Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Avertissement:
Ce recueil de documents (voir table des matières) a été réalisé à partir d'une expérience
sur le réseau de transport d' Electricité de France; mais les principes exposés ont une portée
générale, et les particularités du réseau français ne sont mentionnées qu'à titre d'exemple.
Il n'a pas la prétention de fournir directement des solutions concrètes à tous les
problèmes de protection de réseau, mais seulement des méthodes d'approche de ces
problèmes. Il n'engage pas la responsabilité d'EDF.
Les solutions concrètes seront obtenues à partir de documents tels que:
- Normes du Comité Electrotechnique International (CEI)
- British standarts (BS)
- Deutsche Institute für Normung (DIN)
- American national standards Information (ANSI)
- Normes NF de l'Association Française des normes (AFNOR)
- Normes internes EDF (H et HN), publiées par la Direction des Etudes et Recherches
- Notices des constructeurs des différents équipements
- Directives internes à chaque compagnie. Ces directives comprennent, pour EDF:
. Notes de doctrines décrivant les plans de protection [49]
. Règles générales d'exploitation [7], [9]
. Directives de construction des lignes aériennes[106], postes [107], canalisations souterraines[108]
. Schémas normalisés de filerie [104]
. Guides de réglage des protections et des automates [57] ,[61]
. Programmes de calcul de court circuit [50], [99], [109]
. Répertoire des caractéristiques d'ouvrages [110]
Ce recueil pourra servir à analyser les normes et notices, et à élaborer les directives
internes. Il pourra être aussi utilisé par les non-spécialistes qui voudraient avoir une idée
qualitative des problèmes traités.
Parmi les équipements pris comme exemple, se trouvent aussi bien des matériels
anciens, voire même obsolescents, que des matériels nouveaux ou expérimentaux, de manière
à montrer l'évolution des principes et des technologies.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
AVANT PROPOS
IMPORTANCE DES PROTECTIONS ET AUTOMATISMES DU RESEAU DE
TRANSPORT DANS LA FOURNITURE D'ENERGIE
Dans une centrale de production, les protections ont pour but d'éviter la détérioration des
alternateurs ou transformateurs en cas de fonctionnement dans de mauvaises conditions, dues à des
défaillances internes, tels que défauts d'isolement ou panne de régulation. Sur des matériels bien
conçus, bien fabriqués, bien installés, bien entretenus et bien exploités elles n'ont à fonctionner
qu'exceptionnellement, et leur défaillance peut passer inaperçue. De plus, si une protection est
défaillante lors d'un incident, les dommages causés à l'alternateur ou au transformateur peuvent avoir
des conséquences financières importantes, mais qui restent internes à la compagnie de production
d'électricité: perte de production, qui doit être compensée par des moyens de production moins
économiques, et réparation de l'appareil endommagé.
Sur un réseau de transport, le problème se pose de manière totalement différente:
D'abord, une ligne aérienne, qui passe sur le domaine public, est périodiquement sujette à des
courts-circuits, dus aux coups de foudre, aux arbres mal élagués, grues et engins de grande hauteur
travaillant au voisinage, vent, pollution... Une bonne conception de la ligne peut les minimiser, mais
pas les éliminer. Sur le réseau de transport d'EDF, nous observons en moyenne 7 défauts par an et par
100 km.
Ensuite, une ligne qui chauffe s'allonge, et son point bas, en milieu de portée, s'abaisse. Elle
devient dangereuse pour les tiers. Les conséquences peuvent alors se chiffrer, non plus en millions de
francs, mais en nombre de vies humaines. Et c'est pourquoi les systèmes de protection comportent des
dispositifs de secours qui, en cas de mauvais fonctionnement des équipements devant intervenir pour
un défaut donné, assurent la mise hors tension de l'ouvrage défectueux, quelles qu'en soient les
conséquences pour l'alimentation électrique de la région.
Un fonctionnement défectueux d'une protection peut donc avoir pour conséquence la coupure d'un
ou plusieurs clients, voire même d'une ville entière, prioritaires compris. Or, lorsqu'un client industriel
de 10 MW est coupé pendant 6 minutes, par exemple, cela ne correspond pas seulement à 1 MWh
d'énergie non vendue pendant cette coupure, mais aussi à l'énergie non vendue pendant les quelques
heures que le client mettra à repartir. Mais cela correspond surtout à un client mécontent, qui aura
perdu plusieurs heures de sa production, et qui aura peut-être subi des détériorations de matériel. S'il
s'agit d'une ville entière, EDF devra rendre des comptes, en tant que service public, aux autorités
locales, voire même nationales.
Enfin, les protections contre les situations anormales de réseau jouent un rôle primordial dans la
prévention des effondrements de réseau, et c'est sur elles, autant que sur les régulations de groupes de
production et les téléréglages de ces groupes, qu'a porté tout l'effort des responsables de la conduite
des réseaux lorsque la leçon a été tirée de la panne du 19 Décembre 1978.
Ces différentes considérations montrent que l'activité "protections et automatismes" du réseau de
transport est, à EDF comme dans toute société de distribution d'électricité, une activité stratégique,
qui conditionne la légitimité de cette société vis-à-vis de la communauté, nation, région, ville, qu'elle
dessert.
(allocution que j'ai prononcée le 30 Octobre 1993, à l'intention de MM Ghislain Weisrock et Marcel
Bénard, qui avaient alors la responsabilité du Contrôle Electrique pour la région Est de la France.
J'avais alors tenter, vainement, de leur en faire comprendre l'utilité)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
TABLE DES
MATIERES
VOLUME 1
page
Avertissement
Avant propos
Table des matières
Bibliographie
Adresses
Index
PREMIERE PARTIE: GENERALITES
1
3
5
13
17
19
21
1 - Réseaux de transport d'énergie
2 - Généralité sur les protections et automates
3 - Equipements de mesure, comptage, et surveillance
23
29
30
DEUXIEME PARTIE: REDUCTEURS DE MESURE
31
1 - Réducteur de courant
2 - Réducteur de tension bobiné
3 - Réducteur de tension capacitif
4 - Problèmes de sécurité liés aux réducteurs de mesure
5 - Mise en service
6 - Réducteurs optiques
33
47
49
51
53
55
TROISIEME PARTIE: PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS
57
1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne
59
1-11-21-31-41-51-61-71-81-91 - 10
59
62
63
64
65
67
68
70
73
74
Notion de sélectivité
Protection à maximum d'intensité
Protection Buchholz
Protection masse - cuve
Protection d'antenne passive
Protection masse - câble
Protection des batteries de condensateur
Protection contre les surtensions et la ferrorésonance
Protection à dépassement de flux
Fonctionnement de l'ensemble
2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés
2-1211 2111 21111 21112 21113 -
Protection de distance
Principe
Cas du défaut triphasé
Détermination de la direction
Comparaison de réactance
Comparaison de résistance
77
77
77
77
77
78
79
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
21114 - Discrimination entre défaut et pompage
21115 - Récapitulation
21116 - Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension
2112 - Cas du défaut déséquilibré
84
85
86
87
212 2121 2122 2123 2124 2125 2126 2127 2128 2129 -
Protections électromécaniques
Mise en route
Sélection de phase
Mesure de distance
Relais directionnel
Relais antipompage
Circuit mémoire - enclenchement sur défaut
Compensation de l'induction mutuelle homopolaire
Relais Mho
Avantages et inconvénients des relais électromécaniques
92
92
93
94
96
96
97
97
98
99
213 2131 2132 2133 2134 2135 -
Protections de distance statiques
Comparateur de phase, fonctionnement monophasé
Comparateur de phase, fonctionnement triphasé
Caractéristique mho, fonctionnement monophasé
Caractéristique mho, fonctionnement triphasé
Avantages et inconvénients des protections électroniques
100
100
106
110
112
113
214 -
Protections de distance numériques
114
215 2151 21511 21512 21513 21514 21515 21516 21517 21518 -
Téléprotections
Principe des différents schémas
Interdéclenchement simple
Interdéclenchement contrôlé par la mise en route
Déclenchement conditionnel avec dépassement
Accélération de stade
Extension de zone
Schéma à blocage
Télédéclenchement inconditionnel
Mode écho et mode source faible
116
116
116
116
117
117
119
119
120
121
2152 21521 21522 21523 21524 -
Application de ces systèmes aux lignes à trois extrémités
Ligne 225 kV, piquage passif court
Ligne 225 kV, piquage actif court
Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, actif ou passif
Ligne 63 kV ou 90 kV
122
122
123
123
124
2153 2154 2155 2156 -
Application aux lignes doubles 400 kV
Compatibilité entre protections
Fiabilité des téléactions
Supports de transmission
125
126
129
131
22 -
Protection à comparaison de phases
134
23 231 232 233 234 -
Protection différentielle
Protection différentielle de ligne
Protection différentielle de canalisation souterraine
Protection différentielle de liaison courte
Protection différentielle de barres
137
138
140
141
142
4/ 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2341 2342 2343 2344 2345 2346 2347 2348 2349 -
Principe général
Protection à haute impédance et seuil fixe
Protection à moyenne impédance et à pourcentage
Protection à basse impédance sur réducteurs performants
Protection à basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés
Protection à moyenne impédance et faible consommation
Protection différentielle à combinaison linéaire de courant
Précautions particulières
Protections différentielles de barre numérique
142
145
147
149
150
151
151
152
153
24 -
Protection homopolaire
153
QUATRIEME PARTIE:
PROTECTION CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU, ET AUTOMATES
12345678-
Protection de surcharge
Protection contre les ruptures de synchronisme
Protection de délestage
Automate contre les défaillances de disjoncteur
Réenclencheur
Automate à manque de tension
Automate de régulation de tension
Automate de poste
CINQUIEME PARTIE: FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE
1-
234-
159
165
167
169
171
177
183
189
191
Plans de protection contre les courts-circuits
11 Contraintes
111 - Coordination des isolements
112 - Stabilité du réseau
113 - Tenue des matériels
114 - Temps d'îlotage des centrales
115 - Présence de câble de garde sur les lignes aériennes
116 - Qualité d'alimentation de la clientèle
193
193
193
194
194
195
195
196
12 13 14 -
197
197
198
Principe d'élaboration
Plan électromécanique
Plan statique
Plan de sauvegarde
Plan de défense
Plan de reconstitution du réseau
203
205
209
211
SIXIEME PARTIE: REGLAGES
123-
157
Calculs de réseau - principe
Détermination des réglages, préliminaires
Protection des lignes à deux extrémités
31 Réglage des protections de distance
311 - Contraintes dues au réseau
312 - Contraintes dues à l'appareillage
313 - Contraintes dues à la protection
5/ 320
213
217
219
219
219
222
223
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
314 32 33 34 35 36 37 38 -
Contraintes dues aux autres protections
Réglage des protections à comparaison de phase
Réglage des protections différentielles de ligne
Réglage des protections à puissance homopolaire
Réglage des protections d'antenne passive
Réglage des protections masse câble
Réglage des protections différentielles de câble
Réglage de l'automate contre la défaillance du disjoncteur
225
227
227
228
228
229
230
231
4 - Protection des lignes à trois extrémités
41 Protections de distance des sorties de centrale
42 Ligne 225 kV, piquage passif symétrique court
43 Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, passif
44 Schémas susceptibles de provoquer des défauts apparemment évolutifs
233
233
233
234
234
5 - Protection des barres
51 Réglage d'une protection différentielle de barres à haute impédance
52 Réglage d'une protection différentielle de barres à basse impédance
235
235
237
6 - Protection des couplages
61 Postes 400 kV et 225 kV
62 Postes 90 kV et 63 kV
239
239
239
7 - Protection des transformateurs
71 Protection de la tranche primaire
72 Protection de la tranche secondaire
73 Protection de la tranche tertiaire
240
240
241
242
8 - Automates
243
SEPTIEME PARTIE:
EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE.
1- Capteurs.
2 - Compteurs
21 - Installations de comptage des clients les plus importants
245
247
251
251
22 23 24 25 -
Alimentation des autres clients
Liaisons internationales et groupes de production à participation étrangère
Alimentation des sociétés de distribution n'appartenant pas à EDF
Alimentation des centres de distribution EDF
3 - Consignateur d'états
4 - Téléperturbographe
5 - Localisateur de défaut
6 - Qualimètre
254
254
254
254
255
257
259
261
HUITIEME PARTIE: INSTALLATION ET EXPLOITATION
1 - Normalisation EDF, documentation contractuelle
2- Câblage, précautions contre les surtensions
3- Alimentation auxiliaire
6/ 320
263
265
266
268
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4- Organisation de la conduite et de la surveillance
5- Mise en service des tranches neuves
6- Maintenance préventive
7- Analyse d'incident.
8- Dépannage.
9- Retour d'expérience.
NEUVIEME PARTIE: QUALITE DE FOURNITURE D'ENERGIE
272
274
277
278
282
283
285
1 - Harmoniques
11 Définition
12 Origine des harmoniques
13 Inconvénients dus aux distorsions harmoniques
14 Comment limiter les tensions harmoniques?
2 - Papillotement
21 Variation dans la bande de 0,5 à 25 Hz
22 A-coups à plusieurs secondes d'intervalle
23 Application: raccordement d'un four à arc sur un réseau
287
287
287
290
292
295
295
298
300
3 - Déséquilibre
305
4 - Creux de tension et coupures brèves
41 - Forme de la tension d'alimentation d'un client
42 - Comportement des installations d'un client
307
307
311
5 - Contractualisation de la fourniture d'énergie
319
VOLUME 2
Annexe 1 -
Composantes symétriques
7/ 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Annexe 2 -
Détermination de l'impédance apparente et des reports de charge au cours
des cycles de réenclenchement monophasés et triphasés.
Annexe 2-1 : Détermination du courant maximal de transit en cas de report de charge triphasé.
Annexe 2 - 2:
Annexe 3 -
Fonctionnement du réseau pendant un cycle monophasé
Caractéristiques électriques des lignes
Annexe 4 -
Critères de choix des réducteurs de courant
Annexe 4 - 1 - Câblage entre TC et protections
Annexe 5 -
Enclenchement d'un transformateur de puissance
Annexe 6 -
Caractéristiques de quelques protections de distance statiques
Annexe 7 -
Protection des générateurs thermiques
Annexe 8 -
Présentation du programme Parapluie
Annexe 9 -
Notice d'utilisation du programme Parapluie
Annexe 10 -
Réglage des lignes à 3 extrémités
BIBLIOGRAPHIE
[1] Vocabulaire électrotechnique, et en particulier
CEI 50-321 Transformateurs de mesure - voir aussi NFC 01-321
CEI 50-421 Transformateurs de puissance et bobinés - voir aussi NFC 01-421.
CEI 50 441 Appareillage - voir aussi NFC 01-441
CEI 50 448 Protection des réseaux d'énergie - voir aussi NFC 01-448
CEI 50 601 Production, transport, et distribution de l'énergie électrique - voir aussi NFC 01-601
.
[2] Symboles, et en particulier
CEI 617-7 Appareillage et dispositif de commande pour protection - voir aussi NFC 03-207.
[3] Directives de construction des lignes, postes et canalisations souterraines - DEPT - EDF.
[4] CEI 185 Transformateurs de courant monophasés - voir aussi NFC 42-502
[5] CEI 186 Transformateurs de tension monophasés - voir aussi NFC 42-501
[6] Cahier des spécifications et conditions techniques des réducteurs de mesure - DEPT - EDF.
[7] Règles générales d'exploitation - DEPT - EDF
[8] UTE C 18 - 510 - AFNOR
[9] Carnet de prescription au personnel - SPS - EDF
[10] Combinés de capteurs optiques courant - tension - notice GEC-Alsthom.
[11] Non conventional current and voltage transformers, CIGRE CE/SE 34.
[12] Dispositif de protection par détection d'émission de gaz à deux contacts Buchholz - NFC 52-108.
[13] BS 142 - Electrical protective relay
[14] Relais de détection de gaz pour transformateur à bain d'huile - notice ABB.
[15] Les techniques de diagnostic et la maintenance - symposium CIGRE, BERLIN, Mai 93.
[16] Protection d'antenne passive - notice ICE.
[17] Protection masse - câble PMCS 1 - notice ICE
[18] NFC 54 - 100 - Condensateurs de puissance
[19] Protection interne de transformateur PTP 3 000 - GEC-Alsthom
[20] Etude des différentes causes d'erreur de mesure susceptibles d'apparaître dans les protections
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
statiques type PDS 1 100 -Michel Lami - DEPT - EDF
[21] Généralité sur la protection des réseaux électriques - Marcel Pétard - Centre de formation des
Mureaux - EDF.
[22] La protection du réseau français - Marcel Pétard - Revue Générale d'électricité (RGE) n° 21,
Septembre 1961. Il existe une traduction en allemand.
[23] Protections et automatismes de réseau - René Sardin - CRTT Est - EDF.
[24] Protection de distance RXAP - notice Enertec.
[25] Protections de distance PD3A 6000 et PDS - notice Enertec.
[26] Protection de distance LZ 95 et RAZOA - notice ABB.
[27] Protections de distance PXLC et PXLP - notice GEC-Alsthom.
[28] Protection de distance numérique PXLN - notice Enertec.
[29] Protection de distance numérique 7SA 511 - notice Siemens.
[30] Protections de distance numériques REZ1, REL 100 et REL 316 - notice ABB.
[31] GEC measurement protective application guide.
[32] Téléactions haute et basse fréquence à grande sécurité - Système TGS - notices Techniphone.
[33] GEC P10 - notice GEC Alsthom.
[34] 7 SD 31 - notice Siemens.
[35] DIFL - notice GEC Alsthom.
[36] LFCB - notice GEC Alsthom.
[37] DL 323 - notice GEC Alsthom.
[38] PDLC 10 - notice ICE.
[39] RADSS - notice ABB / INX5 - notice ABB.
[40] DIFB - notice GEC Alsthom
[41] PMLS 345 - notice ICE.
[42] PMCT 10 - notice ICE.
[43] DRS 50 - notice ICE.
[44] BEF 301 - notice ICE.
[45] TADD- notice ICE.
[46] PADD 3000 - notice GEC Alsthom; TADD 1 - notice ICE.
[47] ATRS - notice ICE
[48] TART - notice ICE
[49] Les plans de protection du réseau de transport, Bernard Duchêne, DEPT, EDF
[50] Stabilité des grands sites de production à l'horizon 87 sur défaut 225 kV, P. Vergerio,
M. De Pasquale, M. Lami, DEPT, EDF
[51] Evolution des protections du réseau de transport, journée d'étude SEE (voir RGE) du 3/10/85.
[52] Circuits très haute tension et basse tension de liaison d'évacuation d'énergie des centrales
thermiques classiques et nucléaires, DEPT EDF, février 90, (dite brochure rouge)
[53] conduite en régime dégradé, note explicative associée à la règle 90-04, Service des mouvements
d'énergie, (SME), EDF.
[54] Maquette du plan de défense coordonné, Direction des Etudes et recherches EDF, Ph. Denis, J.C.
Bastide, M. Huchet, 20/3/92
[55] Cours de fonctionnement dynamique des réseaux, Direction des Etudes et Recherches EDF,
Service Etudes de réseau, Département Fonctionnement et Conduite des Réseaux.
[56] Protection contre les défauts extérieurs des centrales hydrauliques, notes de doctrines XEL 02 10
et XEL 02 11, Direction Production Transport (DEPT), Jacques Lecouturier, 06/92.
[57] Guide de réglage des protections - DEPT EDF, 1993.(régulièrement remis à jour)
et notamment: Etude du comportement des protections de distance sur les lignes à trois
extrémités D 633.91/BD/LB/n° 3002 de Bernard Duchêne.
[58] PSPT, notice GEC Alsthom.
[59] RAKZB notice ABB.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
[60] PTP, notice GEC Alsthom.
[61] Guide de réglage des automates, CRTT Est, EDF.
[62] Transducteurs de mesure électrique, notice GEC Alsthom.
[63] Dossier d'identification et de maintenance, CDM3 et transducteurs de mesure, Chauvin-Arnoux.
[64] TEGETEC, notice Schlumberger Industrie.
[65] FAN 1, notice Landis et Gyr.
[66] PAS 692, notice Techniphone.
[67] PAS-PCS 21, notice CETT.
[68] ECP 80, notice CETT.
[69] TPE 2000, notice GEC Alsthom.
[70] SOREL EPC, notice Arthus.
[71] DLD, notice GEC Alsthom
[72] Qualimètre Siemens.
[73] APR 8, notice ANPICO
[74] Norme HN 46 R 01, appelée communément "Dicot", norme EDF diffusée par la DER
[75] Traitement des signalisations nécessaires à la conduite et à la surveillance des installations, dite
Brochure violette, DEPT, EDF.
[76] Guides de mise en service, DEPT, EDF.
[77] Guides de maintenance, DEPT, EDF.
