance installéesupérieure à 1 MW (lesplus répandues).Cet arrêté fixeprincipalement :• les intensitésadmissibles dans leslignes HTA,• la puissance maximaleraccordable au réseauHTA ; suivant lescaractéristiques duréseau cette puissancepeut être de plusieursdizaines de MW,• la puissance réactiveminimale,• les conditions defluctuation lente et rapidede la tension. En général± 5 % pour lesfluctuations lentes,• le fonctionnement de latransmission des signaux175 Hz ou 188 Hz (pourles changements de tarifpar exemple), en général,les taux des signaux nedoivent pas varier de+ 0,03 % pour le tauxamont et de – 0,03 %pour le taux aval,taux normal amont0,4 % et taux normalaval 1,4 % (voir figure12, page 9),

• les caractéristiquesd’un filtre actif et sesconditions d’exploitation,• les caractéristiquesd’un filtre passifet les conditions dedécouplage et derecouplage d’unecentrale équipée de cetype de circuit, enfonction des taux émisqu’il ne doit pasdépasser,• les protections dedécouplage à utiliser etégalement les cas où ilfaut utiliser uneprotection directionnelle,• les conditions decouplage,• les conditions decomptage.

Les applicationsde la cogénération

Où trouve-t-on cesapplications ?• sur les grands sitesindustriels quiconsomment de lachaleur. Descogénérations deplusieurs dizainesà plusieurs centainesde MW sont intégréesdans le procédé(Rhône-Poulenc 40 MW,Pechiney 90 MW,Total 400 MW…),• dans lesétablissements du gros

tertiaire (besoin dechaleur pour lechauffage, nécessitéd’un secours électrique) :hôpitaux, aéroports,centres commerciaux,réseaux de chaleur…intégrant descogénérations moyennes(1 MW à 10 MW),• dans les implantationsou les établissements dupetit et moyen tertiaire(besoin de chaleur etrevente possible à EDF) :chaufferies d’immeubles,hôtels, cliniques,lycées… intégrant despetites cogénérations(quelques dizaines dekW à 1 MW).A noter que diverséléments concourent àélargir le champ de lacogénération dans notrepays :• la volonté de réduirel’impact du nucléaire de85 à 70 % de l’énergieproduite. Or lesnouveaux types deproductions sont peudéveloppés.Parmi ceux-ci :- le charbon propreutilisant des chaudières àlit fluidisé,- les énergies nouvellestelles que : éoliennes,piles à combustible,• la libéralisation del’énergie, au 19 février 1999,

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qui devrait amenerde la production locale,• la baisse du prix du gaz.D’autant quecomparativement à sesvoisins européens laFrance est très en retraitsur ce type de productionde l’énergie électrique(voir tableau ci-dessous).

De la cogénérationà la trigénération

La trigénération est unecogénération dans laquelleune partie de la chaleur-énergie produite estutilisée pour faire du froid.Peu de réalisations sonten service actuellement,mais il est permis depenser que les besoinsimportants de climatisationdans certains secteurstertiaires (hôpitaux,aéroports…) souventsupérieurs aux besoinsde chauffage, conduirontà son développement.

Les différents typesde centrales decogénération

Les moteurs àcombustion interneau fuel ou au gazAvec ces moteurs onproduit de l’eau chaudeet très rarement de lavapeur. Leur puissanceunitaire va de quelquesdizaines de kW à4 000 kW. Le schéma deprincipe est développéen figure 4.

Les turbines à gazElles utilisent le mêmecombustible que lesmoteurs fuel ou gaz.La températured’échappement des gazétant de l’ordre de500 °C, il y a productionde vapeur.Leur puissance unitairegénéralement utiliséeest comprise entre7 et 40 MW, même s’ilexiste des turbines à gazde faible puissance

(de quelques dizaines dekW à 1 MW). Le schémade principe est développéen figure 5.

