Interruption des courants dans les appareillages sans SF6

Introduction

Tous les appareillages de transport et de distribution (T&D) d'électricité, requièrent des milieux spécifiques pour leur isolation et pour l'interruption de l'arc. Alors que jusqu'aux plus hautes tensions de distribution des matériaux solides et l'air assurent souvent la fonction d'isolement électrique, et que la manœuvre est majoritairement réalisée par des disjoncteurs à vide, l'hexafluorure de soufre (SF6) est, depuis les années 1970, prédominant pour les tensions de transport. Le gaz SF6 a des propriétés qui permettent à la fois d'assurer les fonctions d'isolation et de manœuvre, jusqu'aux tensions les plus élevées. Dans les dernières décennies, il a été reconnu que le SF6 est un important gaz à effet de serre, dont le Potentiel de Réchauffement Global (PRG) est équivalent à 23 500 fois celui du CO2 ^[1], ceci qui en fait une préoccupation environnementale de plus en plus forte, qui se matérialise par de très nombreuses réglementations de son utilisation. 

Dans l'industrie électrique le SF6 est surtout utilisé pour l'isolation électrique dans les équipements T&D, les plus grandes quantités étant utilisées dans les appareillages à isolation gazeuse (GIS), à haute tension.

Les alternatives du SF6 utilisées dans les appareillages doivent assurer une des deux fonctions :

1. L'isolation externe des disjoncteurs à vide. Cette approche est depuis très longtemps suivie en distribution  et commence est être présente dans les appareillages de transport (régional), aujourd'hui jusqu'à 170 kV. Le milieu isolant est essentiellement constitué de gaz naturels, à une pression qui dépend de la tension.
2. La manœuvre et l'isolation électrique dans un milieu gazeux sous pression. Il s'agit essentiellement d'un mélange de CO2 servant de gaz porteur, additionné de O2, et, mais pas toujours, d'un composé fluoré possédant un PRG beaucoup plus faible que le SF6. Dans ce cas le mélange gazeux joue un rôle actif dans la coupure du courant. Au moment de la rédaction de ce texte ce principe est mis en œuvre dans les équipements des tensions allant de 10 à 170 kV, et pour tous les types d'appareillage : disjoncteurs, interrupteurs, sectionneurs de mise à la terre (à haute vitesse), et sectionneurs.

Technologie

Les chapitres 1 à 5 de la BT mettent en exergue les challenges techniques et physiques que représentent les appareillages sans SF6, et la façon dont ils sont surmontés.

Dans le chapitre 1 on présente différents gaz, et leurs propriétés thermodynamiques, propriétés essentielles à la réalisation leur fonction dans des dispositifs pratiques. Comme le point d'ébullition des additifs fluorés est élevé, ces additifs ne peuvent être utilisés qu'à un pourcentage faible dans des mélanges gazeux utilisés pour des équipements qui doivent fonctionner à température basse.

• Conclusions clés : Comme pour le SF6 il existe des limitations à l'utilisation de certaines variantes de mélanges gazeux basés sur le C4-FN ou le C5-FK, du fait du risque de liquéfaction aux températures ambiantes basses. Les limites en température de l'utilisation des mélanges basés sur le C4-FN dans les appareillages HT, comme pour l'utilisation des C5-FK dans les équipements MT, sont annoncées comme se situant autour de -30°C. En cas d'utilisation de C5-FK dans des disjoncteurs HT, la limite bases est annoncée autour de -5°C, alors que pour des installations pilotes dans des installations passives comme des jeux de barres on annonce une limite plus basse, à -25°C.  

Dans le chapitre 2, on compare les paramètres critiques des disjoncteurs sans gaz SF6 à ceux des disjoncteurs à SF6. Les mesures en réel des pressions transitoires du gaz, de la conductivité de l'arc, du courant post-arc, de la tension d'arc et du rétablissement de la tenue diélectrique sont évaluées en termes d'impact sur le fonctionnement et comparées à celles du SF6. La conclusion générale est qu'aucun des mélanges gazeux alternatifs au SF6 ne peut directement égaler les qualités du SF6, mais qu'avec quelques adaptations de la configuration de la chambre d'arc et du dimensionnement d'ensemble des disjoncteurs et des GIS HT, des performances semblables sont annoncée s. Pour les équipements HT la proportion des constituants fluorés du mélange, quand il y en a, est de 3 à 8%. LE CO2 est le gaz porteur optimal, alors que quelques pourcents de O2 sont ajoutés (dans la plupart de cas) pour réduire la suie et la formation de CO par l'arc.