[78] Norme HN 33 S 34, DER.
[79] Directive H 115, DER.
[80] Perturbations électriques et électromagnétiques des circuits basse tension des postes et centrales,
Janvier 1980, diffusé par la division Instrumentation d'exploitation de la DER.
[81] Guide de l'ingénierie électrique, par Gérard Solignac, éditions Lavoisier.
[82] Contrat pour la fourniture d'énergie au tarif vert, dit contrat Emeraude, EDF, Service National.
[83] Les moyens d'action et les téléinformations nécessaires pour la conduite du système production transport - consommation, dite "brochure Saumon", DEPT, EDF.
[84] Perturbations électriques, comportement des installations industrielles, Claude Mongars,
CRTT Est, EDF.
[85] Guide des erreurs à ne pas commettre, Michel Lami, CRTT Est, EDF (projet)
[86] Exposé sur les réducteurs de mesure présenté lors des assises "plan de protection 225 kV"
organisées par la DEPT, D63/603 - Benjamin Gaillet - 29/5/1980.
[87] Les techniques de l'Ingénieur, D 135, mesures à très haute tension, Pascal Gayet et Jacques
Jouaire, 1979.
[88] Les techniques de l'Ingénieur, D 4805, protection des réseaux de transport et de répartition,
Claude Corroyer et Pierre Duveau, 1995.
[89] Les techniques de l'Ingénieur, D 69, réseaux électriques linéaires à constantes réparties,
Robert Bonnefille.
[90] Les techniques de l'ingénieur, D 4421, contraintes de conception des lignes aériennes,
Yves Porcheron.
[91] Protective relays, their theory and practice, Van Warrigton, Chapman and Hall, 1962
[92] Protective relay application guide, GEC, 1975
[93] Utilisation des protections contre les surtensions et la ferrorésonance dans les tranches des postes
400 kV en piquage existant sur une ligne double terne, EDF, DEPT, D 564/91-100 C du 9/8/94 Pierre Duveau
[94] Exploitation d'un poste en antenne, calcul des surtensions en cas d'ouverture d'un poste à la
source, EDF, DER, HM/15-1152 JcK/CB du 12/3/87
[95] Système de protection contre la ferrorésonance, notice ICE.
[96] 7 TUD 15, notice Siemens
[97] Capacitive voltage transformers: transient overreach concerns and solutions for distance relaying
Daqing Hou and Jeff Roberts, Schweitzer Engineering laboratories
10/ 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
[98] EPAC 3900, notice GEC Alsthom.
[99] Manuel d'utilisation d'EGERIE pour Windows; USI Ile de France.
[100] Protection PSEL 3003, notice GEC Alsthom
[101] Protection 7 SN 21, notice Siemens
[102] Mémoire Contrôle Electrique de l'USI Est, n° 22
[103] Comportement des protections complémentaires dans les réseaux de répartition HT, Michael
Sommer, Université Paris XI, Orsay
[104] Schémathèque, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[105] Réglage des protections différentielles de câble, Benoît Lys, EDF, Production Transport, SIRA
[106] Directive de construction des lignes aériennes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT
[107] Directive de construction postes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT
[108] Directive de construction des canalisations souterraines, CNIR, DEPT
[109] Programme Courcirc, DER, EDF
[110] Base Platine, DER, EDF
[111] Guide de mise en service de la tranche, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[112] Note D 6120 / 09 / n° 69 - SCE / HC / MCD "fonctionnement du réseau pendant un cycle de
réenclenchement monophasé, dec 72, CNIR (département essais) - DEPT
[113] note 4002 / 54.FDQ 94 / JLL / n° 3045 " réglage des systèmes de protection des réseaux à 400
kV" , janvier 1996 - DEPT
[114] note 6100 - 06 - 80 - 1572 LB - BGR / CM " programme CELINE" du 11 janvier 1988 - DER
[115] règles générales d"'exploitation - DEPT
[116] notice Siemens 7 UM 511 generator protection relay (version V3)
[117] notice Siemens 7 UM 512 generator protection relay (version V3)
[118] notice Siemens 7 UM 516 generator protection relay (version V3)
[119] notice Siemens protection numérique de surintensité et de surcharge SIPROTEC 7SJ600
[120] notice Siemens 7 UT 512 / 513 differential protection relay (version V3) for transformers,
generators, motors ans short lines
[121] distance protective relay S 321 - 5, notice Schweitzer
[122] the influence of substation busbar and circuit breaker arrangement upon the substation control
equipment design and reliability - CIGRE WG 23-05, Bengt Andersson, ABB relays AB,
S 72171 Västerås (Sverige).
[123] Spécifications fonctionnelles et technologiques des protections et automates du réseau de
transport, DEPT, EDF.
[124] Code de travaux, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[125] Marchés tarifs, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[126] Dossiers de tranche normalisée, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT
[127] Evolution des protections RXAP, D 5840-E / RXAP-JT / LH du 25-4-94, Jean Thomas, USI Est
[128] Mesures électriques, Maurice Gaillet, 1959 (centre de perfectionnement électrique de Nanterre)
ADRESSES
Normes CEI - 1, Rue de Varembé, Genève, Suisse.
Normes BS - 2, Park street, London W1A2BS.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Normes DIN - Deutsche Elektrotechnische Kommission im DIN und VDE, Burggrafenstrasse 4,Postfach 1107,
D1000 Berlin 30
Norme ANSI - American National Standards Institute, 1819L Street, NW, 6th FI. Washington DC 20036
Normes NF: AFNOR - Gestion des ventes, tour Europe, Cedex 7, 92 049 Paris la Défense.
Toutes les normes, françaises ou étrangères, peuvent être commandées à cette adresse.
CIGRE, 3 Rue de Metz, 75 010 Paris.
RGE, 48, Rue de la Procession, 75 015 Paris.
DEPT - EDF - Cedex 48, 92 068 Paris la Défense.
EDF, Service National et Service des Mouvements d'énergie (SME), Rue Louis Murat, 75 384 Paris Cedex 08.
EDF, CRTT Est (ou USI Est), 8, Rue de Versigny, 54 521 Villers lès Nancy.
EDF, Service Ingénierie Rhône Alpes (SIRA), 15, rue des Cuirassiers, BP 3074, 69399 Lyon Cedex 03
EDF, USI Ile de France, 32, avenue Pierre Grenier, BP 401, 92 103 Boulogne Billancourt Cedex
Direction des Etudes et Recherches (DER) - EDF - 1, Avenue du Général De Gaulle, 92 141 Clamart
Service Prévention Sécurité (SPS) - EDF - CEDEX 08, 75 382 Paris.
Les techniques de l'Ingénieur, 8, Place de l'Odéon, 75006 Paris
Constructeurs:
ALSTOM, alias GEC Alsthom, alias Enertec, alias Compagnie des Compteurs Lotissement du fond de la Banquière, 34 970 Lattes.
GEC Measurement: voir même adresse, et aussi Saint Leonard's work, Stafford ST 174 LX, England
ICE 41 Rue Crozatier, 75 012 Paris
Techniphone - 31 Rue de l'Union, 78 600 Maisons Laffitte.
ABB - S 72 171 Västerås, Sverige. ; CH 5401 Baden, Suisse; 6, Rue des Peupliers, 92 004 Nanterre
Siemens - Humboldstrasse 59, EVSV PO BOX 4806, 8500 Nürnberg, Deutschland.
Anpico - 82 Rue du Quesnoy, 59 236 Frelinghien - représenté par Ecodime, zone des entrepôts Juliette,
94 310 Orly.
Chauvin- Arnoux, 190 Rue Championnet, 75 018 Paris.
Schlumberger Industrie, BP 620 02, 50 Avenue Jean Jaurès, 92 542 Montrouge Cedex.
Landis et Gyr Energy, 30, Avenue Pré Auriol, 03 100 Montluçon.(adresse en France)
Techniphone, Boite Postale 22, 13 610 Le Puy Sainte Réparade.
CETT ( Compagnie Européenne de télétransmision), 3, Parc des Grillons,
Artus, 6, Rue du Docteur Schweitzer, 91 420 Morangis.
Schweitzer Engineering laboratories, 2350 NE Hopkins Court, Pullmann, WA 99163-5603, Washington, USA.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
INDEX
Accélération de stade
Alternateur
Amplificateur
Automates
Autocontrôle
Autotransformateurs
3éme partie, § 21514; 21531
1ére partie, § 22 / Annexe 1, § 1; 23
2ème partie, § 6 / 3ème partie, § 213 / 8ème partie, § 5 / 9ème partie, § 231
1ère partie, § 23 / 3ème partie, § 2347 / 4ème partie, § 4;§ 5; §6; §8 /
5ème partie, § 141, § 142 / 6ème partie, § 8
3éme partie, § 214
1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 2332 / 5ème partie, § 14
Câble de garde
3ème partie, §21321; 21562
Câble pilote
3ème partie, § 2321
Canalisations souterraines
1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 232 / 4ème partie, § 13
Capteur de télémesure 7ème partie, § 1
Caractéristiques géométriques des lignes
Annexe 3
Coefficient de terre
3ème partie, § 2112 / Annexe 2
Comparateur
3ème partie, § 213; § 222
Compoundage
4ème partie, § 72
Compteur
1ère partie, § 32 / 2ème partie, § 1 / 7ème partie, § 2 / 9ème partie, § 139
Commutateur
7ème partie, § 1
Configurateur
7ème partie, § 32
Consignateur
7ème partie, § 3; § 4 / 8ème partie, § 32; § 7
Courant porteur ligne 3ème partie, § 21561
Défaut biphasé-terre 3ème partie, § 18; § 2112
Dépassement de flux 3ème partie, § 19
Dérivateur
3ème partie, § 2135
Diagramme d'admittance
3ème partie, § 2128
Double défaut monophasé
3ème partie, § 2153; § 2131
Eclateur
3ème partie, § 14 / 3ème partie, § 2347
Faisceaux hertziens
Ferrorésonance
Fibre optique
Filerie
Fluage
Force électromotrice
3ème partie, § 21564; § 2132 / 5ème partie, § 312
2ème partie, § 2, 3ème partie, §18
3ème partie, § 21563
1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 2343 / 6ème partie, § 511 / 8ème partie, § 2
4ème partie, § 113
2ème partie, § 1 / 3ème partie, § 212; 24 / 4ème partie, § 21
Groupe de production 4ème partie, § 5212
Homopolaire
3ème partie, § 15; § 18; § 2112; § 2121; § 2127; § 21321; § 21521; § 21524; § 24
/ 4ème partie, § 52122 / 5ème partie, § 142 / 6ème partie, § 13 / 8ème partie,
§ 7 / 9ème partie, § 131; § 134; 3 / annexe 1, § 23 / annexe 2
Impédance
2ème partie, § 3 / 3ème partie, § 11; § 2111; § 2112; § 2123; § 2133; § 21516 /
5ème partie, § 111 / 6ème partie, § 13 / 9ème partie, § 121; § 22; § 231; § 234
/ annexe 2
Inductance
2ème partie, § 1; § 2;§ 3 / 3ème partie, § 2121; § 2123; § 2127 / annexe 1, § 11
Inductance mutuelle homopolaire
3ème partie, § 2127
Intégrateur
3ème partie, § 2135 / 7ème partie, § 12; § 15
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Liaison spécialisée
Lignes aérienne
3ème partie, § 21565
1ère partie, § 1; § 2 / 3ème partie, § 16; § 21321; § 221; § 2321 /
4ème partie, § 11; § 511 /5ème partie, § 141
Ligne à constantes réparties
annexe 1 / annexe 3
Matrice
Monostable
6ème partie, § 1 / annexe 1 / annexe 3
3ème partie, § 2131
Perturbographe
1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 214 / 8ème partie, § 32; § 7
Pilote
3ème partie, § 213; § 232 / annexe 6
Pompage
3ème partie, § 21114 / 4ème partie, § 21
Pont à thyristors
9ème partie, § 424
Protection ampéremétrique
3ème partie, § 12, 8ème partie, § 75
Qualimètre
1ère partie, § 33 / 7ème partie, § 6 / 9ème partie, § 54
Radiobalise
Réactance
Régulateur
Relais antipompage
Relais bistables
Relais directionnel
Relais mho
Rupture fusible
3ème partie, § 222
3ème partie, § 21111; § 2112; § 21311 / 5ème partie, § 111 /
6ème partie, § 31; § 42; § 71; §73 / 9ème partie, § 23
2ème partie / 3ème partie, § 2135; § 222; § 2332; § 23423 / 6ème partie, § 73 /
7ème partie, § 14 / annexe 4
4ème partie, § 31 / 8ème partie, § 32
3ème partie, § 21113; § 2125; § 21326 / annexe 6
3ème partie, § 2341
3ème partie, § 2124; 21313
3ème partie, § 2128; § 2133; § 2134
3ème partie, § 21123
Sectionneurs
Sélectivité
Synchrocoupleur
1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 234 / 8ème partie, § 2
3ème partie, § 11
4ème partie, § 524
Réducteur
Téléaction
3ème partie,§ 215 / 4ème partie, § 523; 8 / 5ème partie, § 141 /
6ème partie, § 2 / 8ème partie, § 32 / 9ème partie, § 53
Téléconduite
4ème partie, § 8 / 7ème partie, § 1 / 8ème partie, 32; § 4
Télédéclenchement
3ème partie, § 15; § 21517; § 21522; § 2155
Téléprotection
3ème partie, § 215
Télétransmission
3ème partie, § 215
Temporisation
3ème partie, § 12; § 2123; 2133; § 21541; § 21543 / 4ème partie, § 82 / 5ème
partie, ,§ 4 / 6ème partie, § 38; § 61; § 823
Tension crête
4ème partie, § 22
Topologie
3ème partie, § 2341
Transducteur magnétique
3ème partie, § 2121
Transformateurs de puissance 1ère partie, § 1; § 23 / 2ème partie, § 1; § 2 /
3ème partie, § 11; § 12; § 14; § 18; 2129 / 6ème partie, § 3112 ; § 511 /
9ème partie, § 112; § 12; § 13; § 14; § 234 / annexe 5
Tranche
1ère partie, § 1 / 8ème partie, § 5; § 6
Verrouillage
3ème partie, § 21516; § 21541
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
PREMIERE PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
GENERALITES
1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE
2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS
3- EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE, ET SURVEILLANCE
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE
Ils sont constitués d'ouvrages triphasés, à savoir: des lignes aériennes, des canalisations
souterraines, des transformateurs de puissance, et des jeux de barre, agencés suivant le schéma cidessous:(les tensions et puissances indiquées sont celles utilisées couramment sur le réseau français)
Production
›
Alternateur de
centrale hydarulique
ou thermique de
puissance ≤ 250 MW
›
Alternateur de
centrale nucléaire
essentiellement, de
puissance comprise
entre 600 et 1400
MW
Un ≤ 12 kV
Un = 20 à 24 kV
Un ≤ 225 kV
Un = 400 kV
Jeu de barres 400 kV
Ligne 400 kV
Transport
Autotransformateur
400 / 225 kV
de 300 à 600 MVA
Jeu de barres 225 kV
Ligne 225 kV
Jeu de barres 225 kV
Ligne 225 kV
Transformateur
225 kV / 90 kV*
de 70 à 170 MVA
Répartition
Jeu de barres 90 kV
Ligne 90 kV*
Ligne 90 kV*
Jeu de barres 90 kV
Distribution
Transformateur
90 kV* / 20 kV
20 ou 36 MVA
Ligne 20 kV
* ou 63 kV, suivant les régions
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Il existe aussi des transformateurs de puissance permettant la transformation directe du 400 KV en
90 KV ou 63 KV, ou du 225 KV en 20 KV, ainsi que quelques autotransformateurs 90 / 63 KV.
En ce qui concerne les intensités on définit deux niveaux de référence:
- les intensités nominales, qui sont des intensités permanentes, et auxquelles on se réfère pour
déterminer les échauffements des ouvrages.
- les intensités de court-circuit, qui ne durent généralement que quelques centaines de
millisecondes, et auxquelles on se réfère pour la tenue des ouvrages aux efforts électrodynamiques.
Les valeurs normalisées sont:
en 400 KV
In = 2000 A ou 3150 A
Icc = 40 000 A ou 63 000 A
en 225 KV
In = 1250 A ou 2000 A
Icc = 31 500 A
en 90 KV
In = 1000 A ou 2000 A
Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases
8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre
en 63 KV
In = 1000 A ou 2000 A
Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases
8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre
Chaque ouvrage peut être
- connecté au reste du réseau, et déconnecté, en charge ou en court-circuit, par un disjoncteur.
- séparé du reste du réseau, hors charge par des organes à coupure visible: les sectionneurs
- protégé par des équipements de protection et des automates qui détectent les courts-circuits et les
situations anormales du réseau à partir des courants circulant dans les ouvrages, et les tensions sous
lesquels ils se trouvent. Ces équipements actionnent ensuite les disjoncteurs.
Les protections et les automates n'utilisent pas les tensions et les courants du réseau, mais des
grandeurs beaucoup plus faibles qui leur sont proportionnelles. La transformation se fait par des
réducteurs de mesure.
Les différents appareils haute tension d'un poste sont regroupés en cellules, chacune d'elles
comprenant un disjoncteur. L'ensemble des équipements basse tension d'une cellule est appelé
tranche.
Les schémas les plus courants des cellules haute tension sont les suivants:
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
DEPART LIGNE
Barres d'un poste
d'interconnexion
Barre 1
Barre 2
Sectionneurs d'aiguillage
X
Disjoncteur
Réducteur de courant
Relais de protection
Et d'automatisme
Sectionneur de
mise à la terre
Sectionneur tête de ligne
Réducteur de tension capacitif
Circuit bouchon
Ligne aérienne
Circuits haute tension
Circuits mesure
Circuit commande
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
DEPART TRANSFORMATEUR
Barre 1
Jeux de barres
du poste primaire
Barre 2
autres
départs
Sectionneurs d'aiguillage
Protection différentielle
de barres du poste
X
Disjoncteur primaire (djp)
Réducteur de courant primaire
TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE
Protection masse - cuve
Réducteur de courant secondaire
Réducteur de tension bobiné
Vers djp
vers djs
Protections et
automates
au poste secondaire
Protection différentielle
de la liaison
Réducteur de courant au poste
secondaire
X
Vers djp
Disjoncteur secondaire (djs)
Sectionneur d'aiguillage
Jeux de barres
du poste secondaire
Barre 1
Barre 2
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
COUPLAGE ENTRE JEUX DE BARRES
Sectionneurs de couplage
Barre 2
X
Disjoncteur
de couplage
Réducteur de tension
capacitif (sur une
seule phase)
Réducteur de
courant
Barre 1
Protections
et automates
Réducteur de tension capacitif
(sur les trois phases)
Nota: les protections peuvent être utilisées soit comme protection de couplage, soit comme protection
de ligne. Dans ce dernier cas, une barre est affectée à une seule ligne, dont le disjoncteur est ponté ou
condamné fermé, et les protections hors service. On dit alors que le couplage est utilisé en transfert.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
TRONÇONNEMENT
Les postes importants peuvent comporter quatre jeux de barres
Barre A1
T1
Barre B1
X
X
X
C1
C2
Barre A2
Barre B2
X
T2
C1 et C2 sont des couplages traités comme ci-dessus
T1 et T2 sont des tronçonnements. Ils ne peuvent pas être utilisés en transfert.
Nota 1: notion de nœud électrique
C'est un ensemble de jeux de barres pouvant être isolé du réseau par des disjoncteurs, mais ne
pouvant pas être lui-même coupé en deux par un disjoncteur. Par exemple le poste de la figure 5
comporte quatre nœuds électriques. Pendant une manœuvre de changement de barres, les barres A1 et
A2, par exemple, peuvent se trouver reliées entre elles lorsque les deux sectionneurs d'aiguillage d'un
départ sont simultanément fermés.
Dans certains postes, les jeu de barres sont disposés comme sur la figure 5, mais en T1 et T2 il n'y
a que des sectionneurs. Le poste ne comporte que deux nœuds électriques.
Nous verrons que cette notion est importante pour la mise en œuvre des protections différentielles
de barres.
Nota 2:
il existe d'autres schémas de postes à l'étranger: postes en anneau, postes à un disjoncteur et demi,
postes à barre de transfert. Chacun a ses avantages et ses inconvénients, mais il importe de ne pas
mélanger les types de poste dans un même réseau.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS ET LES AUTOMATES
Ce document traite de l'ensemble des protection et automates installés sur le réseau de transport. Un
aperçu est aussi donné de protections des groupes de production en annexe 7
On distingue:
2 - 1 - LES PROTECTIONS CONTRE LES COURTS CIRCUITS
Lorsque un court-circuit apparaît sur un ouvrage, les protections provoquent le déclenchement
des disjoncteurs encadrant cet ouvrage. Si cette fonction est correctement exécutée, les disjoncteurs
des autres ouvrages ne doivent pas être déclenchés. Dans le cas contraire, les disjoncteurs d'autres
ouvrages doivent être déclenchés, pour assurer l'élimination du défaut, mais en nombre aussi réduit
que possible.