Moteurs ou turbines ?Il existe deux techniquesde production : • les turbines à gaz,• les moteurs àcombustion interne,fonctionnant au gazou au fuel. Le choix dépendprincipalement de la

puissance électriquenécessaire, de la naturedes besoins thermiques,des modalitésd’utilisation de l’énergieainsi que du rapport despuissances thermiqueset électriques définiespour l’installationconsidérée. La turbineatteint des puissancesnominales plus élevéesque le moteur, mais cedernier a un temps dedémarrage plus court,

GuideTechnique 5

Intersections - Mai 1999

figure 4

figure 5

Energie produite par cogénération (en pourcentage de l’énergie globale)

• Pays-Bas environ 29 %

• Finlande environ 27 %

• Allemagne environ 10 %

• Italie environ 9 %

• Royaume-Uni environ 4 %

• France 2,3 %

• Espagne environ 2 %

Turbine à gaz.

Moteur à combustion interne.

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ce qui est fondamentalpour l’alimentation desecours d’équipementsde sécurité (hôpital parexemple). La turbinepossède également, àpuissance égale, unrendement en chaleursupérieur au moteur,lequel présente unrendement supérieuren électricité.

Turbines à vapeurElles sont utilisées enaval d’une chaudière(bois, charbon, fuellourd, orduresménagères...) d’unepuissance unitaire deplusieurs dizaines deMW. Le schéma deprincipe est développéen figure 6.

Les turbines à cyclecombinéElles utilisent uneturbine à gaz et uneturbine à vapeur pouraméliorer le rendementélectrique. Le schémade principe estdéveloppé en figure 7.

figure 7

figure 6Turbine à cycle combiné.Turbine à vapeur.Guide tech.xp 111/05/99 16:465 Page 6

Dans le cas général unecentrale de cogénérationc’est, techniquementpour sa partie électrique(figure 8), un couplagepermanent, 7 mois/an,de générateurs de fortespuissances au réseauEDF. La sûreté defonctionnement doit êtregarantie quelle que soitla configurationd’exploitation.Il s’ensuit divers types decontraintes nécessitantdes études spécifiques- réseaux, sélectivités,perturbations… - et lamise en œuvre desolutions techniquesparticulières.

Contraintes liéesau fonctionnementsur groupes

Contraintes surprotections défautsphase-phaseNormalement alimentéepar le réseau EDF, uneinstallation doit supporterla puissance de court-circuit et donc l’Iccimposé par ce réseau.Couramment sur réseauEDF 20 kV,Pcc = 100 MVA auminimum soit un Icc de3 000 A environ.Cela implique pour leséquipements, un niveaucorrespondant de tenue

électrodynamiqueet thermique, pourles protections, desmoyens sensibles àces valeurs de défaut.En fonctionnementautonome (sur groupes)la Pcc et l’Icc se trouventtrès limités. L’Icc d’ungroupe de 2 000 kVA estenviron 200 A. Dans cecas, la fusion desfusibles HTA n’est plusassurée.Il faut équiper lescombinés interrupteurs-fusibles de relais.

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Contraintes électriquesen fonctionnement

figure 8

Schéma électrique d’une centrale de cogénération.

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Contraintes sur les protectionsdéfauts phase-terreDans ce cas, leremplacement de la miseà la terre destransformateurs par lamise en place d’ungénérateur homopolaire(figure 9) s’impose car ilconstitue le seul circuitde retour au réseau ducourant de défaut évitant

ainsi que Io 1 et Io 2(figure 10) ne voient ledéfaut et ne provoquentl’arrêt de tous lesgroupes.

Contraintes liées auxdistorsions de tensionL’impédance de court-circuit d’un alternateurétant plus élevée quecelle du réseau EDF, ladistorsion de tension liée

à l’alimentation decharges non linéaires(Uh = Z . Ih) va êtreamplifiée (figure 11).Il faudra veillerà ne pas dépasserles seuils decompatibilité defonctionnement des

récepteurs se trouvantsur le même jeu debarres, donc conduireune étude et déterminerles filtres harmoniquesappropriés (la CEI 1000 impose untaux de distorsion entension < 8 %).