• Conclusions clés : L'utilisation des mélanges gazeux cde faible PRG crée des difficultés particulières dans l'interruption des courants, pour certaines situations (par ex. défaut sur ligne courte). Il y un consensus général des constructeurs pour considérer qu'avec des efforts modérés ces écarts les performances par rapport aux disjoncteurs SF6 peuvent être surmontés, par exemple avec des légères modifications de conception, une pression supérieure du remplissage de gaz, ou une augmentation de la vitesse d'ouverture

Le Chapitre 3  traite des aspects de durée de vie. Comme on parle de mélange gazeux, il faut définir différemment l'état du gaz. La pression, qui est la seule caractéristique d'état du gaz pour le SF6, n'est plus suffisante puisque la composition du mélange peut aussi changer dans le temps et impacter la durée de vie d'un appareillage. Les deux mécanismes de perte de gaz qui peuvent contribuer à la modification de la composition du mélange sont débattus et quantifiés:

1. Pertes par fuite et perméation. Il est démontré que les fuites sont similaires pour chacun des composants gazeux, mais que les pertes par perméation conduisent à des pertes de CO2 beaucoup plus élevées que celles du C4-FN et du C5-FK. L'expérience montre cependant que la modification de composition du mélange gazeux reste négligeable si un scellement approprié a été réalisé.
2. Pertes par décomposition sous l'effet d'arc. La décomposition du C4-FN ou du C5-FK par l'effet d'arc est un nouveau facteur à prendre en compte. Ce "mécanisme d'usure du gaz" est comparé en quantité à celui de l'usure des contacts d'arc et des buses (habituelle dans les disjoncteurs SF6). Avec les connaissances actuelles on peut conclure que la décomposition des gaz, pour des équipements conçus correctement, n'est pas,, comparée aux autres mécanismes de dégradation, un facteur de réduction de la durée de vie.   

 

Différents considérations d'environnement, de santé et de sécurité, liées aux sous-produits des effets des arcs dans les nouveaux mélanges fluorés sont exposées. Il est conclu qu'en exploitation normale les sous-produits créés par les arcs entrent dans la même catégorie de grave toxicité que ceux du SF6 exposé aux arcs.

• Conclusion clé : L'exploitation, les performances, la maintenance, et la durée de vie des gaz alternatifs semblent être similaires à ceux du SF6.

Le chapitre 4 est consacré aux appareillages à HT, autres que les disjoncteurs. Dans les GIS les sectionneurs de mise à la terre et de déconnexion (très rapides) doivent fonctionner directement dans les nouveaux mélanges, dont l'air technique. L'impact de ces conditions est étudié en détail, pour toutes les fonctions de ces appareillages.

• Conclusion clé : Un re-dimensionnement adéquat et/ou une nouvelle conception sont nécessaires pour adapter les équipements à leur nouvel environnement, mais sans entraîner des différences importantes

Le chapitre 5 traite des essais et des normes. Pour le SF6 la plupart des conditions d'essai de court-circuit imposent une condition de "pression basse limite" avant l'essai, comme représentative de l'état le plus critique. Comme la pression n'est plus la seule spécification clé de l'état pour un mélange gazeux, "la composition et la pression de l'essai de type" du gaz devront être définies avant un essai. Du fait de la perte du composant primaire C4-FN/C5-FK du gaz par effet de l'arc, il est recommandé de procéder aux essais sur l'enveloppe de plus petit volume (s'il en existe plusieurs) dans laquelle le dispositif de coupure particulier sera intégré.

• Conclusions clés : L'analyse détaillée n'a pas conduit à un besoin d'essai supplémentaire. Le comportement thermodynamique des gaz alternatifs est différent de celui du SF6, et les essais à "pression fonctionnelle minimale" vont devenir des essais à "composition et pression de l'essai de type". L'importance de la vérification d'état de tension et le niveau des essais composites (par ex. essais de manœuvre capacitive de classe E2 et d'endurance électrique de classe E2) doivent être renforcés par rapport à ceux appliqués pour le SF6, du fait de l'influence à la fois de la décomposition et de la production de sous-produits, et du manque d'expérience. Il n'existe pas encore d'informations concernant les manœuvres d'inductance shunt qui auraient permis de conclure sur les essais.