2 - 2 - LES PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU
Elles comprennent:
- les protections de surcharge, qui mettent hors tension les ouvrages parcourus par des intensités
trop élevées, susceptibles de les détériorer ou de les rendre dangereux.
- les protections contre les ruptures de synchronisme, destinées à éviter le déclenchement des
alternateurs des centrales lorsque l'un d'eux, ou plusieurs d'entre eux, tournent à une vitesse différente
de l'ensemble des autres alternateurs débitant sur le même réseau
- les protections de délestage, destinées à rétablir l'équilibre production - consommation, et ainsi
à éviter une chute de fréquence susceptible de conduire à un effondrement général des moyens de
production.
2 - 3 - LES AUTOMATES
La plupart des défauts créés par la foudre sur les ouvrages aériens disparaissent
spontanément au bout de quelques dixièmes de secondes après mise hors tension de l'ouvrage. Après
certains contrôles il est alors possible de remettre l'ouvrage sous tension. Des automates sont chargés
de ces contrôles.
D'autres automates permettent, lorsque plusieurs ouvrages se trouvent hors tension, de
remettre rapidement en service ceux qui sont sains.
D'autres permettent d'éviter les déclenchements par surcharge par des manœuvres
préventives sur d'autres départs.
D'autres, enfin, sont utilisés pour maintenir une tension correcte sur le réseau, par action sur
les régleurs des transformateurs
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3- GENERALITE SUR LES EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE
3 - 1 - MESURE
Les grandeurs, tension et courant, présents sur le réseau, ne sont pas directement utilisables, et
on passe, là aussi, par des réducteurs de mesure. Au secondaire de ces réducteurs se trouvent connectés
des capteurs qui élaborent les grandeurs nécessaires à la conduite du réseau, à savoir la puissance
active et la puissance réactive sur les ouvrages, et la tension efficace sur les barres, et les transmettent
aux équipements de téléconduite sous forme de courants continus proportionnels à ces grandeurs.
3 - 2 - COMPTAGE
Utilisant les mêmes circuits secondaires, on trouve des compteurs d'énergie, mais seulement sur les
départs suivants:
. les centrales de production
. les clients industriels
. les compagnies de distribution non nationalisées
.les points de livraison aux centres EGS (centres de distribution EDF -GDF)
Ils sont à haute précision et doublés uniquement lorsqu'ils intéressent des sociétés extérieures à
EDF: centrales à participation étrangère, clients industriels, distributeurs non nationalisés.
3 - 3 - SURVEILLANCE LOCALE
On trouve, dans chaque poste:
. un tableau synoptique, ou une console de conduite, permettant la conduite locale du poste en
cas de panne de téléconduite
.un consignateur d'état, où sont imprimées les manœuvres et signalisations issues des appareils
haute tension et équipements basse tension de chaque départ
.des oscilloperturbographes, où sont restituées des grandeurs électriques lors d'un défaut
.éventuellement des localisateurs de défaut, calculant la distance d'un défaut sur une ligne
.des qualimètres, sur les départs client, et permettant de mesurer les perturbations qu'il a subies.
3 - 4 - SURVEILLANCE AU PUPITRE DE COMMANDE GROUPE ( PCG )
Les PCG sont situés dans des postes où se trouve du personnel en permanence aux heures
ouvrables. Le personnel attaché à un PCG exploite, outre le poste qui l'héberge, un ensemble de
postes appelés postes satellites. Par exploitation, on entend essentiellement l'entretien du matériel, et
en situation exceptionnelle la conduite du réseau.
3 - 5 - SURVEILLANCE AU CENTRE REGIONAL DE CONDUITE ( CRC )
C'est de ce point que se fait la conduite du réseau en situation normale. Seules les informations
nécessaires à cette conduite y sont envoyées. Les informations concernant la surveillance du matériel
restent au PCG
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
DEUXIEME PARTIE
REDUCTEURS DE MESURE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
1 - REDUCTEURS DE COURANT
2 - REDUCTEURS DE TENSION BOBINES
3 - REDUCTEURS CAPACITIFS DE TENSION
4 - PROBLEMES DE SECURITE
5 - MISES EN SERVICE
6 - REDUCTEURS OPTIQUES
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - REDUCTEUR DE COURANT
Cet appareil est destiné à alimenter les protections et les équipements de mesure et de comptage.
Les performances requises sont très différentes, suivant qu'il s'agit d'alimenter une protection contre
les courts-circuits ou un autre équipement: la première doit recevoir une image correcte d'un courant
dont la valeur peut être très élevée, et qui peut comporter une composante transitoire, alors que les
autres doivent recevoir une image précise d'un courant permanent inférieur ou égal au courant
nominal. C'est pourquoi le réducteur de courant comprend au minimum deux enroulements, sur deux
noyaux distincts. Dans ce qui suit, nous étudierons uniquement l'enroulement "protection".
Le réducteur de courant est un système à contre réaction totale, et son étude complète est assez
complexe, surtout si on veut tenir compte de phénomènes non linéaires, tels que la saturation et
l'hystérésis. Nous donnerons ici une suite d'études simplifiées, de manière à faire apparaître l'origine
des contraintes présentes dans leurs spécifications, des erreurs inhérentes à leur fonctionnement, et de
leurs limites d'utilisation.
1-1- Présentation
Un transformateur de courant est un transformateur élévateur dont l'enroulement secondaire se
trouve pratiquement en court-circuit.
i1
i2
enroulement primaire
enroulement secondaire
Charge secondaire
(protections
ou comptage)
Coté primaire, le nombre de spires est faible. Dans le cas des réducteurs de type tore, il n'y a même
pas, à proprement parler, de spire, puisque le conducteur primaire traverse en ligne droite le circuit
magnétique de forme torique, autour duquel est bobiné le circuit secondaire. Dans les autres
réducteurs, il peut y avoir une ou deux spires.
Dans un transformateur parfait, le courant secondaire instantané est lié au courant primaire
par
n1
i'2 = -
* i1
(1)
n2
tandis que la tension aux bornes de l'enroulement secondaire est liée à la chute de tension aux
bornes de l'enroulement primaire par le rapport inverse.
n1 et n2 sont respectivement les nombres de spires primaires et secondaires.
nota: Dans les réducteurs de type tore, on démontre que la traversée du conducteur primaire
en ligne droite est équivalente à une spire.
Dans la pratique, les valeurs nominales de courant primaire vont de 100 A à 3000 A, et le
courant nominal secondaire vaut 1 A ou 5 A.
32 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 2 - Première approche
Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire, quelle que
soit l'impédance de charge du circuit secondaire.
En particulier, lorsque le circuit secondaire est ouvert, la tension secondaire devient infinie.
Une telle approche est bien entendu aberrante, mais elle montre qualitativement qu'en cas
d'ouverture intempestive du circuit secondaire, la tension prend une valeur très élevée (voir § 4 de ce
chapitre).
1 - 3 - Deuxième approche
Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire lorsque
l'impédance du circuit secondaire est faible par rapport à l'inductance magnétisante du réducteur.
Nous étudions alors le comportement du réducteur lors d'un court circuit sur le réseau primaire.
1 - 3 - 1 - Forme du courant primaire
Lorsque un court circuit apparaît sur une ligne, le courant circulant dans cette ligne a
approximativement la forme que l'on peut trouver lorsqu'on enclenche une bobine de réactance.
R1
L1
u1
La tension instantanée fournie par la source est donnée par:
u1 = U1 * sin (ωt + ϕ), avec:
U1 = tension crête
ω = pulsation, soit 2p fois la fréquence
ϕ = paramètre déterminant la valeur de u1 quand t= 0
A l'instant t = 0 on ferme l'interrupteur. Le système est alors décrit par l'équation:
u1 = R1 * i1 + L1 * di1 / dt
R1 et L1 étant la résistance et l'inductance du circuit, et i1 étant le courant instantané.
Après résolution, la solution s'écrit:
i1 = I1 * [ -sin (ϕ - α) * e
-t/τ
+ sin ( ωt + ϕ - α)]
composante
composante
33 / 320
(2)
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
apériodique
sinusoïdale
avec
U1
I1 =
R1² + L1² * ω²
τ1 = L1 / R1 : constante de temps du réseau haute tension alimentant le court circuit
tg α = t1 * ω
la condition initiale étant: i1 = 0 pour t = 0, l'asymétrie est maximale pour ϕ - α = - π / 2
Par exemple, si la constante de temps du réseau vaut 60 ms, α = 87°, et l'asymétrie maximale
est obtenue pour ϕ = - 3°, c'est à dire lorsque la tension au moment de l'apparition du défaut est
pratiquement nulle.
D'où les courbes suivantes, obtenues pour I1 = 1 et U1 = 1, le temps étant indiqué en ms.
1 ,
0 ,
-0 ,
-
-1 ,
0 ,0 0
20 , 0
0 ,0 0
0 ,0
0 ,0 0
0 ,0
0 ,0 0
50 , 0
0 ,0 0
0 ,0
0 ,0 0
0 ,0
01 , 0 0
0 ,0
0 ,0 0
0 ,0
0 ,0 0
50 , 0
0 ,0 0
0 ,
0 ,0 1
0 ,0
00 , 0 1
0 ,0
0 ,0 1
0 ,0
0 ,0 1
50 , 0
0 ,0 1
0 ,0
0 ,0 1
0 ,0
0 ,0 1
10 , 0
0 ,0 1
0 ,0
0 ,0 1
0 ,0
05 , 0 1
0 ,
0 5
0 1
1 5
0 2
2 5
0 3
3 5
0 4
4 5
0 5
5 5
0 6
6 5
0 7
7 5
0 8
8 5
0 9
9 5
0 1
0 5
1 1
1 5
1 2
215
1 3
3 5
1 4
4 5
1 5
5 5
1 6
6 5
1 7
7 5
1 8
8 5
1 9
9 5
0 2
0 ,1 5
0 ,3
0 ,4 7
0 ,6
0 ,7 8
0 ,9
1 ,0 9
1 ,2
1 ,4 1
1 ,5
1 ,7 2
1 ,8
2 ,0 4
2 ,1
2 ,3 5
2 ,5
2 ,6 7
2 ,8
2 ,9 8
3 ,
3 ,2 9
3 ,4
3 ,6 1
3 ,7
34, 9 2
4 ,0
4 ,2 4
4 ,3
4 ,5 5
4 ,7
4 ,8 6
5 ,0
5 ,1 8
5 ,3
5 ,4 9
5 ,6
5 ,8 1
5 ,9
6 ,1 2
6 ,
7
1
1
2
5
4
9
5
3
7
7
8
2
9
6
1
0
2
4
1
8
5
2
6
6
8
1
9
5
1
9
2
3
4
7
5
1
6
6
2
0
4
2
8
3
2
5
6
7
0
8
4
0
9
1
3
3
7
5
4
6
5
8
9
9
4
1
8
3
2
4
6
6
0
7
4
9
9
1
8
7
1
3
3
9
4
5
6
1
7
7
9
3
1
9
2
5
4
1
1
6
7
2
9
78
0
4
2
0
3
6
5
2
7
8
8
4
0
0
3
9
5
8
1
7
7
6
3
5
9
4
5
3
1
2
7
1
3
0
5
9
4
8
0
7
6
6
2
5
8
4
4
3
0
2
6
1
2
0
1
5
9
5
8
5
7
5
6
5
5
5
4
5
3
5
2
5
1
5
9
5
9
5
8
5
7
5
6
5
5
5
4
5
3
5
2
5
1
5
8
0
0
0
0
0
0
,1
,3
,4
,5
,7
,8
0 ,
0 ,9
0 ,9
5
0
5
8
0
0
8
5
8
6
9
3
7
7
9
9
1
7
0 ,9
0 ,9
0 ,8
0 ,8
0 ,7
0 ,5
0 ,4
0 ,3
0 ,1
2 ,6
-0 ,1
-0 ,3
-0 ,4
-0 ,5
1- 0 0, 7
-0 ,8
-0 ,
-0 ,9
-0 ,9
8
5
9
0
0
8
5
0
5
5
5
0
5
8
0
0
8
5
8
-0
-0
-0
-0
-0
-0
-0
-0
-0
-5
8
5
9
0
0
8
5
0
5
0
,9
,9
,8
,8
,7
,5
,4
,3
,1
,3
4
0
9
7
1
0
1
0
6
4
6
0
4
6
6
0
6
8
3
7
1
8
3
5
6
1
1
7 6
1 0
1 0
9 0
7 1
7 7
3 9
9 0
6 4
3 6
6 4
9 0
3 9
7 7
7 11
9 0
9 1
1 0
7 6
8 8
5 7
0 7
1 8
0 8
8 6
9 2
1 9
3 6
E 3 1
1 4
8 7
8 2
03 4
1 4
0 0
5 5
8 7
7
1
1
9
7
7
3
9
6
7
8 8
5 7
0 8
1 9
1 0
8 9
9 4
2 1
3 9
E -
5
0
3
0
1
9
5
2
9
0
7
2
7
6
4
9
4
3
7
9
8
5
6
0
1
8
7
5
0
6
0
0
0
1
7
9
0
4
2
3
1
9
8
0
1
0
5
8
3
4
5
2
1
3
1
9
5
1
7
1
1
9
9
7
1
7
5
6
1
2
8
8
41
7
9
7
4
1
8
3
1
5
6
2
7
9
8
6
6
1 9
2 2
2 5
2 8
3 1
3 4
3 7
4 0
Statistiquement parlant, les défauts apparaissent plutôt lorsque la tension est proche du maximum.
Cependant la situation décrite ici peut se reproduire, surtout lors d'un enclenchement sur défaut.
34 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 3 - 2 - Flux dans le circuit magnétique du réducteur
Soient R2 et L2 la résistance et l'inductance du circuit secondaire du réducteur.
La tension aux bornes du circuit secondaire vaut:
di'2
u2 = R2 * i'2 + L2 *
L2
dt
R2
Le flux dans le circuit magnétique du réducteur est donné par:
φ=
u2 * dt =
L2 * i'2 + R2 *
i'2 * dt
soit, en remplaçant i par sa valeur exprimée dans l'équation n° 3:
I'2
φ=
ω
* { R2 * [ τ1 * ω (1 - e
- t / τ1
) - sin ω * t] + L2 * ω * (e
- t / τ1
- cos ω*t)}
(4)
Nous voyons que l'expression du flux comporte un terme périodique, et un terme apériodique.
Dans ce dernier, la partie due à l'inductance tend vers zéro lorsque le temps augmente, tandis que la
partie due à la résistance tend vers I'2 * R2 * τ1 .
Dans les cas usuels, c'est cette dernière partie qui crée l'essentiel du flux.
Nous supposerons par la suite que la charge est purement résistive, car c'est le cas le plus
contraignant. L'équation (4) s'écrit alors:
φ = φo * [τ1 * ω * (1 - e
- t / τ1
) - sin ω * t]
I'2
φo =
* R2
ω
35 / 320
en posant:
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
et le flux a l'allure suivante:
Variation de φ/φο avec le temps à l'apparition d'un défaut, avec asymétrie maximale et τ1 = 120 ms
2 5
2 0
1 5
1 0
5
0
1
1 7
3 3
4 9
6 5
8 1
9 7
1 1 3
1 2 9
1 4 5
1 6 1
1 7 7
1 9 3
2 0 9
2 2 5
2 4 1
2 5 7
2 7 3
2 8 9
3 0 5
3 2 1
3 3 7
3 5 3
3 6 9
3 8 5
4 0 1
-5
t (ms)
1 - 3 - 3 - Saturation
L'induction présente dans le noyau du réducteur est proportionnelle au flux. Lorsqu'elle
dépasse une valeur Bmax, de l'ordre de 2 Tesla, elle ne peut pratiquement plus augmenter. Le circuit
magnétique est saturé. Le courant secondaire est pratiquement nul. Les équipements utilisant ce
courant comme grandeur d'entrée ne peuvent plus fonctionner correctement.
Le calcul précédent montre, de manière sommaire, que si nous ne voulons pas dépasser Bmax
lorsque le courant atteint sa valeur nominale de court circuit, qu'il comporte une composante
apériodique, et que l'asymétrie est maximale, l'induction ne doit pas dépasser Bmax / (t1*w) lorsque le
courant de court circuit atteint sa valeur nominale, mais qu'il n'y a pas d'asymétrie.
Au § suivant, nous ne supposons plus que le courant secondaire est l'image exacte du courant
primaire, mais nous représentons le réducteur par un modèle simple, et nous écrivons les équations
décrivant le fonctionnement de ce modèle dans le réseau.
36 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 4 - Troisième approche
Nous cherchons un modèle simple pour représenter le réducteur lorsqu'il n'est pas saturé et
qu'il n'a pas d' hystérésis. De plus nous négligeons les flux de fuite.
Soit l l'inductance propre d'une spire. Un courant i circulant dans cette spire crée un flux
φe = λ * i
Le courant i1 circulant dans le circuit primaire crée alors un flux f1= n1* l * i1 , n1 étant le
nombre de spires primaires
Le courant i2 circulant dans le circuit secondaire crée un flux φ2 = n2* l * i2 , n2 étant le
nombre de spires secondaires
Aux bornes de la bobine secondaire apparaît une force électromotrice e = - n2* d (φ1 + φ2) / dt
φ1 = - φ2
Si la charge est nulle, la force électromotrice est nulle:
D'où: - i1 / i2 = n2 / n1 = n, qui est le rapport de transformation
Mais la charge n'est jamais nulle. Nous la supposerons purement résistive (voir § précédent). Soit R2
cette charge, comprenant la résistance de la bobine secondaire, de la filerie et des équipements
récepteurs. L'équation de la boucle secondaire est:
e = - n2 * dφ / dt = R2 * i2 , avec φ = φ1 + φ2
D'où l'équation différentielle liant le courant primaire au courant secondaire:
(n1 * n2 * di1 / dt + n2² * di2 / dt) * λ = -R2 * i2
(1)
i1 étant donné par l'équation n° 3 du § 131.
Nous pouvons aussi l'écrire:
n2² * λ * ( di'2 / dt - di2 / dt) = R2 * i2
i'2 étant le courant secondaire du transformateur parfait,
ou encore:
avec :
iµ + t2 * diµ / dt = i'2
(2)
Lµ = inductance magnétisante = n2² * λ
t2 = constante de temps secondaire = Lµ / R2
iµ = courant magnétisant = courant d'erreur = i'2 - i2
Nous pouvons alors représenter le réducteur par le modèle suivant:
i'1
Lµ
iµ
37 / 320
i'2
R2
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 4 - 1 - Asymétrie maximale sur le courant primaire
Dans l'équation n° 2 nous remplaçons i'2 par sa valeur trouvée dans l'équation n° 3 du § 131,
qui correspond à l'asymétrie maximale:
iµ + τ2 * diµ / dt = I'2 * ( e
-t / τ1
- cos ω * t)
(3)
La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ1 :
τ1
- t/τ1
iµ1 = I'2* [
*e
τ1
1
-
τ1 - τ2
1 + ω² * τ2²
* (cos ω*t + ω*τ2 *sin ω*t) - (
1
τ1 - τ2
-t/τ2
)*e ]
1+ω² *τ2²
(4)
Le flux dans le circuit magnétique est proportionnel au courant d'erreur:
φ = Lµ * iµ
φ / φο = iµ * t2 * ω / i'2
soit
Cas particulier (pour mémoire): τ1 = τ2
-t / τ1
t
iµ = I'2 * [
*e
1
-
τ1
1 + ω²*τ1²
* (cos ω*t + ω*τ1 *sin ω*t - e
-t / τ1
)]
(5)
D'où les courbes ci-dessous
Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 1 s, I'2= 20*
2
A, soit φ / φo = 11,2 * Iµ
35
30
25
20
15
10
5
0
1
13
25
37
49
61
73
85
97
109 121 133 145 157 169 181 193 205 217 229 241 253 265 277 289 301 313 325 337 349 361 373 385 397
temps en ms
38 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 5 s, I'2= 20 *
2
A, soit φ / φo = 56 * Iµ
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1
38
75
112
149
186
223
260
297
334
371
408
445
482
519
556
593
630
667
704
741
778
815
852
889
926
963 1000
temps en ms
1 - 4 - 2 - Courant primaire symétrique
C'est le cas où ϕ = 87°(voir § 131). La tension à l'instant t=0 est alors proche du maximum.