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figure 9

figure 10

figure 11

Conclusion :la distorsion detension dépend descourants

harmoniques maisaussi de l’impédancedu générateur.

UF = Lω . I

Uh3 =

=

=

3

UU

n

F

Lω . lh3

Uh n Lω. lh n

T F

2+ Uh

3

2+ Uh

n

2

τ =U

F

2Uh

n

2

/°°Σ

(x)

Fonctionnement des protections homopolaires avec générateur homopolaire.

Fonctionnement des protections homopolaires sans générateur homopolaire.

Distorsion de tension.

Distorsion de tension

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Contraintes surdémarrage d’un grosmoteurSans précautionparticulière le démarraged’un moteur de 200 kWsur un groupe de1 000 kVA engendre uncreux de tension voisinde 30 % (le temps que larégulation du grouperéagisse).L’usage d’un démarreurélectronique peutsérieusement atténuer cephénomène (ramener lecreux de tension < 10 %)afin qu’il restecompatible avec le bonfonctionnement desautres récepteurs.

Contraintes liées auxdélestages-relestagessur la BTAu moment du relestage,les courants transitoiresde magnétisation destransformateurs (au-delà d’une certainepuissance ~ 4 MVA)peuvent provoquer :• le déclenchement desprotections à maximumd’intensité et excitationgroupe,• le déclenchementintempestif desprotections homopolairesdes groupes.Une étude avecsimulation de cesphénomènes permet un

choix judicieux descapteurs TC/tores et desréglages des protections.

Contraintesliées au couplagede la centralesur le réseau EDF

Atténuation dessignaux tarifaires175 Hz (PULSADIS)L’impédance d’unalternateur à 175 Hz esttrès faible (c’est sonimpédance subtransitoireX’’d, soit environ12 à 14 % de Xn).Cette impédance affaiblitcelle du réseau ainsi queles tensions de fréquence175 Hz. Les signaux sontdonc affaiblis.

On augmente l’impédanceglobale de la centrale eninsérant un circuit bouchondans sa connexion auréseau (figure 12).

Encadrement techniquetrès strictLes impositionstechniques à respecterlors de l’établissementd’une productionautonome, destinée àêtre couplée sur leréseau de distributionpublique, découlentde divers articleset arrêtés rappelésci-après (encadrés)et conduisent à uneobligation très forte à l’encontre desproducteurs autonomes.

Cette obligation estcomplétée par :

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Les producteursautonomes prennenttoutes dispositionsutiles, s’il y a lieu, envue d’aménager leursinstallations de façonà n’apporter aucuneperturbation dans lefonctionnement duréseau public.

• de protéger lesgroupes (risques defaux couplages, desurcharge si disparitiondu réseau EDF),• de maintenirl’alimentation du site, • d’assurer la sécuritédu personnel EDFintervenant sur leréseau (réalimentationaccidentelle).

Principaux textes deréglementation :• NFC 13100 et 13200,• Guide EDF B 61.4(ancienne GTE 2666),• Arrêté du 21 juillet1997 centrale ≤ 1 MW,• Arrêté du 3 juin 1999centrale > 1MW.

La nécessité de mise enœuvre d’une protectionde découplage ayantpour but :• d’interrompre lefonctionnement enparallèle lors d’undéfaut sur le réseaupublic,

figure 12

Mise en place d’un circuit bouchon.

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Constitutiond’une protectionde découplage

Une protection dedécouplage estconstituée parl’association de diversesprotections dédiéesintervenant de façoncomplémentaire pourcouvrir tous les aléas defonctionnement pouvantse présenter.La composition deprotection dedécouplage la plusutilisée est détaillée enfigure 13. La figure 14illustre la protection dedécouplage où ledisjoncteur général (DG)est asservi audisjoncteur du postesource ( ➀ ) par uneligne téléphonique.La figure 15 montre unexemple de schémaoptimisé dans le casd’une productiondestinée à la revente àEDF, mais laissant lapossibilité d’utiliserl’énergie produite ensecours de l’installation(cas typique d’un hôpital,d’une stationd’épuration…). La sûretéde fonctionnement d’unetelle installation passepar la maîtrise desétudes de

figure 14

figure 15

figure 13

Les différents types de protection de découplage.