Equipements sans SF6, disponibles et projets

Les chapitres 6 à 8 présentent les équipements disponibles et les projets en cours.

Le chapitre 6 est dédié aux disjoncteurs à vide. Il est une mise à jour de la BT CIGRE N°589, de 2014, qui décrit en détail la technologie des disjoncteurs à vide à haute tension. Dans la présente BT, on met en exergue les installations nouvelles des produits de 11 constructeurs, illustrant l'accélération rapide de la mise en œuvre des disjoncteurs à vide, principalement au Japon et aux Etats-Unis. Alors qu'en 2014 la technologie présentée était presque exclusivement celle des appareillages isolés au SF6, la principale nouveauté technologique présentée dans le chapitre est la mise à disposition de disjoncteurs à vide sans SF6, à une chambre de coupure, pour des tensions allant jusqu'à 170 kV. Les modèles modernes avec cuve à la masse (DT, pour dead-tank), à cuve sous tension (LT, pour live tank) de conception GIS, utilisent de l'air technique à une pression comprise entre 0,8 et 1 MPa.

• Conclusion clé : La technologie des disjoncteurs à vide à isolation par gaz d'origine naturelle est déjà disponible pour des tensions jusqu'à 170 kV.

Le chapitre 7 est consacré à un inventaire des nouveaux appareillages MT sans SF6. Il existe de très nombreux concepts différents d'appareillages MT, et l'inventaire est organisé par fonction. Dans les appareillages MT, une proportion plus élevée de C5-FK (> 10%) dans le mélange est de règle, parce que la pression plus faible du mélange gazeux fait qu'il peut être utilisé à des températures ambiantes plus basses. Dans de nombreux types d'appareillages MT, les gaz alternatifs remplacent le SF6 pour l'isolation. On donne également dans ce chapitre des exemples originaux de sectionneur de charges (LBS) dans lesquels un mélange à base de C5-FK est utilisé pour l'interruption.

• Conclusion clé : Des modèles d'appareillages MT fonctionnant avec des gaz alternatifs fluorés sont aujourd'hui disponibles jusqu'à une tension assignée de 40,5 kV.

Le chapitre 8 dresse un état des projets en cours, essentiellement en Europe et en Corée, de disjoncteurs sans SF6. La majorité fonctionnent avec des mélanges C4-FN / O2 / CO2 (GIS, DT), puis viennent ceux à mélanges C5-FK / O2 / CO2 (GIS) et  CO2 / O2 (LT). Dans certains cas, dans le souci de limiter les risques, les disjoncteurs sont installés dans des réseaux de tension (beaucoup) plus basse que la tension nominale du disjoncteur, laquelle est de 170 kV maximum, avec 50 kA de capacité nominale de coupure d'un courant de court-circuit. Toutes les technologies disponibles semblent offrir des caractéristiques nominales similaires, sauf pour la température minimale de fonctionnement pour laquelle les mélanges O2 / CO2 permettent un fonctionnement à -50 °C, contre -30 °C pour les mélanges C4-FN et +5 °C pour les mélanges C5-FK. Les différences entre PRG des mélanges sont énormes: le PRG des mélanges C4-FN se situe entre 300 et 750, alors que celui des mélanges C5-FK et gaz naturels se situe à ≤ 1.

• Conclusion clé : Des modèles d'appareillages à HT utilisant avec des gaz alternatifs comme milieu de coupure sont aujourd'hui disponibles pour des tensions jusqu'à 170 kV.

Le Tableau 1, donne une vue d'ensemble des appareillages  SF6 et non SF6 présentés dans la BT ^[2].

Propriété et exploitation

 Dans le chapitre 9 on aborde les questions de propriété et d'exploitation. On donne un aperçu des actions de réduction des fuites de SF6 et des résultats atteints. On conclut que la vérification des fuites de gaz doit être un essai de type, mais que son extension à la modification de composition n'est pas encore mature, ni normalisée. Une vue globale des réglementations de réduction des émissions de SF6 dans différents pays est aussi donnée.