Dans ce cas, l'équation différentielle n° 3 du § 141 s'écrit:
iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * sin ω * t
(6)
La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ2:
I'2
iµ2 =
1 + ω²*t2²
* (sin ω*t - ω*t2 * cos ω*t + ω*τ2 * e
39 / 320
- t / τ2
)
(7)
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Courbe donnant φ / φο, pour t2 = 5 secondes, I'A = 20 *
2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ
2 ,5
2
1 ,5
1
0 ,5
0
1
13
25
37
49
61
73
85
97
109 121 133 145 157 169 181 193 205 217 229 241 253 265 277 289 301 313 325 337 349 361 373 385 397
-0 ,5
temps en ms
1 - 4 - 3 - Enclenchement avec ϕ − α = π / 4
L'équation différentielle devient:
iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * (- sin (π / 4) + cos (ω * t + π / 4)
La solution s'écrit, en reprenant les équations (4) et (7):
iµ3 = (iµ1 + iµ2) /
2
(7bis)
1 - 4 - 4 - Notions sur le calcul du noyau du réducteur
Les réducteurs sont généralement spécifiés 5 P 20, ce qui signifie que l'erreur sur l'image du
courant qu'ils délivrent doit être inférieure à 5% lorsque le courant primaire est égal à 20 * In. Cette
erreur maximale peut être garantie en régime permanent, pour les réducteurs de qualité standard, et en
régime transitoire pour une constante de temps donnée pour les réducteurs de haute qualité. D'autre
part, il est spécifié pour chaque type de réducteur sa puissance de précision, c'est à dire la puissance
délivrée au circuit secondaire sous In, au-delà de laquelle la précision n'est plus garantie.
Nous étudions comme exemple un réducteur de rapport 2000 / 1, et de puissance de précision
15 VA. Ceci signifie que la résistance de son circuit secondaire R2, qui est la somme des résistances
d'entrée des différents équipements utilisateurs et de la filerie, est au maximum de 15 Ω.
Nous supposons que le noyau du réducteur est de forme torique.
1 - 4 - 4 - 1 - Approximations
Lorsque cette précision est tenue, la constante de temps τ2 est toujours très supérieure à τ1 ,
qui est elle même très supérieure à 1 / ω. D'où les approximations suivantes:
40 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
a) régime asymétrique (voir formule (4) du § 141)
l'erreur passe par un maximum égal à:
τ1
iµ
=
I'2
à l'instant
1
+
τ2
ω ∗ τ2
(8)
t = τ1 * Ln (τ2 / τ1)
(9)
puis tend vers zéro
b) régime symétrique
l'erreur passe par un maximum égal à:
iµ / I'2 = 2 / (ω * τ2)
(10)
puis tend vers 1 / (ω * τ2)
1 - 4 - 4 - 2 - Rayon du tore
Il existe deux types de réducteurs:
- les réducteurs sans entrefer.
Ils sont sensibles aux phénomènes non linéaires inhérents aux circuits magnétiques, tels que la
non - linéarité de la courbe d'aimantation et l'hystérésis. En revanche leur inductance magnétisante est
très élevée, et l'erreur due au courant magnétisant est très faible. Ils sont généralement utilisés
lorsqu'on ne cherche pas à passer correctement la composante asymétrique,
- les réducteurs avec entrefer
Tant qu'ils ne sont pas saturés, leur réponse est linéaire, c'est à dire que le courant secondaire
est lié au courant primaire par l'équation différentielle linéaire (2) du § 14. En revanche leur constante
de temps est plus faible que celle des précédents, ce qui introduit une erreur systématique connue,
mais importante. Ils sont utilisés lorsqu'on cherche à passer correctement la composante asymétrique.
Pour chacun d'eux nous allons chercher le rayon minimal du tore permettant d'éviter la
saturation, en régime symétrique et en régime asymétrique. Pour cela nous allons nous fixer la valeur
de constante de temps secondaire τ2 permettant de ne pas dépasser une erreur de 5%:
- régime asymétrique: la formule 8 nous donne approximativement:
- régime symétrique: la formule 10 nous donne:
Nous retiendrons la valeur de 2,4 s dans les deux cas.
41 / 320
τ2 >
τ2 >
0,120 / 0,05 = 2,4 s
2 / (ω * 0,05)
=
0,12 s
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
a) réducteurs sans entrefer
Nous cherchons quel est le courant magnétisant maximal possible
r
ρ
L'induction élémentaire moyenne créée par une spire est:
µo * µr * iµ
Be =
(11)
2*π∗ρ
avec
µr
ρ
=
=
perméabilité magnétique du noyau
rayon moyen du tore
L'induction totale vaut:
B = n2 * Be
Elle atteint la valeur de saturation Bs = 2 Tesla pour:
Bs * 2 * π ∗ ρ
iµ =
(12)
µo * µr * n2
Or le courant maximal i'2 vaut 20 *
2 A, d'où
- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique
iµ < i'2 * τ1 / τ2 = 1,4 A
Si nous prenons µr = 10000, nous trouvons, avec la formule (12), un rayon minimal de 2,8 m.
- s'il ne doit pas se saturer seulement en régime symétrique
i µ = 2 * i'2 / (ω ∗ τ2) = 0,07 A
et, d'après la formule 12:
ρ=
0,14 m
La précision devient alors 0,07 / (20 *
2) = 0,25 %
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
On peut même diminuer le rayon ρ en utilisant des réducteurs de courant nominal secondaire
5 A, ce qui conduit à un rapport n2 cinq fois plus petit, mais à une charge secondaire plus
importante.
b) réducteur avec entrefer
Les noyaux de ces réducteurs ont des entrefers de quelques dixièmes de millimètre chacun,
répartis sur le tore. Nous supposons que la réluctance de leur circuit magnétique est entièrement due à
ces entrefers, et nous cherchons quelle doit être leur valeur minimale pour que l'induction ne dépasse
pas 2 Tesla lorsque le courant primaire est maximal et l'erreur maximale.
L'induction élémentaire créée par une spire est:
Be = µo * iµ / e
e étant la longueur totale des entrefers.
L'induction totale vaut
B = n2 * Be = n2 * µo * iµ / e
Elle doit être inférieure à 2 Tesla, d'où:
e > n2 * µo * iµ / 2
- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique,
e =
1,8
mm
- sinon
e=
0,09
mm
Le rayon minimal du tore est ensuite fixé par le rayon minimal r de sa section.
L'inductance magnétisante vaut, dans tous les cas:
Lµ = τ2 * R2 = 2,4 * 15 = 36 Henry
1 - 4 - 4 - 3 - Calcul du rayon r de la section du tore
a) réducteur sans entrefer
Le flux élémentaire créé par une spire vaut (formule 11 du § 1431):
φe = Be * π r² =
µo * µr * iµ * π * r²
2*π*ρ
Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut:
φ = n2² * φe = Lµ * iµ
D'où, en remplaçant φe par sa valeur:
2 * π ∗ ρ * Lµ
r=
2 * ρ * Lµ
1
=
n2² * µr * µo * π
*
n2
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µr * µo
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
ce qui, dans l'application numérique, donne:
- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques:
- sinon:
r = 64 mm
r = 15 mm
b) réducteur avec entrefer
Le flux élémentaire créé par une spire vaut:
φe = Be * π * r² = π * r² * µo * i / e
Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut:
φ = n2² * φe = Lµ * iµ
d'où:
Lµ = n2² * π * r² * µo / e
1
et:
r=
Lµ * e
*
n2
(11)
π * µo
- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques:
r = 64 mm
sinon:
r = 15 mm
Nous voyons ainsi que si nous voulons que les réducteurs ne se saturent pas sur régime
apériodique, ses dimensions s'accroissent fortement.
Nous voyons d'autre part que, dans l'exemple pris ici, la présence d'un entrefer a permis de
diminuer la longueur du circuit magnétique, mais pas sa section.
1 - 4 - 5 - Tension de coude
C'est la valeur efficace de la tension sinusoïdale qui, appliquée au secondaire du réducteur,
lorsque le primaire est ouvert, provoque la saturation du circuit magnétique. De manière plus précise,
c'est la valeur à partir de laquelle il suffit de l'augmenter de moins de 10 % pour que le courant
circulant dans le circuit secondaire augmente de 50%. Dans le cas étudié, elle vaut au minimum:
a) réducteur sans entrefer:
V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,0018 *20 = 405 V
b) réducteur avec entrefer
V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,05 *20 = 11,3 k V
Nous voyons que la présence d'un entrefer accroît la tension de coude.
Lorsque le courant circule au primaire du réducteur et que le secondaire est ouvert, la tension
maximale pouvant apparaître à ses bornes est approximativement la même que la tension de coude.
Ceci montre que les réducteurs à entrefer doivent être impérativement protégés par des parafoudres,
généralement réglés à 2 kV (voir § 4-1).
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-5- Types usuels de réducteurs de courant
Il existe sur le réseau EDF 3 types de réducteur:
-réducteur dit "classe PS", (dénomination EDF), dont l'induction est à la limite de sa valeur de
saturation en régime symétrique, pour le courant de court-circuit maximal spécifié. Ce type d'appareil
est conforme à la norme CEI 185. Son courant nominal secondaire est 5 A. Il ne comporte pas
d'entrefer.
Lorsqu'il est saturé, une alternance sur deux est correcte. Il ne peut être utilisé qu'avec des
protections capables de ne pas émettre d'ordre intempestif dans ces conditions. Nous verrons plus loin
qu'il s'agit alors des anciens modèles de protection, ou de modèles comportant un système
d'insensibilisation à la saturation.
-réducteur dit "ME 21", dont l'induction ne dépasse pas la moitié de l'induction de saturation
en régime symétrique, pour le courant de court circuit maximal spécifié. Son courant nominal
secondaire est 5 A. Il comporte un petit entrefer. Sa tension de coude est de 600 V
Lors d'un réenclenchement sur défaut, si son circuit magnétique a gardé une induction
rémanente, son induction ne dépasse pas, en régime périodique, l'induction de saturation, et l'intensité
secondaire reste correcte pour une alternance sur deux. Cet appareil est, en principe, lui aussi réservé
aux protections insensibles à la saturation. En fait, des essais ont montré que les autres protections
peuvent elles aussi être utilisées dans certaines conditions de réseau, à déterminer pour chacune
d'elles. Nous verrons, dans la sixième partie et l'annexe 4, comment déterminer si ce type de réducteur
convient ou pas pour une protection donnée, dans un environnement donné.
-réducteur dit "MA 102" (400 et 225 KV) et "MA 103" (90 et 63 KV), qui est spécifié pour
donner une réponse correcte même en cas de régime transitoire asymétrique, y compris avec
réenclenchement. Son courant nominal secondaire est 1 A. Il est conforme à la norme CEI 44-6, type
TPY. Sa tension de coude est de 6 kV.
Le comportement de ce réducteur aux régimes apériodiques a été spécifiée comme suit:
Ils ne doivent pas se saturer lorsqu'ils sont soumis au courant de court circuit maximal, avec la
composante apériodique maximale, pendant un temps t', puis à un courant nul pendant un temps tfr,
puis de nouveau parcourus par le courant de court circuit maximal pendant un temps t''
* 400 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1505 ms, t" = 200 ms
* 225 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1005 ms, t" = 60 ms
* 90 KV et 63 KV, au secondaire des transformateurs: la constante de temps est de 180 ms,
avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms
* 90 KV et 63 kV pour les départs ligne: la constante de temps est de 40 ms,
avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms
Ces appareils sont appelés familièrement "Réducteurs de courant grosse tête"
Bibliographie [4],[6], [86]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - REDUCTEUR DE TENSION BOBINE
C'est un véritable transformateur, dont le primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire
restitue une tension image égale à 100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la
tension nominale.
C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements.
Les difficultés rencontrées pour la réalisation de cet appareil sont:
- fourniture d'une tension secondaire avec la précision requise lorsque la tension primaire est
faible. En effet, dans ce cas, les phénomènes d'hystérésis sont particulièrement sensibles. Pour les
appareils de précision on est conduit à utiliser des circuits magnétiques avec entrefer.
- charges "piégées" lors de cycles de déclenchement et réenclenchement. En effet, après
ouverture des disjoncteurs d'une phase saine, la phase reste chargée. Un régime oscillatoire amorti
apparaît, créé par la capacité de la ligne et l'inductance de l'appareil. Elle peut être à très basse
fréquence, ce qui provoque la saturation de son circuit magnétique. Au réenclenchement il fournit
alors une tension très faible, ce qui peut entraîner un fonctionnement incorrect des protections. Là
aussi, pour se prémunir de ce phénomène, il faut fonctionner avec une induction nominale faible, en
utilisant un entrefer. Mais ceci conduit à une puissance de précision faible.
- Ferrorésonance:
on appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à dire
à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une bobine
saturable, ici le transformateur, est liée à un élément sous tension par un condensateur. La tension
primaire peut alors atteindre une valeur dangereuse pour le matériel. Ce cas se rencontre, entre autres,
pour les réducteurs de tension bobinés placés sur les barres des postes (voir 3ème partie, § 18).
Condensateur C1
Réducteur bobiné
X
Condensateur C2
bobine
additionnelle
charge
C1 est le condensateur interne au disjoncteur de puissance
C2 représente la capacité du jeu de barres par rapport au sol
Pour éviter ce phénomène, on place en parallèle avec la charge une bobine additionnelle se saturant
lorsque la tension dépasse largement la tension nominale - par exemple 110 V- mais d'inductance
suffisamment élevée pour ne pas dégrader, en régime établi, le courant circulant dans la charge. De
plus, cette bobine possède une résistance suffisante pour amortir les phénomènes oscillatoires qu'elle
pourrait engendrer.
Bibliographie [5], [6], [20]
3 - REDUCTEUR DE TENSION CAPACITIF
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
C'est un appareil hybride, comportant un diviseur capacitif, formé par les condensateurs C1 et
C2, et un transformateur T. On ajoute une bobine L pour accorder les deux systèmes.
C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements.
Le schéma de principe est le suivant:
400 kV ou 225 kV
C1
L
A
B
S1
T
charge
secondaire
C2
S2
transformateur de couplage
pour transmission à
courant porteur ligne
L'inductance doit être choisie de telle manière que, du point B, la tension V1 soit celle qu'on
obtiendrait en A avec une impédance de charge infinie.
V1 = V* C1 / ( C1 + C2 )
Nous supposerons que la charge ramenée en B est purement résistive. Elle a pour valeur :
R = R charge * n²
n étant le rapport de transformation.
Ceci nous conduit, après calcul, à la condition:
L*ω * ( C 1 + C 2 ) = 1
Cette condition n'est vraie que si la fréquence est bien la fréquence nominale du réseau. Pour les
fréquences différentes, ou pour les régimes transitoires, l'image de la tension fournie est entachée
d'erreur. C'est pourquoi ces appareils ne peuvent pas être employés pour des protections qui ne filtrent
pas les régimes transitoires.
Cependant, plus l'impédance de charge est élevée (charge faible), plus la précision reste bonne
à des fréquences différentes de la fréquence nominale.
Ferrorésonance:
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
ce phénomène n'a pas, jusqu'à ce jour, été observé sur les réducteurs de tension capacitifs
utilisés sur le réseau EDF.
Il semble toutefois que ce problème soit apparu sur d'autres réseaux, ce qui a conduit à
développer des circuits de suppression de la ferrorésonance:
charge
circuit actif
On interpose un circuit résonant à 50 Hz entre le réducteur et une résistance additionnelle.
Lorsque la fréquence est différente de 50 Hz, la résistance du circuit secondaire augmente rapidement,
ce qui "casse" le phénomène.
charge
Rf
Lf
R
Circuit passif
Un éclateur s'amorce en cas de surtension due à la ferrorésonance. La résistance R se trouve
alors introduite dans le circuit. Si la ferrorésonance se maintient, la réactance Lf se sature et courtcircuite Rf, ce qui modifie l'impédance du circuit.
Bibliographie [5], [6], [97]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - PROBLEMES DE SECURITE LIES AUX REDUCTEURS DE MESURE
4 - 1 - Réducteurs de courant.
En fonctionnement normal, le flux créé par le courant primaire est presque intégralement
compensé par le flux créé par le courant secondaire. Mais si le secondaire est ouvert, la tension au
secondaire est proportionnelle à la dérivée du flux primaire et peut atteindre des valeurs très
importantes; plusieurs milliers de volts pour les réducteurs classe PS ou ME 21 qui se saturent
rapidement, et plusieurs dizaines de milliers de volts pour les réducteurs type MA 102 ou MA 103,
qui ne se saturent pas. C'est pourquoi:
Toute intervention sur un circuit courant se fait en court-circuitant au préalable le circuit
secondaire par un organe de sécurité appelé court circuiteur d'intensité.
De plus, les différentes connexions sont réalisées avec des connecteurs spéciaux, type
SECURA ou ENTRELEC. Enfin, pour les réducteurs type MA 102 et MA 103, un dispositif limiteur
de tension est installé.
Lorsqu'un réducteur possède plusieurs noyaux, le circuit secondaire associé à chacun de ces
noyaux est protégé par un seul court - circuiteur d'intensité.
4 - 2 - Réducteurs de tension
Quand des personnes, travaillant sur les équipements basse tension d'un départ, injectent au
secondaire d'un de ces appareils une tension alternative de quelques dizaines de volts, une tension de
plusieurs dizaines de milliers de volts apparaît au primaire. Si d'autres personnes travaillent sur des
conducteurs raccordés à ce primaire, elles peuvent être électrocutées.
Il est impératif, avant de travailler sur le primaire d'un réducteur de tension, de séparer son
circuit secondaire des équipements basse tension qu'il alimente par un organe de sécurité.
Un réducteur de tension possède un seul circuit secondaire, qui est ensuite scindé en plusieurs
parties, trois généralement, pour alimenter les différents équipements utilisateurs. Schématiquement,
la répartition est la suivante:
- automates et capteurs
- protection principale
- protection de secours
Chaque circuit est protégé individuellement, soit par des fusibles, soit par un disjoncteur. Le
choix de la protection peut imposer le type de protection (voir "rupture fusible", §21123)
Bibliographie [7], [8], [9]
5 - MISE EN SERVICE
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
5 - 1 - Problèmes de repérage
Pour les réducteurs de courant, la norme NFC 42-502 indique que la borne P1 est isolée du
capot métallique entourant la tête, et P2 au potentiel de cette tête. Les bornes P1 et S1 sont à des
potentiels de même sens.
Sur les schémas normalisés EDF, la borne P2 est côté ligne. La recommandation CEI en
référence ne donne pas d'indication sur ce sujet et de nombreux pays utilisent la convention inverse.
Pour les réducteurs de tension, la norme NFC 42-501 spécifie que la borne P1 est au potentiel
de la ligne, et que la borne P2 est reliée à la terre. Les bornes P1 et S1 sont à des potentiels de même
sens. Mais la recommandation CEI donne des indications différentes.
Il importe donc, pour chaque pays, de se renseigner sur les conventions qu'il utilise.
5 - 2 - Essais de mise en service
A EDF, nous faisons très peu d'essais de mise en service, les certificats d'essai de réception
des constructeurs faisant foi. Nous vérifions
- que la borne P2 est bien du côté des barres,
- que le limiteur de tension des réducteurs de courant à entrefer fonctionne correctement.
Pour cela, nous déconnectons ce limiteur de l'équipement, et l'alimentons avec une tension
croissante. Il doit devenir passant pour une tension supérieure à 550 V. Nous faisons ensuite décroître
le courant jusqu'à ce qu'il redevienne non passant, et notons la valeur du courant juste avant qu'il ne se
coupe.
Bibliographie [4], [5], [6], [76]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6 - REDUCTEURS OPTIQUES
Ces appareils sont encore expérimentaux. Ils utilisent l'effet des champs électriques et
magnétiques sur le plan de polarisation de la lumière:
- les réducteurs de tension utilisent l'effet POKKELS.
On fait circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique réalisée avec un verre
de qualité particulière, flint lourd, et enroulée dans un champ électrique crée par la tension. Le plan de
polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel à ce champ. Un analyseur et un
amplificateur placés à l'extrémité de la fibre permettent d'obtenir un signal électrique image de la
tension primaire.
- les réducteurs de courant utilisent l'effet FARADAY.
On fait de même circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique enroulée dans
un champ magnétique crée par le courant primaire. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'un
angle proportionnel au champ magnétique. Le traitement est ensuite identique au précédent.
Ces appareils, outre les améliorations escomptées sur la précision, l'encombrement et le prix,
ont l'avantage de s'affranchir totalement des problèmes de saturation. De plus les contraintes de
sécurité inhérentes aux réducteurs classiques sont supprimées. Cependant ils ne sont compatibles
qu'avec des protections à faible niveau d'entrée. De plus, il n'existe pas, actuellement, de protocole de
dialogue normalisé entre les réducteurs et les équipements utilisateurs: protections, automates. Ceci
impose de confier au même constructeur l'ensemble réducteurs - protections, ce que les utilisateurs
n'acceptent pas.