Protection de découplage.

Schéma global optimisé d’une centrale.

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dimensionnement deséléments la composant,et par la mise en œuvrede matériels trèsperformants.Ce sont par exemple desprotections numériquestype Sepam 2000(figure 16). Ellesprésentent un taux dedisponibilité biensupérieur à l’analogiquede part la fonction auto-contrôle intégrée.Sepam 2000 assurela cohérencede la mise en œuvresimultanée de lasélectivité logique(voir ci-après),des protectionsmaxima d’intensitésdirectionnellesainsi que la protectionde découplage.

Sélectivité logiqueCe principe est utilisélorsque l’on souhaiteobtenir un tempsd’élimination de défautcourt.L’échange d’informationslogiques entreprotections successivespermet la suppressiondes intervalles desélectivité.En effet, dans un réseauen antenne (figure 17),les protections situées

en amont du point dedéfaut sont sollicitées,celles en aval ne le sontpas ; cela permet delocaliser sans ambiguïtéle point de défaut et ledisjoncteur à commander.Chaque protectionsollicitée par un défauttransmet :• un ordre d’attentelogique à l’étage amont(ordre d’augmentation dela temporisation propredu relais amont),• un ordre dedéclenchement audisjoncteur associé saufs’il a lui-même reçu unordre d’attente logiquede l’étage aval.Un déclenchementtemporisé est prévu ensecours.Avantages de lasélectivité logique :

• configurationd’utilisation non limitée,• temps d’élimination des défauts courts etindépendants du nombred’étages qui entraînent :les contraintesthermiques réduites pourl’appareillage amont(câbles, transformateurs,tableaux, disjoncteurs…),les effets minimisés del’arc électrique, lastabilité dynamique duréseau améliorée,• la sélectivitéindépendante destemporisations : lasélectivité avec lesréglages EDF facilitée,mixage possibleentre sélectivitélogique et autrestypes de sélectivité.

figure 17

Protection numérique Sepam 2000. Système de sélectivité logique.

figure 16

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GuideTechnique12

Intersections - Mai 1999

figure 18

Gestion technique centralisée.

Signalons enfin que dans le cas de sitesétendus ou nécessitantune surveillance

permanente desinstallations, la miseen œuvre d’une gestiontechnique centralisée

augmente la sûretéde fonctionnement enfacilitant l’exploitation del’installation (figure 18).

Gestion technique centralisée

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La cogénérationde l’hôpitalSaint-Joseph deMarseille

L’hôpital Saint-Joseph,situé à Marseille, estspécialisé encardiologie. Il a étérécemment déclaré 1er

établissement de France(enquête réalisée par larevue “ sciences etavenir ” de septembre1998), classement basésur la qualité des soinsdispensés.Le réseau électrique HTAde l’hôpital étaitconstitué d’un poste20 kV de type C13100classique, d’une boucleinterne alimentant deuxpostes HTA et de troisdéparts transformateursde 630 kVA.L’alimentation desecours était réalisée àpartir d’un groupeélectrogène de 750 kVA.Devenu vétuste, cedernier ne satisfaisaitplus la demande. Il adonc été décidé deprocéder à sonremplacement, d’unepart pour garantir lesecours, et d’autre partpour assurer le