En matière d'acceptation des alternatives au  SF6 à venir, des réserves sont exprimées sur les points suivants :  

• Des informations plus claires sur la maintenance et la disponibilité sont encore nécessaires comme, par exemple, des indicateurs de l'instant où la composition des gaz atteint l'état qui requiert un remplissage complémentaire ou un remplacement.
• Dans un même poste on peut avoir besoin de multiples mélanges et compositions de mélanges, et même de plus d'un gaz dans une installation. On peut penser que les TSO pourraient préférer une seule variante de mélange dans leur réseau, plutôt que d'avoir à gérer plusieurs variantes au cours du temps.
• Il subsiste un certain manque de confiance dans les spécifications d'essai actuelles, lié aux incertitudes sur les "conditions extrêmes" des gaz nouveaux, et à la vérification de l'état après essai.
•  Les constructeurs se sont concentrés sur les performances de coupure, mais il ne faut pas faire abstraction des restrictions liées à l'encombrement, au courant maximal permanent, et à la température ambiante minimale, qui doivent aussi être prises en considération.
• Pour les appareillages à vide, le niveau des rayons X (produits par les interrupteurs en position ouverte), doit être étudié pour les tensions THT, pour garantir une exploitation sûre pour le personnel. Ce n'est pas un problème d'exploitation jusqu'à 145 kV.
•  On ne sait pas prédire le coût total de la possession des technologies nouvelles, mais il est probablement plus élevé que celui des solutions SF6. In fine, il dépend aussi de l'acceptation par le régulateur d'un prix initial et d'un coût  total plus élevés.

Perspectives

Les développements d'appareillages de tension nominale supérieure à 145 / 170 kV, mettant en œuvre les deux technologies d'interrupteur, à vide et à gaz, sont en cours.

Technologie du vide: Les études des constructeurs suggèrent que les modèles GIS, à coupure unique, cuve à la masse, seront disponibles dans quelques années. Du fait que les niveaux d'isolement dans le vide ne varient pas linéairement comme la longueur de l'intervalle de coupure, la valeur nominale suivante (362 / 420 kV) sera probablement une version à double coupure. En Chine les développements portent sur des interrupteurs à vide en série/parallèle pour obtenir des caractéristiques nominales plus élevées en tension et courant, éventuellement combinés à des organes de commande rapides électromagnétiques.

Technologie à gaz: Des publications sortent relatant des essais de type réussis de modèles 245 kV, à coupure unique, de conception DT, à mélanges gazeux C4-FN.Des versions 420 kV à double coupure sont annoncées pour 2022. Il semble qu'il n'existe pas de limites physiques qui rendraient impossible la conception d'un disjoncteur 420 kV à gaz sans SF6, à coupure unique. Les projections des constructeurs annoncent des GIS 550 kV pour autour de 2024.

Les travaux continuent d'avancer sur les disjoncteurs à gaz naturels (CO2 / O2), qui seraient une extension vers des caractéristiques plus élevées de la solution 145 kV LT dont les performances ont été démontrées.

Le GT estime qu'investir dans des appareillages sans SF6 est bénéfique parce que :

• C'est une étape nécessaire et non négligeable dans la décarbonation de l'industrie électrique, en ligne avec les jalons fixés les politiques dans les grandes régions du monde.
• Cela permet d'acquérir une expérience de la technologie nouvelle.
• Cela stimule les constructeurs à développer des produits "verts".
• Cela réduit le risque d'une taxation carbone, qui pourrait devenir exorbitante pour le SF6 et son énorme équivalent C02 (PRG).

Informations complémentaires

Plus d'informations sur les alternatives au SF6 peuvent être trouvées dans les Brochures Techniques CIGRE suivantes:

• BT 802: “Utilisation des gaz non SF6 et des mélanges gazeux dans les appareillages à isolation gazeuse en moyenne et haute tensions ”, (CIGRE GT B3.45), 2020
• BT 849: “performances électriques des nouveaux gaz et mélanges gazeux non SF6 pour systèmes à isolation gazeuse”, (CIGRE GT D1.67), 2021

Après la phase finale de révision de la BT par le GT, une nouvelle proposition a été émise par la Commission Européenne ^[3], pour la réglementation des gaz à effet de serre fluorés, comme suite à la réglementation des gaz 2014 F. Dans le nouveau document des dates sont préconisées, au-delà desquelles l'installation, et le remplacement, sont interdits par des appareillages pour lesquels l'isolation ou la coupure utilise, ou dont le fonctionnement requiert, des gaz dont le PRG est de 10 ou plus, ou de PRG supérieur à 2000, sauf s'il est apporté la preuve qu'il n'existe pas, pour des raisons techniques, d'alternative qui convienne avec les gaz de PRG plus bas mentionnés précédemment.