Un consensus semble toutefois se dessiner, qui pourrait conduire à un protocole de dialogue
normalisé.
Bibliographie [10], [11]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
TROISIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS
1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne
- notion de sélectivité
- protection à maximum d'intensité
- protection Buchholz
- protection masse - cuve
- protection d'antenne passive
- protection masse - câble
- protection des batteries de condensateurs
- protection contre la ferrorésonance
- protection contre les flux trop élevés
- fonctionnement de l'ensemble
2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés
- protection de distance
. principe
. protection électromécanique
. protection statique
. protection numérique
. téléprotection
- protection à comparaison de phase
- protection différentielle
. de ligne
. de canalisation souterraine
. de liaison courte
. de barres
- protection homopolaire
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS DES RESEAUX EN ANTENNE
1 - 1 - NOTION DE SELECTIVITE
Considérons un cas simple : celui d'un réseau alimentant une charge passive à travers un
transformateur. De plus nous supposerons que les défauts affectent simultanément les trois phases et
ne sont pas résistants. Le réseau peut alors être représenté par ses grandeurs directes (voir la théorie
des composantes symétriques, en annexe 1 )
P2
Poste A
Poste B
Poste C
X
P3
Zs = 2,5 Ω
Zl = 10 Ω
Zdt = 37 Ω (16%)
X
P4
z
X
X
X
P5
Icc = 20 kA
U = 90 kV
X
P = 36 MVA
P6
X
Zs est l'impédance directe de source , c'est à dire l'impédance directe du réseau qui alimente le poste A
IccA est le courant de court-circuit au poste A, lié à Zs par :
IccA = 90 kV /
3 * Zs
ZL est l'impédance directe de la ligne. Elle est de l'ordre de 0,4 Ω par km , mais doit être mesurée, ou
à défaut calculée, pour chaque ouvrage [annexe 3].
Zcc est l'impédance de court-circuit du transformateur . Elle est souvent donnée en pourcentage de
l'impédance nominale Zn.
Zn = U² / P =
(90 kV)² / 36 =
Zcc = 16 % de Zn =
225 Ω
37 Ω
Le courant maximal circulant dans la ligne AB est de 230 A .C'est celui qui permet de fournir les
36 MVA au transformateur. Au poste A, une protection à maximum d'intensité P1 a été placée sur
chacune des phases , au départ de la ligne AB. De même, au poste C, une protection à maximum
d'intensité a été placée sur chacun des départs 20 kV: P2,P3,P4,P5,P6. Dans chacun d'eux circule une
intensité maximale de 207 A .
Lorsque un défaut apparaît sur un élément de ce réseau , le rôle de chaque relais de protection est
d'abord de commander, s'il y a lieu, l'ouverture du disjoncteur situé sur le même départ, de telle sorte
que l'ouvrage où se trouve le défaut, et lui seul, soit mis hors tension. On dit alors que le défaut est
éliminé .Si un relais de protection, ou un disjoncteur , ne fonctionne pas , d'autres protections doivent
faire ouvrir d'autres disjoncteurs, de telle manière que le défaut soit quand même éliminé. D'où deux
types de déclenchement :
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
a - déclenchement instantané , c'est à dire dans le cas où tout fonctionne correctement.
Le seuil de courant de la protection P1 doit être réglé de telle manière que tous les défauts
situés sur la ligne AB soient éliminés, mais qu'aucun de ceux situés sur les lignes 20 kV ne provoque
son fonctionnement. Un court-circuit en B provoque la circulation en A d'un courant de:
Icc1 = 90 000 /
3 * (2,5 + 10) = 4 150 A
Un court-circuit au départ d'une des lignes 20 kV crée un courant donné par :
Icc2 = 90 000 /
3 * (2,5 + 10 + 37) = 1 050 A
Pour que le relais situé en P1 émette un ordre de déclenchement correct , il faut que le seuil de
courant soit situé entre 1050 A et 4150 A . Nous prendrons par exemple 2600 A .
Le seuil de courant de la protection P2 est réglé à 300 A , c'est à dire légèrement au dessus du
courant maximal de la ligne . Il en est de même pour les protections des autres départs 20 KV .
b - déclenchement temporisé, c'est à dire en secours.
Supposons qu'un défaut apparaisse sur une ligne 20 kV, L2 par exemple , et que le disjoncteur
correspondant ne s'ouvre pas . Dans ce cas , c'est la protection P1 qui devra commander l'ouverture de
son disjoncteur , mettant ainsi hors tension la ligne 90 KV et les lignes 20 kV. Mais pour cela il
faudra avoir la certitude que le disjoncteur de L2 devait s'ouvrir , et qu'il ne l'a pas fait . D'où deux
réglages :
- Réglage de seuil :
Is > 300 * (20 / 90) = 66 A,
afin qu'il ne soit pas plus sensible que P2 ,
Is > 230 A,
afin qu'il soit insensible au courant de transit normal .
Nous prendrons 300 A
- Réglage de temporisation . Il faut attendre que :
. P2 ait eu le temps d'émettre son ordre de déclenchement , (temps maximal )
. son disjoncteur ait eu le temps de couper le courant de court-circuit , (temps maximal )
. P1 ait eu le temps de s'apercevoir que le courant était coupé , et d'arrêter la temporisation ,
. un temps de sécurité
C'est la somme de ces quatre temps , diminuée du temps minimal au bout duquel P1 met en
route sa temporisation , qui donne la valeur de réglage de la temporisation . Pour des protections et
des disjoncteurs modernes ils sont de l'ordre de :
. déclenchement de P2
. ouverture du disjoncteur
. retombée de P1
. temps de sécurité
. mise en route de P1
= 40 ms
= 50 ms
= 45 ms
= 35 ms
= 20 ms
Nous prendrons donc 40 + 50 + 45 + 35 - 20
= 150 ms.
Cette notion de sélectivité, obtenue en combinant d'une part des réglages de grandeurs électriques, et
d'autre part des réglages de temporisations, se retrouve dans tous les systèmes de protection.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Nota:
Dans le réseau décrit ci-dessus, pourtant simple, le système de protection est nettement
insuffisant: il manque une protection pour le transformateur et pour le jeu de barres 20 kV, et le
défaut entre une phase et la terre n'est pas traité. D'autre part, les fourchettes de réglage sont très
larges. En fait, dans bien des cas elles peuvent être beaucoup plus étroites. On pourra par exemple le
constater en installant trois transformateurs au lieu d'un seul , chaque ligne 20 KV transportant une
charge triple. Enfin , dans ce réseau , tout défaut sur la ligne 90 KV, ou sur le transformateur, ou sur
les barres
20 kV, provoque la coupure de tous les clients alimentés par les lignes 20 kV. Un tel
inconvénient, s'il peut être admis pour les tensions de cet ordre, doit être évité pour les tensions plus
élevées, et pour cela le réseau doit être interconnecté. Il devient alors, comme nous le verrons plus
loin, beaucoup plus difficile à protéger .
Bibliographie [21], [22], [23], [88], [91], [92]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1- 2 - PROTECTION A MAXIMUM D'INTENSITE
Cette dénomination regroupe les fonctions suivantes:
- Relais instantané:
lorsqu'un seuil de courant est dépassé , le relais émet aussi rapidement que possible un ordre de
déclenchement .
- Relais temporisé:
lorsqu'un seuil de courant est dépassé , une temporisation est mise en route . Si à l'échéance de cette
temporisation le seuil est toujours dépassé , le relais émet un ordre de déclenchement .
- Relais à temps inverse:
le déclenchement est émis au bout d'un temps inversement proportionnel à la valeur du courant .
- Relais directionnel:
c'est une fonction supplémentaire , que l'on ajoute à l'une ou l'autre des précédentes: l'ordre de
déclenchement n'est émis que si la puissance transite dans un sens donné. Pour élaborer cette fonction
le relais doit être alimenté aussi en tension, car le sens de transit est donné par le déphasage entre la
tension et le courant.
Les relais de protection utilisés sur les réseaux sont généralement des combinaisons de ces fonctions.
Par exemple un relais est mis en route par le dépassement d'un seuil de courant, puis attend un temps
fixe , puis , à échéance de ce temps attend un temps inversement proportionnel au courant, puis émet
un ordre de déclenchement si la puissance circule dans un sens donné. Il revient au repos lorsque le
courant retombe au-dessous du seuil initial .
Ces relais peuvent être installés sur chacune des phases d'un ouvrage . On les appelle alors relais de
surintensité .
Ils peuvent aussi utiliser la somme des trois courants de phase de l'ouvrage. On les appelle alors relais
de courant homopolaire. Ils utilisent soit un transformateur annexe réalisant la somme des trois
courants issus des réducteurs principaux , soit un réducteur placé sur la connexion de neutre primaire
ou secondaire du transformateur de puissance .
Ils peuvent aussi être installés sur les connexions de gaine des câbles ou sur la connexion de mise à la
terre des cuves de transformateurs de puissance .
Bibliographie [13]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 3 - PROTECTION BUCHHOLZ
C'est un dispositif destiné à protéger les transformateurs de puissance à huile contre les défauts
internes. Son principe n'est pas basé sur une mesure électrique, mais sur un critère mécanique: lors
d'un amorçage interne, ou d'un échauffement anormal, il se produit un dégagement de gaz. Si ce
dégagement est faible, un flotteur s'abaisse progressivement et fait fonctionner un relais d'alarme. Si le
dégagement est plus violent, il provoque un mouvement d'huile qui fait basculer une palette et
provoque le déclenchement du disjoncteur.
Le gaz qui s'est accumulé dans la cloche du relais peut être récupéré et analysé, ce qui permet
d'obtenir des indications sur la nature et l'emplacement du défaut. Il existe trois niveaux d'analyse :
- analyse visuelle . Si le gaz est :
. incolore , c'est de l'air . On purge le relais et on remet le transformateur sous tension
. blanc , c'est qu'il y a échauffement de l'isolant
. jaune , c'est qu'il s'est produit un arc contournant une cale en bois
. noir , c'est qu'il y a désagrégation de l'huile
- tube Draeger
On fait passer le gaz recueilli dans un tube contenant un réactif. Suivant la couleur prise par le réactif
on peut réaliser une analyse plus précise que précédemment.
- analyse de l'huile
Par analyse chromatographique et essai diélectrique on peut déterminer de manière plus précise
l'élément en panne. Mais cette analyse ne peut être réalisée que par un laboratoire spécialisé.
Bibliographie [14], [15]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 4 - PROTECTION MASSE-CUVE POUR TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE
C'est une protection de transformateur, destinée à détecter les défauts d'isolement entre la partie active
du transformateur et la cuve. Pour cela, on détecte le courant qui s'écoule entre la cuve et la terre, par
un relais de protection à maximum d'intensité instantané. Ceci impose l'isolation de la cuve par
rapport à la terre, de manière à ce que d'une part la totalité du courant passe par la connexion, et
d'autre part il ne se forme pas de boucles. En effet, le courant circulant dans les conducteurs haute
tension crée alors par induction un courant susceptible de faire fonctionner le relais. Sur un courtcircuit en ligne on met alors le transformateur hors tension, par "sympathie ". Les précautions à
prendre sont:
- bien faire passer les conducteurs basse tension, dont le blindage se trouve relié à la terre du
poste à une extrémité, et à la cuve à l'autre extrémité, à l'intérieur du tore;
- veiller à ce que les éléments reliés à la terre du poste, mais en contact avec la cuve, soient
correctement isolés, sinon des surtensions transitoires sont susceptibles de percer l'isolant, puis, une
fois le cheminement établi, une boucle se trouve formée.
Primaire
Secondaire
DJ primaire DJ secondaire
éclateur
éclateur
protection à
maximum
d'intensité
Cales isolantes
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 5 - PROTECTION D'ANTENNE PASSIVE
Sur certaines lignes on veut, lorsqu'un défaut affecte une seul phase, ne déclencher que cette
phase. C'est le cas, sur le réseau français, des lignes 225 kV et 400 kV.
DJ1
DJ2
X
X
X
X
X
X
poste 1
poste 2
Si un défaut apparaît sur la phase A , une protection à maximum d'intensité placée sur la phase A au
poste 1 détecte le défaut et fait ouvrir le pôle correspondant du disjoncteur. Après quoi, au poste 2, un
courant subsiste sur la phase A , provenant des autres phases à travers les bobines du transformateur.
Ce courant, inférieur au courant de charge, n'est pas suffisant pour faire fonctionner une protection de
surintensité, mais suffit à empêcher l'arc de s'éteindre. Un essai de réenclenchement au poste 1
retrouve alors le défaut, ce qui conduit à un déclenchement triphasé définitif.
Pour faire ouvrir le disjoncteur de la phase A au poste 2 , on place un sélecteur voltmétrique S2
constitué de trois relais de seuil de tension au poste 2 . la phase dont la tension est inférieur au seuil
est celle où se trouve le défaut . Le fonctionnement est alors le suivant :
a - Le disjoncteur D1 déclenche sur une seul phase.
C'est le cas lorsqu'il s'agit d'un défaut monophasé et que la ligne considérée est une ligne 225 kV ou
400 kV. Il existe alors deux types d'installation:
- Si une bonne qualité d'alimentation est recherchée pour la clientèle, la protection P1 émet un
ordre de télédéclenchement lent (100ms, voir § 2-1-5) à destination de S2. Cette dernière émet alors
un ordre de déclenchement monophasé sur la phase où le relais de seuil constate une tension
inférieure à 80 % de la tension nominale. C'est la protection d'antenne passive instantanée.
- Si une qualité d'alimentation moins bonne peut être acceptée, l'équipement de
télédéclenchement n'est pas installé, et le sélecteur voltmétrique émet seul son ordre de
déclenchement, en attendant un intervalle sélectif de plus que les deuxièmes stades (voir § 21111) des
postes encadrants. Ceci signifie d'une part un temps de cycle monophasé plus long, et d'autre part un
risque de déclenchement intempestif sur défaut éloigné mal éliminé. C'est la protection d'antenne
passive temporisée.
b- Le disjoncteur D1 déclenche en triphasé, soit parce qu'il s'agit du réseau 63 kV, soit parce que le
défaut est polyphasé.
La protection S2 n'est en principe plus utile.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Il peut cependant arriver que l'antenne soit légèrement active, en particulier si , parmi la clientèle il
existe des producteurs autonomes de faible puissance. Cette production peut alors être insuffisante
pour faire fonctionner une protection de distance, mais suffisante pour empêcher l'extinction de l'arc.
C'est pourquoi la protection S2 émet un ordre de déclenchement triphasé, soit à réception du
télédéclenchement, soit à échéance d'une temporisation, si elle détecte une baisse de tension sur au
moins deux phases.
c- Le défaut est trop résistant pour faire fonctionner les protections de distance du poste 1.
- Si le télédéclenchement a été installé, la protection d'antenne passive comporte un relais à
courant résiduel alimenté par le courant du neutre primaire du transformateur. Elle émet alors un
ordre de déclenchement triphasé au bout de 500 ms après réception de l'ordre de télédéclenchement ,
- Si le télédéclenchement n'a pas été installé, le sélecteur S2 ne sait pas si le disjoncteur situé
à l'extrémité active a déclenché. Une protection de puissance homopolaire (voir § 24), indépendante
de la PAP, et sélective avec les autres protections à puissance homopolaire du réseau, est nécessaire.
d - Déclenchement en secours des défauts entre phases
L'élimination des défauts polyphasés est assurée par une protection de secours polyphasée, fortement
temporisée.
Nota: nous avons vu que le télédéclenchement est lent. Ceci est dû au fait que l'on a retenu un
système à haute sécurité, afin d'éviter les déclenchements intempestifs sur défaut apparaissant sur un
autre ouvrage. Mais alors cet ordre risque d'être retombé, coté émission, avant d'être reçu. C'est
pourquoi l'équipement de téléaction chargé de transmettre l'ordre de télédéclenchement garde en
mémoire cet ordre pendant un temps de 120 à 650 ms.
Bibliographie [16]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 6 - PROTECTION MASSE-CABLE
X
X
Défaut entre âme et gaine
X
réducteur de courant
protection de surintensité
parafoudre de gaine
Elle est destinée à protéger la partie souterraine des liaisons comportant une partie en ligne aérienne et
une partie en câble souterrain, lorsque la gaine de ce câble est mise à la terre uniquement côté poste.
Dans la bibliographie en référence sont précisées les règles de mise à la terre des gaines de câbles.
Le principe est le suivant : un court - circuit entre âme et gaine provoque la circulation d'un courant
dans la connexion de mise à la terre de cette gaine. Ce courant est détecté par une protection de
surintensité instantanée, qui provoque le déclenchement du disjoncteur DJ1 situé à proximité du
câble. Comme les défauts sur les câbles sont toujours permanents, le déclenchement est toujours
triphasé, et la protection inhibe le réenclencheur correspondant.
Le disjoncteur DJ2 situé à l'autre extrémité de la liaison est déclenché par les autres protections de la
liaison, comme s'il s'agissait d'un défaut situé sur la ligne aérienne. Cependant, pour des raisons de
sécurité des personnes, si le câble se trouve dans une zone urbaine ou industrielle, le disjoncteur DJ2
est télédéclenché en triphasé par la protection masse - câble, et son réenclencheur est inhibé.
X
X
DJ1
DJ2
Nota:
Comme pour les protections masse- cuve , il est impératif qu'il n'y ait pas d'autres mises à la terre que
celle qui passe à travers le réducteur de courant .
Bibliographie [17], [3]
1 - 7 - PROTECTION DES BATTERIES DE CONDENSATEURS
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Les batteries de condensateurs sont protégées contre deux types d'anomalies
1 - 7 - 1 - Anomalies extérieures
Ce sont :
- une tension trop élevée, qui a deux effets. Le premier est d'approcher la tension de service de
la tension de claquage, et donc d'augmenter le risque de claquage à l'occasion de surtensions de
manœuvre par exemple, et le second d'augmenter l'énergie dissipée dans la batterie,
proportionnellement au carré de la tension, et par conséquent son échauffement,
- une tension non sinusoïdale. En effet le courant alimentant la batterie est proportionnel à la
dérivée de la tension. Le taux d'harmoniques de courant est alors amplifié par rapport au taux
d'harmoniques de tension, d'un facteur égal au rang de l'harmonique.
Ces facteurs se traduisent tous les deux par une augmentation du courant d'alimentation, de la batterie,
à laquelle la norme NFC 54-100 a fixé une limite:
La batterie ne doit en aucun cas supporter de manière durable une intensité supérieure à 1,3 * In
Nous choisissons un relais réglé à 1,2 * In , et temporisé à 20 secondes pour laisser aux régleurs en
charge le temps d'amener la tension à une valeur correcte.
1 - 7 - 2 - Anomalies intérieures
Les batteries de condensateurs sont formés de condensateurs élémentaire de 5,5 kVAR , et de tension
assignée 1540 V, chacun d'entre eux étant muni d'un fusible incorporé. Ces données sont fournies à
titre d’exemple, mais les valeurs usuelles restent proches de ces chiffres. Ces condensateurs
élémentaires sont regroupés en bidons de 200 kVAR, sous forme de trois séries de 12 condensateurs
en parallèle. De cette manière, si un condensateur se met en court-circuit, il provoque la décharge des
11 autres, et la fusion de son fusible. Il est alors hors service.
Les bidons sont alors connectés entre eux pour obtenir une branche capable de tenir la tension
d'alimentation. Par exemple, pour obtenir une batterie de 9,6 kVAR sous 63 kV, on installe 8 bidons
en série.
Les branches sont ensuite disposées en double étoile suivant le schéma ci-dessous:
a
b
c
a
protection à maximum d'intensité
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b
c
vers disjoncteur de la tranche
condensateur
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le claquage d'un condensateur élémentaire provoque un déséquilibre entre chacune des deux étoiles,
et le passage d'un courant dans la protection à maximum d'intensité.
Dans l'exemple ci-dessus, les réglages sont les suivants:
- courant de déséquilibre normal inférieur à 40 ma.
- seuil d'alarme 80 ma
- seuil de déclenchement 270 ma .
Ce dernier seuil est déterminé de telle manière que sur aucun condensateur élémentaire la tension ne
dépasse de 10 % celle qu'il recevrait si la batterie était saine. Ceci correspond au claquage de trois
condensateurs élémentaires situés sur une même parallèle. Si les condensateurs sont répartis
différemment, leur nombre peut être plus important, mais la contrainte sur les autres condensateurs
reste du même ordre. Cette protection émet un ordre de déclenchement instantané.
En secours de ces deux types d'anomalies, on utilise une protection à maximum d'intensité, réglée à 3*
In, et temporisée à 100 ms.