fonctionnement en modeEJP (effacement jour depointe). Dans le mêmetemps, une étude demise en place d’unecogénération est lancée.Au-delà de l’intérêtfinancier (revented’électricité à EDF selonun contrat sur la périodedu 1er novembre au31 mars), le projets’appuie sur unejustification techniquebasée sur la garantied’un meilleur niveau dequalité d’alimentation etune fiabilité renforcée del’alimentation du site. Legroupe électrogène de750 kVA est ainsiremplacé par un groupefuel de 2 250 kVA etpar un groupe gaz de1 750 kVA.Le passage du réseaud’alimentation électriqueen configurationcogénération autorisequatre modes defonctionnement :• un fonctionnementEDF, • un fonctionnementcogénération EDF +groupe gaz, • un fonctionnementcogénération EDF enpériode EJP + groupe

gaz + groupe fuel,• un fonctionnementsecours groupe fuel.De plus, une partie de lachaleur dégagée par lefonctionnement desgroupes permetl’alimentation de l’hôpitalen eau chaude et enchauffage.

Le nouveau réseauélectrique HTA del’hôpital est illustré selonle schéma simplifié enpage 14.Ce nouveau réseau aconduit à modifier leposte de livraison EDF età aménager la centralede cogénération.Au niveau du poste delivraison EDF :• mise en place d’unecellule disjoncteur,équipée de sa protectionnumériquecommunicante de typeSepam 2035, pourassurer le couplage, • équipement des troiscellules existantes(interrupteur-fusible)de nouvelles protectionsnumériques de typeSepam 1000 assurantla protection destransformateursde 630 kVA,

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La cellule disjoncteur du poste de livraison et la protection Sepam.

Exemples d’applications

Les groupes électrogènes.

Les cellules HTA de la centrale de cogénération.

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• équipement de lacellule disjoncteur d’unenouvelle protectionnumériquecommunicante de typeSepam 2035 assurant laprotection générale ainsique la protection dedécouplage (type B61).La protection dedécouplage protège leréseau EDF sur desvariations de tension etde fréquence. Elle agitsur l’ouverture dudisjoncteur de couplagede la centrale decogénération.Au niveau de la centralede cogénération, miseen place de :• deux cellulesdisjoncteurs équipées deprotections numériquescommunicantes de typeSepam 2035 (arrivéesgroupes gaz et fuel), • une cellule interrupteurgénérateur homopolaire,• une cellule comptageréférence tensioncentrale,• une cellule interrupteurdépart vers poste delivraison.

L’ensemble du parcprotection est équipé dedispositifs Sepampermettant, après étudede sélectivité, d’assurerla protection en

présence d’un défaut etd’envoyer lesinformations, via unréseau Modbus, sur unsuperviseur Isis 1000.Celui-ci autorise lagestion techniqueélectrique du réseau etréalise les fonctionssuivantes :• visualisation de l’étatdu réseau (position desdisjoncteurs, mesures U,I, cos ϕ),• commandes desdifférents équipements, • suivi en temps réel desconsommations :achat et revented’énergie à EDF,• calcul du rendementde la cogénération,• suivi des engagements

contractuels(disponibilité desinstallations, rentabilité).Le suivi du contrôled’isolement sera intégrédans le courant del’année 1999.

L’architecture de cettegestion techniques’articule donc autour dusuperviseur Isis 1000complété par troisautomatesprogrammables April,des modules Dialpactet des dispositifs deprotection Sepam,l’ensemblecommuniquant via leréseau Modbus.L’étude et la mise enœuvre sur site de tout le

La protectionnumérique Sepam

S = systèmeE = électroniqueP = protectionA = automatismeM = mesure

Cette nouvellegénération de relaisnumériques assureune convivialité, grâceà son automatisme

intégré, dans le choixdes transmissionsd’informations vers lesuperviseur et desprotections associées.Elle garantit en outreune simplification decâblage des caissonsBT, en réduisant lesrisques de pannes dûsà l’utilisation de relaisélectromagnétiquesou aux points deconnexions.

Réseau électrique HTA de l’hôpital Saint-Joseph.

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lot électrique (selonISO 9002) de la HTA à laBT ont été réalisées parle centre d’étude etd’assistance technique(CEAT) de SchneiderElectric d’Aix-enProvence. Cetteréalisation d’affairecomplexe dans un milieuhospitalier très sensibleaux coupures électriquesa nécessité une rigueur

dans la tenue duplanning d’étude et deréalisation. ■

La cogénération del’UIOM deRennes-Villejean

Pour faire face àl’augmentation desdéchets ménagers,l’UIOM de Rennes-Villejean s’est dotée,en 1996, d’un troisièmefour-chaudière portant lacapacité annuelled’incinération à140 000 tonnes. Lachaleur, résultant del’incinération desdéchets, produit unsurplus de vapeur d’eauqui pousse à la réflexionde son exploitation et desa valorisation. Laréalisation d’une étude,confiée à la sociétéSDMO, conduit à la miseen place d’unecogénération. Celle-cis’appuie sur l’utilisationd’un turboalternateur. Lavapeur d’eau hautepression (26 bars,température de 225 à380 °C) provenant deschaudières entraîne laturbine, puis alimente enmoyenne pression(6 bars, 165 °C) unéchangeur destiné àfournir de l’eausurchauffée (20 bars,130-175 °C) au réseaude chauffage urbain.L’alternateur, d’une

puissance électrique de7,6 MW, produitannuellement22 000 MWh d’électricitédont 60 % sontconsommés par l’usine,le reste étant vendu parcontrat à EDF. Ce dernierporte sur la fourniture de9,968 MWh en périodede pointe (22 jours EJP)du 1er novembre au31 mars. Afin d’une partde satisfaire ce contrat,et d’autre part de palliertoute rupture du réseauEDF, 4 groupesélectrogènes, d’unepuissance électriqueunitaire de 1,7 MW,assurent le secours duturboalternateur. Lacentrale de cogénérationest pilotée par unautomate programmableTelemecanique TSX 47chargé de gérer les

opérations de couplagede réseaux selon lechoix des modes defonctionnement(alimentation de l’usinepar le réseau EDF,alimentation de l’usinepar la centrale,alimentation de l’usine etlivraison à EDF par lacentrale). L’installationélectrique de l’usineassocie par couplage leposte de livraison EDF etle poste de la centralede cogénération. Leposte de livraisoncomporte 4 cellules HTASM6 Merlin Gerinéquipées de contrôleursSepam et untransformateur FranceTransfo (20 kV/410 V,2 000 kVA). Ce dernierdélivre l’énergie, via leTGBT (intégrant desdisjoncteurs Masterpact

Le turboalternateur.Surperviseur Isis 1000 : vues d’écran.

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et Compact NS), auxdifférents auxiliaires(fours, traitement desfumées, traitement desboues…). Le poste de lacentrale est doté de5 cellules HTA SM6 etd’un transformateurélévateur (5,5 kV/20 kV,10 000 kVA).

Les principales fonctionspilotées par l’automatesont : protectiongénérale de l’installation,gestion duturboalternateur et desgroupes électrogènes,synchronisation etcouplage des réseaux,mesures et comptage… ■

Les cahierstechniques• N° 2 : protection desréseaux par le systèmede sélectivité logique,• N° 62 : mise à la terredu neutre dans unréseau industriel HT.

Autres ouvrages• Protection contrôlecommande. Guide de laprotection (Merlin Gerin,référence : CG0021/1),• Guide des réseauxélectriques (ChristophePrevé éditions Hermès).

Intersections - Mai 1999

Avertissement

Schneider dégage toute responsabilité consécutive à l’utilisation incorrecte desinformations et schémas reproduits dans le présent guide, et ne saurait êtretenu responsable ni d’éventuelles erreurs ou omission, ni de conséquences liéesà la mise en œuvre des informations et schémas contenus dans ce guide.

Bibliographie

Le transformateur élévateur France Transfo 5,5 kV/20 kV, 10 000 kVA.

Les cellules HTA SM6.

GuideTechnique16

Les textes et les illustrations de ce guidetechnique sont disponibles sur demande auprèsde l’Institut Schneider Formation par E-mail :filippini@schneiderformation.com

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