Bibliographie [18]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 8 - PROTECTION CONTRE LES SURTENSIONS ET LA FERRORESONANCE
On appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à
dire à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une
bobine saturable, généralement un transformateur, est liée à un élément sous tension par un
condensateur. Nous avions déjà rencontré ce phénomène sur les réducteurs de tension bobinés (voir
deuxième partie, § 2). Il a aussi été observé sur les postes raccordés en piquage sur le réseau 400 kV.
z
Lorsque la bobine n'est pas saturée, le circuit est inductif. Lorsqu'il est saturé, le circuit est capacitif.
Lorsque la saturation apparaît, il existe un point instable où le circuit est résonant. Des oscillations de
relaxation apparaissent alors, accompagnées de surtensions et de surintensités dangereuses pour les
ouvrages concernés. Leur modélisation, qui porte sur des phénomènes non linéaires, nécessite des
logiciels très élaborés, tels que PDMS.
En fait, les phénomènes observés sur les piquages 400 kV sont de deux types:
- les surtensions,
- la ferrorésonance.
1 - 8 - 1 - Surtensions
Le transformateur du poste en piquage est alimenté en antenne par le réseau sur une ou deux phases.
Une surtension à 50 Hz peut se produire. Il s'agit ici d'un phénomène linéaire. L'apparition du
phénomène de surtension est instantané dès l'instant où les conditions nécessaires sont réunies.
Ligne
X
X
X
X
X
X
X X X
Poste en piquage
Transformateur 400 kV / 90 kV
La valeur du coefficient de surtension S est d'autant plus grand que l'impédance homopolaire Zo du
transformateur et que la capacité phase - terre Cp de la ligne seront élevées. En effet, l'étude a montré
que le coefficient de surtension S valait:
¨ Xc¨
V
S=
=
Vn
1
avec
¨Xc¨ - 3 * ¨Xoç
Xc =
et
j * Cp * ω
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Xo = j * Lo * ω
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 8 - 2 - Ferrorésonance
Son risque d'apparition existe lorsqu'un transformateur à vide ou très faiblement chargé est alimenté
en piquage par un des circuits d'une ligne 400 kV double terne, et lorsque ce circuit est ouvert sur les
trois phases aux deux extrémités, le deuxième circuit étant sous tension.
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Le phénomène de ferrorésonance est trop dépendant des conditions initiales pour pouvoir être prévu
par le calcul. Il faut donc considérer qu'il y a risque potentiel de ferrorésonance sur tout
transformateur alimenté en piquage par une ligne double terne. L'étude a cependant montré que, pour
un réseau donné, plus les surtensions sont élevées et plus les risques de ferrorésonance sont
importants.
La ferrorésonance apparaît lentement. Quelques secondes sont nécessaires pour qu'elle atteigne son
amplitude maximale. Ce délai peut être mis à profit pour détecter le phénomène et ordonner le
déclenchement du disjoncteur du transformateur.
1 - 8 - 3 - Mesures prises pour éviter les détériorations de matériel dues à ces phénomènes:
- Eviter les schémas de réseau où le coefficient de surtension est supérieur à 1,5. Nous
retiendrons qu'il faut éviter, en première approximation, de placer des transformateurs de 150 MVA
en piquage sur des lignes dépassant 100 km.
- asservir le déclenchement du disjoncteur primaire à celui du disjoncteur secondaire, de telle
manière que le disjoncteur primaire ouvre toujours en premier,
- doubler les bobines de déclenchement des disjoncteurs primaires,
- doubler les téléactions entre les postes source et le poste en piquage (voir § 15)
- installer, si le coefficient de surtension est supérieur à 1,1, des protections contre les
surtensions et la ferrorésonance aux postes source et au poste en piquage.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 8 - 4 - Protection contre les surtensions
a - Protection placée aux trois extrémités de la ligne 400 kV
Elle mesure les trois tensions entre phase et les trois tensions entre phase et terre.
Elle comporte deux seuils:
- un seuil haut, instantané, réglé à 1,2 * Un entre phases et 1,45 * Vn entre phase et terre,
- un seuil bas, temporisé à 4 s, réglé à 1,1 * Un entre phases et 1,1 * Vn entre phase et neutre.
Elle commande le désarmement du réenclencheur.
b - Protection placée au secondaire du transformateur
Les seuils sont les suivants:
- seuil haut, instantané, réglé à 1,2 * Un entre phases
1,45 * Vn entre phase et terre en 225 kV
1,65 * Vn entre phase et terre en 90 kV et 63 kV,
- seuil bas, temporisé à 4 s, réglé à 1,15 * Un entre phases et 1,15 * Vn entre phase et neutre.
1 - 8 - 5 - Protection contre la ferrorésonance
Elle est réalisée d'une part grâce à la protection contre les surtensions décrite ci-dessus, et d'autre part
grâce à un relais alimenté par les trois tensions simples du secondaire du transformateur. Ce relais
élimine la composante à 50 Hz. Son seuil est fixé à 0,224 * Vn dans la bande de 75 Hz à 500 Hz. Sa
sensibilité est plus élevée pour les fréquences inférieures à 50 Hz. Elle est d'autant plus élevée que la
fréquence est plus faible.
Bibliographie [93], [94], [95]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 9 - PROTECTION A DEPASSEMENT DE FLUX
Les transformateurs de puissance sont calculés de telle sorte que lorsque la tension est maximale à
leurs bornes, et que la fréquence est de 50 Hz, l'induction de leur noyau est proche de l'induction de
saturation.
U
En première approximation, le flux dans le noyau, proportionnel à l'induction, est lié à la tension
primaire par:
U = - dφ / dt = j * 2 * π * f * φo
Nous voyons donc que si la fréquence diminue, le flux augmente. Or, comme à 50 Hz le circuit
magnétique du transformateur était proche de la saturation, le flux à l'intérieur du noyau ne peut pas
augmenter. C'est alors le flux de fuite qui augmente très fortement, et qui induit des courants de
Foucault dans la cuve du transformateur. Si la baisse de fréquence, jointe à une tension élevée, est
suffisante, le transformateur peut se trouver gravement endommagé.
Les relais protégeant les transformateurs contre ce phénomène sont sensibles au rapport V / f.
Ils possèdent deux seuils:
seuil bas:
seuil haut:
secondes.
si V/f > 1,1 *Vn / 50, le relais émet un ordre de déclenchement au bout de 1 minute,
si V/f > 1,25*Vn / 50, le relais émet un ordre de déclenchement au bout de 5
De tels relais ne sont pas utilisés sur le réseau EDF. Ils sont utilisés sur les réseaux de petite taille, et
non connectés à des réseaux plus puissants. Dans de tels réseaux, le maintien de la fréquence à 50 Hz
est plus difficile que dans les réseaux interconnectés, et il est important de se prémunir contre ses
variations.
Bibliographie: [96]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 10 - FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE
Poste 400 kV ou 225 kV
DJ 1
X
Ia > I1 instantané
Ia > I2 temporisé
Ia + Ib + Ic > Io1 instantané
Ia + Ib + Ic > Io2 temporisé
P1
P2
Ligne L1
protection d'antenne
passive
DJ2
X
mise à la terre
directe
relais Buchholz
vers DJ3
mise à la terre par
l'intermédiaire
d'une réactance de 36 Ω
(le courant de court circuit monophasé
du réseau est limité à 8 ou 10 kA)
vers DJ2
relais masse - cuve
Ia > I'2 temporisé
Ia + Ib + Ic > I'o2 temporisé
DJ3
P3
X
Poste 90 kV ou 63 kV
DJ4
X
DJ5
X
DJ6
X
Ia > I'1 instantané
Ia + Ib + Ic > I'o1 instantané
P4
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- Les défauts polyphasés sur la ligne L1, toujours francs ou faiblement résistants, font circuler
dans la protection P1 un courant supérieur au courant I1 (voir § 1-1 ) dans deux ou trois phases. Cette
protection, qui observe le courant de chaque phase, provoque un déclenchement triphasé instantané du
disjoncteur DJ1, avec réenclenchement éventuel (voir 4° partie, §4, réenclencheur).
- Les défauts monophasés francs ou faiblement résistants sur L1 font circuler dans la
protection P1 un courant supérieur à I1 dans la phase en défaut. Cette protection provoque l'ouverture
de DJ1 sur la phase correspondante. A l'autre extrémité, la baisse de tension sur cette phase provoque
l'ouverture du pôle correspondant de DJ2 , par la protection d'antenne passive temporisée.
- Les défauts monophasés résistants sont éliminés par la protection à maximum d'intensité
homopolaire P2, qui commande un déclenchement triphasé, avec réenclenchement éventuel. Cette
protection joue aussi le rôle de protection de secours local pour la protection P1 vis à vis des défauts
monophasés ou biphasés - terre.
- Les défauts sur les bobinages du transformateur sont éliminés par le relais Buchholz qui
provoque un déclenchement triphasé définitif, et en secours éloigné par la protection P1.
- Les défauts entre bobinage et cuve sont éliminés par la protection masse - cuve, qui provoque
un déclenchement triphasé définitif, et en secours éloigné par le seuil temporisé de P1 et P2.
Nota: Si les bornes sont protégées par éclateurs , une surtension due par exemple à la foudre, et
durant quelques nanosecondes provoque un arc qui subsiste jusqu'à la mise hors tension de la ligne
par la protection masse - cuve. Si les bornes sont protégées par parafoudre, ces derniers se
désamorcent à la disparition de la surtension, et la protection ne fait pas déclencher les disjoncteurs.
- Les défauts sur la ligne L 4 sont éliminés par P4, qui émet un ordre de déclenchement
instantané. Le secours éloigné est assuré par P3 , qui assure aussi l'élimination des défauts entre le
transformateur et les disjoncteurs DJ4 , DJ5 , DJ6. Si on veut éviter le déclenchement de DJ1 en
même temps que DJ3, il faut temporiser les seuils bas de P1 et P2 de deux intervalles sélectifs.
Au chapitre "réglages " nous verrons qu'il n'est pas toujours possible de trouver des seuils
permettant le fonctionnement correct de l'ensemble. Il faut alors faire appel à d'autres protections ,
plus compliquées , et utilisant à la fois les tensions et les courants . Elles sont décrites au chapitre
suivant (§ 2 de la troisième partie).
nota:
Le fonctionnement décrit ici a essentiellement un intérêt didactique ; dans la réalité les réseaux ne
sont jamais totalement en antenne, ce qui conduit à remplacer les protections à maximum d'intensité
par des protections de distance ou des protections différentielles (voir § suivant).
Bibliographie [19], [21], [22], [23]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS DES RESEAUX BOUCLES
2-1 PROTECTION DE DISTANCE
2 - 1 - 1 - Principe
Le cas considéré au § 1-1 est celui d'un réseau alimenté par une seule centrale de production .
Or ce n'est généralement pas le cas: dés qu'il existe plusieurs centrales de production sur un territoire
donné, elles sont interconnectées par des lignes de transport à haute tension , leur permettant de se
secourir mutuellement et d'atteindre un meilleur optimum économique.
Dés lors , le système étudié au chapitre précédent ne convient plus .
Soit en effet l'élément de réseau suivant :
Un défaut apparaissant en F provoque la circulation d'un courant pratiquement identique dans
les protections associées aux disjoncteurs dja1 , dja2 , djb1 , djb2 d'une part , djc1 , djc2 , djd1 , djd2
d'autre part. Si nous ne disposons que de protections à maximum de courant, les 8 disjoncteurs
s'ouvrent donc , alors que seuls djb2 et djc1 doivent s'ouvrir. Nous devons donc faire appel à des
principes de mesure plus compliqués, utilisant les tensions .
dja1 dja2
Va
z
djb1 djb2
Vb
X X
djc1 djc2 djd1 djd2
Vc Vd
X X
X X
z
X X
F
source 1
is1
ia
charge
passive
ib
ic
charge
passive
charge
passive
id
is2
source 2
charge
passive
2-1-1-1- Cas du défaut triphasé
Dans ce cas, chacun des éléments du réseau est équilibré, et nous pouvons, en appliquant la
théorie des composantes symétriques, ne considérer que les grandeurs directes. Le réseau considéré
est alors un réseau monophasé.
Nous utilisons:
- des déterminations de direction: la phase du rapport Vb / Ia est opposée à celle du rapport Vb /Ib ,
les courants étant toujours comptés positivement du poste vers la ligne .
- des comparaisons d'impédances: le module du rapport Va / Ia est supérieur à celui du rapport Vb / Ib
Dés lors le système est le suivant :
2-1-1-1-1- Détermination de la direction du défaut
Elle est faite en mesurant le déphasage φ entre la tension et le courant, et en le comparant à
deux valeurs, par exemple -70° et 110 °. Ainsi, le déphasage entre Vb et Ib est tel que -70° < f < 110 °,
et le défaut est détecté vers l'aval, c'est à dire vers la ligne protégée. Le déphasage entre Vb et Ia est
tel que 110° < f < -70 °, et le défaut est détecté vers l'amont, c'est à dire vers une autre ligne.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-1-1-2- Comparaison de réactance
Nous mesurons la partie réactive de l'impédance Va / Ia, (ou Vb / Ib, …) qui est, en première
approximation, égale à la réactance du tronçon de ligne situé entre le point de mesure et le défaut.
Nous comparons cette valeur à deux valeurs de réglage égales, dans les cas les plus simples, à 80 % et
120% de la réactance de la totalité de la ligne (voir le § 6 "réglages").
Si la valeur mesurée est inférieure à la valeur de réglage la plus faible, et si le relais directionnel
indique que le défaut est coté ligne, nous pouvons être certains que le défaut est sur la ligne. Un ordre
de déclenchement est alors émis instantanément.
Si elle est comprise entre les deux valeurs, toujours dans la même direction, nous pouvons être
certains que tous les défauts susceptibles d'apparaître sur la ligne sont vus, mais d'autres, plus
éloignés, peuvent l'être aussi. L'équipement de protection émet alors un ordre de déclenchement
temporisé.
Cette fourchette de ± 20% correspond à la somme de toutes les erreurs qui peuvent être commises
dans cette mesure: erreur sur les caractéristiques de la ligne, erreur due aux réducteurs de mesure,
erreur due à la protection, et marge de sécurité.
Les défauts vus au delà des 120% , et jusqu'à 150% , donnent lieu à des déclenchements plus
temporisés , et ceux qui sont vus dans la zone amont donnent des déclenchements encore plus
temporisés.
D'où la représentation suivante, dans le plan d'impédance Z = Va / Ia
X
Limite de troisième zone
limite de deuxième zone
extrémité de l'image de la ligne
limite de première zone
R
relais directionnel
limite de quatrième zone
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-1-1-3- Comparaison de résistance
En fonctionnement normal, l'impédance Vb / Ib2 a une partie résistive élevée, mais une partie
réactive faible, souvent inférieure à la réactance de première zone. La zone de déclenchement de la
protection doit donc être aussi limitée en résistance.
- ligne en antenne
Va
Ia
Résistance de
défaut
résistance de
charge
Si la ligne est à vide et si un défaut apparaît, l'impédance vue du départ de la ligne est la somme de
celle de la ligne et de celle du défaut.
Si la ligne alimente une charge résistive, l'impédance vue du départ de la ligne est la somme de celle
de la ligne et de celle de la charge.
X
image de la ligne
point de fonctionnement
normal sur charge résistive
placée à l'extrémité de la ligne
court circuit résistant
au milieu de la ligne
R
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- ligne interconnectée
transit normal
A
B
Ia
F
Ib
Zsa
Zsb
Rf
Le courant circulant dans le défaut se décompose en deux parties, l'une venant du poste A, et l'autre
du poste B. Avec le sens du transit indiqué sur la figure, la source située coté B est en retard sur la
source située coté A. L'impédance apparente du défaut vue de A, c'est à dire le rapport entre la tension
en F et le courant Ia, comporte alors une partie résistive de valeur supérieure à la résistance du défaut,
et une partie inductive négative.
Le rapport entre l'impédance apparente et la résistance réelle du défaut s'appelle le coefficient
d'injection.
X
extrémité de l'image
de la ligne
zad
point de fonctionnement
hors défaut
rd
point de fonctionnement
avec court - circuit
rd * ( 1 + Ib / Ia)
R
Diagramme d'impédance au point A
Le facteur 1 + Ib / Ia est le coefficient d'injection au point A
Le transit de A vers B donne une distance apparente plus faible que la distance réelle au point A , et
plus élevée au point B . Comme nous ne connaissons pas , au point A , le déphasage entre Va et Vb,
cette erreur doit être prise en compte dans les réglages. Nous verrons cependant que dans les systèmes
triphasés il existe des méthodes de mesure permettant de s'affranchir en partie de cette contrainte (voir
annexe 6).
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- discrimination entre transit hors défaut et régime de court - circuit
Cette étude montre que les protections de distance ne peuvent détecter un court - circuit que si
sa résistance est suffisamment faible pour qu'il puisse être distingué d'un fonctionnement hors défaut.
Il est donc important de bien connaître ces fonctionnements hors défaut, afin de régler la protection de
telle manière qu'elle soit aussi sensible que possible aux défauts résistants, tout en restant insensible
aux forts transits.
Les points représentatifs des fonctionnements normaux sont extérieurs aux cercles suivants:
- lieu des points obtenus lorsque la tension en A est égale à sa valeur minimale Vmin, et
lorsque le courant est égal à sa valeur maximale Imax.
C'est un cercle de centre A, (cercle 1) et de rayon Vmin / Imax,
- lieu des points obtenus lorsque la tension en B est égale à Vmin, et lorsque le courant est
égal à Imax. C'est un cercle de centre B, (cercle 2) et de rayon Vmin / Imax,
- lieu des points obtenus lorsque la tension en A est égale à sa valeur maximale Vmax, et que
la tension en B est égale à Vmin, et qu'elles tournent l'une par rapport à l'autre. C'est un cercle de
centre Ω3, situé sur l'image de la ligne, et de rayon r, tels que:
Vmax²
Vmin * Vmax
AΩ3 = AB *
(1)
et
r = ¨AB¨ *
(2)
Vmax² - Vmin²
Vmax² - Vmin²
- lieu des points obtenus lorsque la tension en B est égale à Vmax et que la tension en A est
égale à Vmin, et qu'elles tournent l'une par rapport à l'autre. C'est un cercle de centre Ω4, et de même
rayon:
Vmin²
AΩ4 = AB *
(3)
Vmin² - Vmax²
Les valeurs retenues pour Vmax et Vmin sont:
Réseau 400 kV:
Vmin = 360 kV /
3
Vmax = 420 kV /
Réseau 225 kV:Vmin = 200 kV /
3
Vmax = 245 kV /
3
Réseau 90 kV :Vmin = 77,8 kV /
3
Vmax = 100 kV /
3
Réseau 63 kV :Vmin = 54,4 kV /
3
Vmax = 72,5 kV /
3
3
L'intensité Imax dépend des conditions d'exploitation tels que les possibilités d'échauffement
de la ligne et l'éventualité de reports de charge fugitifs pendant les cycles de réenclenchement (voir
4éme partie, § 1 et 5).
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Démonstration des formules (1) et (2):
Soit une ligne AB parcourue par un courant I. Dans le plan d'impédance, nous appelons M le point
courant représentant l'impédance VA / I.
z
A
B
I
AM = VA / I, d'où BM = VB / I
La condition VB = Vmin et VA = Vmax peut s'écrire:
¨AM¨
Vmax
=
¨BM¨
Vmin
- posons AB = RL + j * XL, et posons AM = R + j* X.
R et X sont les inconnues.
Le lieu de M est défini par:
¨(RL + j * XL) - (R + j * X)¨
Vmin
=
¨R + j * X¨
Vmax
M
B
A
diagramme d'impédance
que nous pouvons écrire aussi:
[RL - R) ² + (XL - X)²] * Vmax² = (R² + X²) * Vmin²
soit
(R² + X²) * (Vmax² - Vmin²) - 2 * (R * RL + X * XL) * Vmax² + (RL² + XL²) * Vmax² = 0
Vmax²
(R - RL *
Vmax²
) ² + (X - XL *
Vmax² - Vmin²
(RL² + XL²) * Vmin² * Vmax²
)²=
Vmax² - Vmin²
C'est l'équation d'un cercle dont le centre a pour affixe:
Vmax²
AΩ3 = (RL + j * XL) *
Vmax² - Vmin²
et dont le rayon est :
Vmax * Vmin
r = ¨RL + j * XL¨ *
Vmax² - Vmin²
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(Vmax² - Vmin²)²
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Exemple de tracé des cercles C1, C2, C3, C4
Prenons une ligne 400 kV, parcourue par un courant Imax = 2 kA, et d'impédance 3 + j * 30 Ω.
C1, centré sur l'origine, a pour rayon: 360 / 2 * 3
= 104 Ω
C2 a le même rayon. L'affixe de son centre est 3 + j * 30 Ω
C3 et C4 ont pour rayon: 97 Ω
L'affixe du centre de C3 est 10,4 + j * 104 Ω
Celle du centre de C4 est 8,3 + j * 83 Ω
β
Cercle C3
Ω3
cercle C2
extrémité de la ligne
(centre du cercle C2)
B
α
γ
A
Cercle C1
Ω4
Cercle C4
δ
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Détermination graphique des centres et des rayons des cercles C3 et C4
Cercle C4
cercle C3
Vmax
Vmin
δ
Ω4
A
γ
α
B
Ω3
β
D
- Vmin
- Vmax
les cercles C3 et C4 sont centrés sur la droite D. ils passent respectivement par les points α et β, γ et
δ.
Il suffit ensuite de reporter la droite D sur l'image de la ligne, en superposant les points A et B.
2-1-1-1-4- Discrimination défaut - pompage
Lors d'une perte de synchronisme, appelée plus communément pompage, entre un groupe
d'alternateurs et les autres alternateurs débitant sur le réseau, il faut ouvrir certaines liaisons
prédéterminées, et ne pas ouvrir les autres (voir le plan de défense, au § 3 de la cinquième partie).
Or, dans ce cas, le point représentatif de l'impédance vue du point A peut être confondu avec
celui d'un défaut. Il peut, par exemple, suivre le trajet du cercle de la figure ci-dessous.
Pour discriminer les défauts des pertes de synchronisme, on joue sur le fait qu'un défaut
provoque une variation brutale de l'impédance vue de A, alors que la perte de synchronisme provoque
une variation progressive de cette impédance.
D2
D1
Si, entre l'instant où le point représentatif de l'impédance passe à gauche de la droite D1 et celui où il
passe à gauche de la droite D2, il s'écoule un temps supérieur à t1, 15 ms par exemple, la protection
est bloquée pendant t2, 2s par exemple. C'est la fonction antipompage.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-1-1-5- Récapitulation
Ces différentes considérations sont rassemblées dans le diagramme ci-après. La zone dans
laquelle la protection est susceptible d'émettre un ordre de déclenchement, temporisé ou non, est
appelée caractéristique de mise en route. Sa forme varie d'un modèle de protection à l'autre, en
fonction des demandes des exploitants, des contraintes de réseau, et de leur technologie interne.
Dans l'annexe 6 sont rassemblées les caractéristiques de mise en route et d'antipompage des
protections de distance utilisées sur le réseau EDF.
antipompage
mise en route
deuxième zone
première zone
directionnel
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-1-1-6- Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension.
Certaines protections se contentent d'un système de mise en route par surintensité. D'autres,
plus élaborées, utilisent le système de mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension.
Au lieu d'utiliser une caractéristique de mise en route tracée dans le plan d'impédance pour
discriminer les défauts des régimes de transit hors défaut, elles utilisent une caractéristique tracée
dans le plan défini par ¨I¨ et ¨V¨. Ceci permet de distinguer, pour une même impédance, les situations
de défaut, lorsque la tension est faible, et les situations de transit, lorsque la tension est élevée.
De plus, la caractéristique change lorsque le déphasage entre V et I dépasse un seuil donné,
30° par exemple. En effet, nous admettons alors que même si, avec une tension élevée, le courant est
inférieur au courant de transit maximal, il ne s'agit plus d'un cas de transit normal, mais d'un défaut
éloigné. Le seuil de courant utilisé est alors plus faible.
Par exemple, la caractéristique de la protection 7 SA 513 de Siemens est la suivante:
caractéristique
pour ¨ϕ ¨> 30°
caractéristique
pour ¨ϕ ¨ < 30°
0,53 * Vn
0,48 * Vn
0,35 * Vn
0,2 * In
0,8 * In
1,2 * In
Exemple pour un courant maximal de transit de l'ordre de In
L'inconvénient de ce système est la difficulté de le faire fonctionner avec un dispositif antipompage.
C'est pour cette raison qu'il n'est pas utilisé à EDF.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-1-2-Cas du défaut déséquilibré
2-1-1-2-1- Equations des boucles
La théorie des composantes symétriques nous donne, pour une ligne et ses extrémités, le schéma
équivalent suivant (voir annexe 1):
source A
barres du
poste A
barres du
poste B
source B
phase a
z zds
zd*y
zd*(1(y)
zdt
z
zd*(1(y)
zdt
z
zd*(1(y)
zdt
z
phase b
z z zds
zd*y
zds
phase c
zd*y
Ic
rf
If
Ir
y*(zo-zd)/3
(1-y)*(zo-zd)/3
Il existe quatre types de défaut:
- le défaut monophasé.
C'est le défaut représenté ici, entre la phase c et la terre. C'est le plus fréquent. Il est généralement dû à
la foudre.
L'équation de la boucle en défaut est
Vc = zd * y * Ic + rf * If + ( (zo - zd) / 3) * y * Ir
avec:
(1)
zd =
y=
impédance directe de la ligne AB,
distance entre le point A et le défaut, en pourcentage de la longueur de la
Ic =
courant dans la phase c, issu de A,
rf =
If =
résistance du défaut,
courant dans le défaut,
zo =
Ir =
impédance homopolaire de la ligne,
courant de retour dans la terre. Il vaut trois fois le courant homopolaire.
ligne,
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
On pose généralement:
ko = (zo-zd) / 3 * zd.
C'est un nombre complexe, les impédances zo et zd n'ayant pas nécessairement le même argument. Il
est cependant considéré comme réel dans la plupart des protections de distance protégeant les lignes
aériennes. En revanche il est bien considéré comme complexe, et réglable sur ses deux composantes,
sur les protections de distance protégeant les câbles souterrains.
Ce coefficient, appelé coefficient de terre, vaut entre 0,5 (ligne avec deux câbles de garde), et 1 (ligne
sans câble de garde en terrain résistant).
L'équation (1) peut alors s'écrire:
Vc = zd * y * (Ic + ko * Ir) + rf * If
(2)
Pour le calcul de la distance du défaut, nous considérons alors l'impédance Vc / (Ic + ko * Ir), qui
donne directement la réactance du tronçon de ligne situé entre la protection et le défaut.
Si le défaut n'est pas alimenté cote B ,les courants Ic, If, et Ir sont égaux et l'équation devient:
Vc = zd * y * Ic * (1 + ko) + rf * Ic
Dans ce cas, la résistance de défaut vue par la protection utilisant l'impédance définie ci-dessus est:
rf / (1+ko).
Si l'alimentation du défaut est bilatérale, ce qui est le cas général , le courant circulant dans le défaut
est la somme du courant Ic et d'un courant issu de l'autre extremité, ce qui conduit à une résistance
apparente de défaut supérieure à rf , et introduit une erreur de mesure de réactance , comme nous
l'avions vu dans l'étude du défaut équilibré.
R apparent
Vc = (zd apparent +
) * (Ic + ko *Ir)
1 + ko
Pour s'affranchir de l'erreur sur la résistance , certaines protections utilisent, pour la mesure de
distance deux courants: le courant image, égal à Ic + ko * Ir, qui sert à calculer la chute de tension
dans la ligne, et le courant pilote Ip, supposé en phase avec le courant de défaut (voir annexe 6).
Vc = zd * ( Ic + ko * Ir) + r apparent * Ip
- le défaut biphasé isolé.
Il est beaucoup moins fréquent que le précédent. Il se produit généralement lorsque les conducteurs se
balancent sous l'effet du vent . Nous supposerons qu'il apparaît entre les phases a et b .
L'équation de la boucle en défaut est :
Vab = Va - Vb = Ia * zd * y + Rf * If + Ib * zd * y
Si le défaut n'est pas alimenté coté B , Ia = -Ib = If et l'équation devient :
Vab = (Ia - Ib) * (zd * y + Rd / 2)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
S'il est alimenté coté B , il faut remplacer la résistance par une résistance apparente , comme pour le
défaut monophasé, mais ce type de défaut est généralement peu résistant .
Nota :les différents éléments de mesure des protections utilisent des grandeurs d'entrée variant d'une
protection à l'autre , et d'une fonction à l'autre. Cependant, les mesures de distance sont toujours
réalisées en utilisant les mêmes impédances, à savoir:
Boucle a - terre:
Boucle b - terre:
Boucle b - terre:
Va / (Ia + ko*Ir)
Vb / (Ib + ko*Ir)
Vc / (Ic + ko*Ir)
boucle a - b:
boucle b - c:
boucle c - a:
(Va - Vb) / (Ia - Ib)
(Vb - Vc) / (Ib - Ic)
(Vc - Va) / (Ic - Ia)
Mais lorsqu'un élément de mesure utilise des grandeurs d'entrée différentes , sa caractéristique dans le
plan d'impédance défini ci-dessus varie entre le régime normal et le régime de défaut
- le défaut triphasé .
C'est le défaut équilibré vu précédemment. Il est assez rare , et généralement dû à un oubli des perches
de terre à la fin de travaux sur un ouvrage . Il peut résulter aussi d'un acte de malveillance .
Les équations des boucles en défaut sont :
Va = zd * y * Ia
Vb = zd * y * Ib
Vc = zd * y * Ic
Que l'on peut tout aussi bien écrire :
Uab = Va - Vb = zd * y * (Ia - Ib)
Ubc = Vb - Vc = zd * y * (Ib - Ic)
Uca = Vc - Va = zd * y * (Ic - Ia)
Ou
Va = zd * y * (Ia + ko * Ir)
Vb = zd * y *( Ib + ko * Ir)
Vc = zd * y * (Ic + ko * Ir)
avec Ir = 0
"
"
Ce défaut est détecté indifféremment par l'une ou l'autre des six boucles .
- défaut biphasé - terre .
C'est généralement un défaut monophasé qui a évolué sur la phase voisine .
C'est le plus complexe à étudier, car il fait intervenir la résistance du défaut entre phases, faible, et la
résistance phase - terre, qui peut être élevée. Il peut être détecté par une boucle phase et deux boucles
terre.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-1-2-2- Fonctions réalisées dans la protection
- Mesure de distance
Elle est réalisée en utilisant les impédances définies ci-dessus.
Suivant la rapidité demandée, une protection peut comporter 6 boucles fonctionnant en parallèle, ou 3
boucles phase - phase commutées en boucles phase - terre à l'apparition d'un courant homopolaire, ou
une seule boucle dont les grandeurs d'entrée sont commutées par le sélecteur de phases. Dans tous les
cas, une boucle de mesure de distance ne peut émettre un ordre de déclenchement que si elle est
validée par la mise en route et le sélecteur de phase.
- Mise en route et sélection de phase
La mise en route permet de discriminer les défauts résistants des fonctionnements stables hors défaut
les plus contraignants, c'est à dire les reports de charge temporaires lors d'un défaut sur une ligne
voisine.
Le sélecteur de phase détermine la, ou les phases en défaut.
Dans la plupart des protections ces deux fonctions sont réalisées par le même élément. Or la sélection
de phase ne fonctionne pas bien avec les impédances définies pour les mesures de distance car le
courant de défaut intervient dans les boucles saines. C'est pourquoi on utilise généralement des
caractéristiques tracées dans les plans d'impédance Va / Ia; Vb / Ib; Vc / Ic; (Va - Vb) / Ia;
(Vb - Vc) / Ib; (Vc - Va) / Ic.
Mais dans certaines protections, la sélection de phase est réalisée par un élément distinct de la mise en
route. Dans ce cas la mise en route est réalisée à partir des mêmes impédances que la mesure de
distance (voir annexe 6, REL 100).
Les protections peuvent comporter soit 3 éléments de mise en route impédancemétrique, commutés
par un relais de courant homopolaire et servant à la sélection de phase, soit 6 éléments de mise en
route impédancemétriques fonctionnant en parallèle et un relais de courant homopolaire, la sélection
de phase étant élaborée à partir des informations de ces éléments, soit 6 boucles de mise en route, 6
boucles de sélection de phase, et un relais de courant homopolaire,
- Antipompage
Il est réalisé grâce à une caractéristique entourant la mise en route en fonctionnement hors défaut.
Lors d'un défaut il peut ne pas entourer la mise en route, s'il est tracé dans un plan d'impédance
différent.
- Relais directionnel
Il est réalisé par comparaison de phase entre un courant supposé en phase avec le courant de défaut et
une tension aussi peu affectée que possible par le défaut, par exemple la tension directe. Cette tension
est généralement maintenue par un système de mémoire afin de permettre une orientation correcte,
même en cas de défaut triphasé près du poste où se trouve la protection.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Nota: en cas de défaut phase - phase - terre, le comportement des protections à six boucles de mesure
de distance est différent de celui des protections à un ou trois boucles: Dans le premier cas le défaut
biphasé - terre est détecté par une boucle de mise en route biphasée, et la mesure de distance est
correct. Dans le second il est détecté par deux boucles de mise en route phase -t erre, et la mesure de
distance peut être entachée d'erreurs importantes si le défaut est résistant: les défauts sont vus plus
près qu'ils ne sont réellement; de plus, lorsque le défaut biphasé - terre est apparu à la suite d'un
défaut monophasé, ou d'un défaut biphasé isolé, qui a évolué, les protections à commutation peuvent
se révéler défaillantes, car au moment de l'évolution du défaut leurs temporisations reviennent à zéro.
2-1-1-2-3 Défaut sur l'alimentation en tension - fonction "rupture fusible"
Si un réducteur de tension est défaillant, ou si son circuit secondaire est coupé, la boucle
correspondante de la protection reçoit une tension nulle, et un courant non nul. Elle voit donc une
impédance nulle, et émet un ordre de déclenchement. Deux systèmes sont utilisés pour éviter cet
inconvénient:
- chaque phase est protégée par un fusible.
La mise hors tension d'une phase provoque l'apparition d'une tension homopolaire, alors que les
courants restent équilibrés. Cette situation provoque le verrouillage de la protection. Notons que pour
vérifier que les courants sont équilibrés, on vérifie non seulement l'absence de courant homopolaire,
mais aussi l'absence de courant inverse, pour pallier les cas où le réseau situé en aval de la protection
fonctionne à neutre isolé,
- les trois phases sont protégées par un disjoncteur triphasé.
Le disjoncteur doit alors posséder un contact auxiliaire qui s'ouvre avant les contacts principaux.
L'ouverture de ce contact provoque le verrouillage de la protection.
Bibliographie [20], [21], [22], [23]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 1 - 2 - Protections de distance électromécaniques
Ces protections ne sont plus fabriquées, mais sont encore en service sur de nombreux départs. Leur
principe est exposé ici essentiellement pour servir de point de comparaison avec les protections
électroniques, ces dernières présentant de nombreux avantages, mais aussi quelques inconvénients .
Nous prendrons l'exemple de la RXAP de la Compagnie des compteurs(voir Alstom).
2 -1-2-1- Mise en route
C'est une mise en route commutée, c'est à dire possédant 3 éléments dont les grandeurs d'entrée sont
modifiées par la présence de courant résiduel.
Chaque élément est réalisé par un transducteur magnétique: un circuit magnétique possède deux
enroulements. Le premier est parcouru par un courant continu u proportionnel au module de la
tension, obtenu par redressement et filtrage. Ce courant sature le circuit magnétique. Le second est
parcouru par le courant sinusoïdal i. Si pendant l'alternance où les ampère - tours créés par i sont de
signe opposés à ceux créés par u la valeur crête de i est supérieur à u, le circuit magnétique se dé sature et se sature en sens inverse. La variation brutale d'induction crée alors, dans un troisième
enroulement, une force électromotrice qui provoque la fermeture d'un relais.
Le basculement est obtenu pour :
¨ V ¨ - K* ¨ I ¨ * √ 2 < 0
en supposant la perméabilité magnétique du transducteur infinie.
La caractéristique obtenue dans le plan des impédances est un cercle centré sur l'origine.
En l'absence de défaut le relais de la phase a est alimenté par la tension composée Uab et le courant
Ia, celui de la phase b par la tension Ubc et le courant Ib, et celui de la phase c par la tension Uca et le
courant Ic. Dans ce qui suit, nous les appellerons respectivement A ,B ,C.
En cas de défaut entre phases les relais restent alimentés de la même manière .
En cas de défaut monophasé, la présence de courant homopolaire provoque le basculement des
tensions par l'intermédiaire d'un relais à pourcentage . Elles deviennent respectivement les tensions
simples Va ,Vb ,Vc.
nota: Dans certains cas, le réseau aval peut fonctionner à neutre isolé. Dans ce cas le basculement
est réalisé par la présence de tension résiduelle et de courant inverse. Cette solution est en particulier
utilisée dans des protections de distance de même technologie que les RXAP, mais simplifiées,
utilisées au secondaire des transformateurs et appelées PDZ.
Dans les plans d'impédance définis au nota du § 2-1-1-2-1 , les rayons des cercles de mise en route ont
pour valeur:
- pour une boucle monophasée : ¨ z ¨ = ¨ Va / (Ia + ko * Ir) ¨,
- soit , pour le cas particulier où Ia = Ir: ¨ z ¨ = ¨Va / [Ia * (1 + ko)] ¨ = K * √ 2 / (1+ko)
- pour une boucle biphasée: ¨ z ¨ = ¨ (Va - Vb) / (Ia - Ib) ¨
- soit , pour le cas particulier où Ia = -Ib c'est à dire en cas de défaut biphasé: ¨z ¨= K*√ 2 / 2
et, pour le cas particulier où Ia - Ib = √3 * Ia , c'est à dire en cas de marche normale: ¨z ¨= K * √ 2 / 3
Nous constatons bien, dans ce cas , que la caractéristique est différente entre le défaut biphasé et la
marche normale.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le relais à pourcentage provoquant le basculement des tensions est le suivant :
Ressort antagoniste
Fléau
Noyau plongeur
noyau plongeur
Ia
Ir
- Ib
Lorsque le courant Ir est supérieur à 0,3 * (Ia - Ib), avec un minimum de 0,3 fois le courant nominal,
le relais bascule.
2-1-2-2-Logique de sélection de phase
Elle est assurée par les relais de mise en route A, B, C et le relais de courant homopolaire D.
Elle est évidente si un seul relais de mise en route est sollicité. Si deux , ou trois relais sont
simultanément sollicités, le relais A est prioritaire sur le relais B, lui même prioritaire sur le relais C.
D'où le résultat suivant:
Si A seul:
Si B seul:
Si C seul:
boucle ab
boucle bc
boucle ca
Si A et D:
Si B et D:
Si C et D:
boucle a - terre
boucle b - terre
boucle c - terre
Si A et B:
Si B et C:
Si C et A:
Si A et B et C:
boucle ab
boucle bc
boucle ca
boucle ab
Si A et B et D:
boucle a - terre
Il s'agit alors probablement d'un défaut a -b - terre, qui est alors éliminé dans un premier temps
comme un défaut a - terre.
Si B et C et D:
Si C et A et D:
Si A et B et C et D:
boucle b - terre
boucle a - terre
boucle a - terre
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-2-3- Mesure de distance
Elle est réalisée par un relais à induction dont le principe est le suivant:
Un disque ou un cylindre, en aluminium peut tourner dans l'entrefer de deux circuits magnétiques .
Chacun des circuits est magnétisé par un courant. Nous appellerons ces courants I1 et I2, déphasés
l'un par rapport à l'autre d'un angle ϕ.
Le courant I1 crée dans le circuit magnétique une induction B1 qui lui est proportionnelle. Cette
induction crée dans le disque des forces électromotrices induites, proportionnelles à la dérivée de I1
qui font circuler des courants de Foucault pratiquement en phase avec elles.
Les courants de Foucault passant dans l'entrefer du deuxième circuit magnétique créent, avec
l'induction B2, un couple qui fait tourner le disque. Il en est de même des courants de Foucault crées
par I2 dans l'induction B1 .
Le couple agissant sur le disque d'aluminium est de la forme: c = K * ( i2 * di1 / dt - i1 * di2 / dt)
soit , en posant i1 = ¨I1¨ * sin (ω * t), et i2 = ¨I2¨ * sin (ω * t + ϕ):
c = K * ω * ¨I1¨ * ¨I2¨ * sin ϕ
ι1
Le couple est constant
tout le long de la période
i2
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Nota:
Dans ce qui suit, nous noterons toujours
- i et v les valeurs instantanées des courants et des tensions,
- I et V les vecteurs complexes représentant les courants et tensions sinusoïdaux,
_ _
- V et I leurs modules
- ¨V¨ et ¨I¨ leurs valeurs redressées et filtrées.
Pour réaliser une mesure de distance, le relais à induction est alimenté par un courant I, et par une
tension V1 = V - z *I . Cette tension crée dans sa bobine un courant en phase avec elle : lorsque V1
et I sont en phase, le couple est nul.
Couples négatifs (défaut hors zone)
B
V1
Couples positifs (défauts dans la zone)
z*I
M
V
A
I
Les couples V1 , I utilisés dans les différentes boucles sont , en appelant ZL l'impédance de la ligne .
Première zone, boucle biphasée a-b:
(réglée à 80 %)
V1 =
I=
(Va - Vb) - 0,8 * ZL * (Ia - Ib)
Ia - Ib
Deuxième zone, boucle biphasée a-b:
(réglée à 120 % = 1,5 * 0,8)
V1 =
I=
(Va - Vb) / 1,5 - 0,8 * ZL * (Ia - Ib)
Ia - Ib
Première zone, boucle monophasée a - terre:
(réglée à 80 %)
V1 =
I=
Va - 0,8 * ZL * (Ia + ko * Ir)
Ia + ko * Ir
Deuxième zone , boucle monophasée a - terre : V1 =
(réglée à 120 % = 1,5 * 0,8)
I=
Va / 1,5 - 0,8 * ZL * (Ia + ko * Ir)
Ia + ko * Ir
Les autres boucles se déduisent de ces boucles par permutation circulaire sur a ,b ,c.
Les commutations sur l'alimentation des boucles sont réalisées à partir des indications du sélecteur de
phases, du relais de courant de terre, et, pour les passages de première en deuxième zone, des relais de
temporisation.
2-1-2-4- Relais directionnel
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
C'est un relais à induction alimenté par une tension composée Uab = Va - Vb, et un courant I = Ic. Le
circuit tension est conçu de telle sorte que Uab fasse circuler dans sa bobine un courant I' déphasé de
70° en arrière. Nous voyons donc que si le courant Ic est déphasé de 20° en avance sur Vc, les deux
courants sont en opposition de phase et le couple est nul. C'est ce que, dans le plan d'impédance, nous
avons appelé la droite d'inversion.
Vb
Zone des couples positifs
(défaut aval)
Droite d'inversion D
Ic
20°
70°
Vc
Va
Zone des couples négatifs
(défaut amont)
Le plan d'impédance correspondant est celui de la boucle c. C 'est un plan homothétique au plan des
tensions dessiné ci-dessus, obtenu en posant Ic + ko * Ir = 1 pour les boucles phase - terre, et Ic - Ia =
1 pour les boucles phase - phase. Dans les deux cas, la droite d'inversion D est portée par le vecteur
Vc déphasé de 20° en arrière de Ic.
La protection comporte un seul relais, connecté comme ci-dessus en position repos, et commuté sur
les autres phases par les relais de mise en route s'il y a lieu. Il est alimenté par:
Ubc et Ia
Uca et Ib
si le défaut est entre la phase a et la terre , ou s'il est entre les phases a et b ,
si le défaut est entre la phase b et la terre , ou s'il est entre les phases b et c .
Mais ce relais n'est pas commuté par le relais de terre .
2 -1-2-5- Relais antipompage
C'est un relais de conception identique aux relais de mise en route , mais réglé à une impédance plus
élevée , généralement 1, 5 fois . Son principe de fonctionnement est celui décrit au § 2-1-1-3 . Il y a un
seul relais dans la protection , alimenté par la tension Ub-Uc et le courant Ib .
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-2-6- Circuit mémoire - enclenchement sur défaut.
Si , sur une ligne en exploitation , un défaut triphasé franc apparaît au début de la ligne , la tension
s'annule sur les trois phases et le relais directionnel ne peut plus fonctionner . Un circuit oscillant
alimente alors le relais directionnel , pendant environ 5 périodes , sur le circuit tension Ua-Ub . Si on
ferme le disjoncteur alors que la ligne est mise à terre , le circuit mémoire est inopérant . Dans ce cas ,
le relais directionnel est court - circuité , et la protection émet un ordre de déclenchement temporisé
d'une centaine de millisecondes , afin d'éviter les fonctionnements intempestifs à la mise sous tension
de transformateurs, due à la présence de courants harmoniques 2 lors d'un enclenchement sur tension
nulle.
(voir annexe 5)
2-1-2-7-Compensation de l'induction mutuelle homopolaire
Lorsque deux lignes se trouvent sur la même file de pylônes (ligne à deux ternes ) ou lorsqu'elles
se trouvent proches l'un de l'autre , le courant homopolaire circulant dans l'une crée une tension
homopolaire dans l'autre. L'équation d'une boucle phase - terre s'écrit alors:
Zo - Zd
Va = Zd * y * Ia +
Zom
* y *Ir +
* y' * I'r + Rf * If
3
3
I'r étant le courant résiduel de l'autre ligne, y la distance du défaut, en pourcentage de la longueur de
la ligne, y' la longueur du tronçon commun aux deux lignes, en pourcentage de la longueur de la ligne
et Zom * y' l'impédance mutuelle homopolaire entre les deux lignes.
L'impédance Zom comporte un terme réel dû à l'élévation de potentiel du sol créé par le courant de
terre des deux lignes, et un terme imaginaire représentant l'inductance mutuelle homopolaire entre les
deux lignes. Son argument est plus faible que celui de zd, et même que celui de zo.
Par analogie avec le coefficient ko, nous définissons un coefficient kom:
Zom
kom =
3 * Zd
Les valeurs usuelles du module de kom vont de 0,4 (ligne double avec deux câbles de garde) à 0,8
(ligne double sans câble de garde)
Avec les réglages précédents, le défaut est vu plus loin qu'il n'est réellement. Par exemple, un défaut
situé près du poste B peut être vu au-delà de la limite de deuxième zone.
D'où la possibilité, dans certaines protections, et plus particulièrement les RXAP, d'introduire une
compensation à partir du courant résiduel de la ligne adjacente. En fait cette possibilité est peu
utilisée, car le plus souvent les lignes ne se trouvent pas disposées en parallèle d'une extrémité à
l'autre, et n'aboutissent pas dans les mêmes postes.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 -1 - 2 - 8 - Relais mho
Ce type de relais n'est pas utilisé sur la RXAP. Il est cependant mentionné ici, car son emploi est
courant dans de nombreuses protections électromécaniques pour créer simultanément les fonctions de
mise en route et de direction.
- Etude monophasée:
C'est un relais d'induction alimenté par:
. un courant proportionnel à la tension V1 = V - z * I
. un courant proportionnel à une tension Vp obtenue en déphasant la tension V d'un angle ϕ.
Le couple s'inverse sur le cercle lieu des points où V1 et Vp sont en phase, c'est à dire où V1 et V font
un angle ϕ. C'est un cercle passant par l'origine.
Le nom du relais mho vient du fait que dans un diagramme d'admittance sa caractéristique est une
droite.
Z*I
V1
ϕ
V
ϕ
Vp
Si par exemple la tension V est la tension phase - terre Va, le courant I est le courant Ia + ko * Ir, nous
obtenons une caractéristique circulaire dans le plan d'impédance de la boucle phase - terre, qui remplit
les fonctions suivantes, en choisissant de considérer comme points caractérisant un défaut les points
situés à l'intérieur du cercle:
- fonction directionnelle. Seuls les défauts aval sont vus;
- limitation en résistance
- limitation en distance
- Etude triphasée: voir § 2134
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 -1-2-9- Avantages et inconvénients des relais électromécaniques
- Avantages.
. Les relais consomment peu d'énergie auxiliaire lorsqu'ils sont au repos.
. Les couples des relais à induction sont constants à l'intérieur d'une période, tant que les
transformateurs de courant ne sont pas saturés. Or si un transformateur de courant se sature, l'intensité
est correcte pendant une alternance sur deux, et pendant l'autre alternance elle est faible. Le couple est
alors généralement faible pendant cette même alternance. Le fonctionnement du relais est retardé,
mais correct,
. Les appareils électromécaniques sont peu sensibles aux phénomènes transitoires rapides .
- Inconvénients.
. Les temps de fonctionnement des relais de mesure dépendent des couples mécaniques,
variables en fonction des grandeurs d'entrée. Les intervalles sélectifs doivent tenir compte de ces
dispersions et sont donc assez longs: 300 à 500 ms.
. La consommation des relais sur les circuits issus des réducteurs de mesure est élevée. Ceci
conduit à en limiter le nombre, afin d'éviter de dégrader la précision de ces réducteurs. Pour cela on
multiplie les commutations, qui occasionnent des pertes de temps et parfois des aléas de
fonctionnement.
. Ces protections sont sensibles à l'harmonique 2 (voir annexe 5).
Nous trouverons les avantages et les inconvénients inverses pour les protections électroniques, puis
nous montrerons comment les protections numériques tentent de concilier les avantages des unes et
des autres.
Bibliographie [21]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 1 - 3 - Protections de distance statiques
Les principes de mesure s'inspirent de ceux utilisés en électronique , mais leur mise en œuvre est
totalement différente . Nous en étudierons quelques uns .
2-1-3-1- Comparateur de phase
2-1-3-1-1- Comparateur à trois entrées - mesure de distance
i
v
z
X X
X
X
Rf
Nous cherchons à savoir si le défaut se trouve en deçà ou au delà de la distance à surveiller. Posons:
r = résistance de la ligne,
l = inductance de la ligne,
y = distance du défaut en pourcentage de la longueur de la ligne,
Rf = résistance du défaut,
y' = distance à surveiller, soit 80% par exemple.
Au point A, en ne tenant pas compte du transit, la tension et l'intensité instantanées sont liées par:
v = (r * y + Rd) * i + l * y * (di / dt)
(1)
Dans la protection, le courant i traverse une impédance image de résistance r * y' et d'inductance l * y',
fournissant ainsi une tension v'= r * y' * i + l * y' * (di / dt). Nous créons ainsi , grâce au montage de
la figure ci-dessous, la tension v-v':
v - v' = (r * y + Rd) * i + l * (y - y') * (di/dt)
Au moment où i = 0 , l'équation devient :
v - v' = l *(y - y') (di / dt)
Si la tension v - v' a le même signe que di / dt , y est supérieur à y'. Le point de fonctionnement n'est
pas dans la zone surveillée. S'il est de signe contraire, le point de fonctionnement est dans la zone
surveillée.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
i
v' = y' * v image
image de
la ligne
R
v image = R * i + L * di / dt
potentiomètre
L
v - v'
v
v
Les différentes tensions se trouvent placées comme suit:
V image
V'
Rf * I
V
I
Cette comparaison est effectuée en utilisant:
- des amplificateurs opérationnels en boucle ouverte, c'est à dire toujours saturés, soit dans un sens,
soit dans l'autre, et fournissant donc des états logiques,
- un circuits monostable, émettant une impulsion à chaque passage à zéro de sa tension d'entrée,
- des circuits logiques.
tensions proportionnelles à
circuits logiques simplifiés
v - v'
A
di / dt
A
i
A
&
monostable
les circuits A sont des amplificateurs opérationnels en boucle ouverte
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sortie
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Les différents signaux ont alors les formes suivantes :
Courant i
1
,
5
1
0
,
5
0
-
-
0
1
,
5
-
1
,
5
Signal i1
1
0
signal i2
1
0
di / dt
signal
(di / dt)1
1
0
v - v'
signal
(v - v') 1
1
0
signal de
sortie
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le circuit étudié ici permet de détecter les cas où v - v' est négatif et di / dt est positif au moment du
passage par zéro de i. Il fournit donc un signal par période. Pour détecter les cas où v - v' est positif
et di / dt est négatif au moment du passage par zéro de i, il faut ajouter un circuit analogue, dans
lequel nous ajoutons un inverseur sur le signal (di / dt) 1, et nous l'enlevons sur le signal (v - v') 1 .
Nous créons deux limites de zone à la fois en utilisant une tension image v" , de signe opposé à v'.
X*I
V'
Rf * I
V
I
R*I
V"
Quand i = 0 , nous obtenons deux équations :
v - v' = L * ( y - y' ) * (di / dt)
v + v''= L * ( y - y'') * (di / dt)
Si y est compris entre y' et - y" , v - v' et v - v" sont de signe contraire.
( sur la figure ci-dessus, les valeurs instantanées des tensions lorsque i = 0 sont les projections des
vecteurs tension sur l'axe des ordonnées)
Les grandeurs utilisées portent les noms suivants :
*
*
*
i est le pilote, et Rd * i est la tension pilote
v est la tension de boucle
est la tension image instantanée aval
v' = r * y' * i + L * y' * (di / dt)
est la tension image instantanée amont
v'' = r * y'' * i + L * y'' * (di / dt)
L * y' est l'inductance image aval
v - v' est la tension compensée instantanée aval
L * y'' est l'inductance image amont
v + v'' est la tension compensée instantanée amont
x' = r * y' + j * L * ω * y' est la réactance image aval
x'' = r * y'' + j * l * ω *y'' est la réactance image amont
V' = x' * I est la tension complexe image aval
V'' = x'' * I est la tension complexe image amont
Les grandeurs marquées d'un astérisque sont celles qui sont présentes à l'entrée du comparateur
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-3-1-2- Comparateur à trois entrées - mesure des résistances
Avec un comparateur de même type que précédemment, nous pouvons créer une bande
oblique en utilisant le pilote et les images suivants :
Tension pilote :
Tension image aval :
Tension image amont :
r * i + l * (di / dt)
+R*i
- R*i
X*I
pilote
D"
V"
V
D'
V'
R*I
Les valeurs instantanées de v - v' et v + v" quand le pilote passe par zéro sont obtenues en
projetant les vecteurs v - v' et v + v" sur une droite perpendiculaire au pilote. Elles sont de signe
contraire lorsque la valeur complexe V est à l'intérieur de la bande formée par les droites D' et D" , et
de même signe lorsqu'elle est à l'extérieur.
Nota: pour que les passages par zéro soient obtenus avec une précision suffisant , il faut que le
courant soit suffisamment élevé. D'où la présence de relais de seuil de courant, réglés à 0,2 * In ou
0,25 * In.
2-1-3-1-3- Comparateur à deux entrées - mesure de direction
La différence par rapport au précédent comparateur est l'élaboration d'un signal différent
suivant que le pilote passe de l'état 1 à l'état 0 ou de l'état 0 à l'état 1. La même grandeur joue alors le
rôle de pilote et de tension image.
V
I
1
2
z
z1
z2
A
Si le défaut est en 1 , c'est à dire s'il est vu en amont par une protection située au point A, la tension V
vaut:
z2*I
V = - z1 * I
S'il est en 2 , elle vaut :
V = z2 * I
z1*(-I)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le schéma logique est le suivant:
R*i
(R*i)1
(R*i)
monostable 1
&
S1
(R*i)
OU
S2
mise en forme
monostable 2
v
v1
&
le monostable 1 envoie des impulsions sur le front montant;
le monostable 2 envoie des impulsions sur le front descendant;
le circuit de mise en forme envoie un signal de durée supérieure à une demi - période lorsqu'il reçoit
une impulsion.
Les signaux obtenus sont les suivants:
R*i
R*i
R*i
v
v1
_
v1
S1
S2
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-3-1-4- Caractéristiques de l'ensemble
Nous retrouvons la même caractéristique qu'au § 2-1-1-1-5. Chaque comparateur de phases crée une
bande.
Les bandes ainsi créées sont:
- bande située entre la première et la quatrième zone,
- bande située entre la deuxième et la quatrième zone,
- bande située entre la troisième et la quatrième zone,
- bande oblique, entre les deux droites obliques,
- les deux bandes d'antipompage, horizontale et oblique,
- et la droite d'inversion de direction.
2-1-3-2- Application du comparateur de phases aux différentes boucles
Les grandeurs d'entrée utilisées pour les comparateurs différent d'une protection à l'autre, car ils
résultent de compromis entre d'une part l'insensibilité aux forts transits créés par les cycles de
réenclenchement monophasés ou triphasés, ainsi qu'aux déséquilibres créés par les cycles de
réenclenchement monophasé, et d'autre part une sélection de phase correcte, et une sensibilité
suffisante aux défauts résistants.
Par exemple, pour la PD3A 6000 de GEC ALSTHOM, les grandeurs utilisées dans les comparateurs
sont:
2-1-3-2-1- Boucle phase a - terre
- bande horizontale première - quatrième zone
. pilote
. tension de boucle
. tension image aval
. tension image amont
R * Io
Va - terre
x1 * (Ia + ko * Ir)
x4 * (Ia + ko * Ir)
Io est le courant homopolaire, qui est supposé en phase avec le courant dans le défaut, ce qui permet
de s'affranchir des erreurs de distances dues au transit (voir annexe 1 : les composantes symétriques).
- bande horizontale deuxième - quatrième zone,
. pilote
. tension de boucle
. tension image aval
. tension image amont
R * Ia
Va - terre
x2 * (Ia + ko * Ir)
x4 * (Ia + ko * Ir)
- bande horizontale troisième - quatrième zone,
. pilote
. tension de boucle
. tension image aval
. tension image amont
R * Ia
Va - terre
x3 * (Ia + ko * Ir)
x4 * (Ia + ko * Ir)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- bande oblique,
. pilote
. tension de boucle
. tension image aval
. tension image amont
Z * Ia
Va - terre
R * Ia
R * Ia
L'utilisation du pilote R * Ia permet d'éviter des mises en route sur report de charge monophasé, qui
pourraient être constatées avec un pilote R * I o. La valeur maximale de la résistance de défaut
détectable est : Rd = R
- comparateur directionnel (comparateur à deux entrées),
. Pilote
. tension de boucle
. tension image
R *Io
Vo
zc * Io
Dans le cas du défaut monophasé, nous considérons le défaut comme source de tension homopolaire,
ce qui peut se démontrer en utilisant la méthode mentionnée à la fin de l'annexe 1 .
A
2
B
zo * y
1
zo * (1 - y)
zos
z'os
Io
Vo
Rd
~
Si le défaut est placé en 1 , la tension homopolaire au point de mesure vaut :
Vo = - zos * Io
S 'il est placé en 2 , la tension homopolaire vaut :
Vo = (zo + z'os) * Io
Comme zos * Io peut être faible, on retranche à la tension une valeur zc * Io, zc étant
inférieure à zl. La tension compensée est alors, pour un défaut en 1:
V compensée = Vo - zc * Io = - (zos + zc) * Io, en retard sur Io ,
et, pour un défaut en 2:
V compensée = Vo - zc * Io = (zo + z'os - zc) * Io, en avance sur Io
2-1-3-2-2- Boucles phase b - terre et phase c - terre.
Elles se déduisent de la phase a , en remplaçant a par b , puis par c
2-1-3-2-3- Boucle phase a - phase b
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- bande horizontale
. Pilote
. tension de la boucle
. tension image aval
. tension image amont
première - quatrième
zone
deuxième - quatrième troisième - quatrième
zone
zone
R * (Ib - Ia)
Vb - Va
x1 * (Ib - Ia)
x4 * (Ib - Ia)
R * (Ib - Ia)
Vb- Va
x2 * (Ib - Ia)
x4 * (Ib - Ia)
R * (Ib - Ia)
Vb - Va
x3 * (Ib - Ia)
x4 * (Ib - Ia)
- bande oblique,
. Pilote
. tension de boucle
. tension image aval
. tension image amont
Z * (Ib - Ia)
Vb - Va
R * Ia
R * Ia
La valeur maximale de résistance détectable est: Rd = R
- comparateur directionnel,
. Pilote
. tension de boucle
. pas de tension image:
Z * (Ib - Ia)
Vdc = Vc + a² * Va + a * Vb.
C'est la tension direct relative à la phase c.
la tension compensée est égale à la tension de boucle .
En effet, la tension Vc est en quadrature arrière par rapport au pilote en cas de défaut franc aval. Vdc
est approximativement en phase avec Vc, et garde une valeur élevée pour tout type de défaut
dissymétrique. Pour les défauts triphasés, la tension Vdc utilisée est celle qui existait avant le défaut.
Elle est fournie par un circuit mémoire, utilisant un oscillateur piloté par une tension continue
(Voltage Controlled Oscillator).
Vc (saine et en défaut), Vdc saine
Vdb (en défaut)
Va (saine)
zd * y * (Ib - Ia)
Va (en défaut)
Vb (en défaut)
Vb (saine)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-3-2-4- Boucles b - c et c - a
Elles se déduisent de la boucle a - b par permutation circulaire sur a, b, c.
2-1-3-2-5- Sélection de phase
Elle est faite à partir des zones de mise en route, c'est à dire des zones obtenues en croisant la bande
horizontale formée par la première et la quatrième zone avec la bande oblique pour chaque boucle.
2-1-3-2-6- Bandes d'antipompage
Elles n'existent que sur la boucle biphasée a - b. La bande horizontale est située entre x2 et x3 vers
l'aval, et entre x4 et x4 + dx vers l'amont. La bande oblique est située entre R et R + 2 * dr de part et
d'autre de l'axe des réactances.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-3-3- Comparateur mho
Nous avons vu au § 2128 que le relais mho utilisé dans les relais électromécaniques permettait
d'obtenir avec un seul élément des fonctions nécessitant plusieurs éléments dans les autres techniques
.
Reprenons la figure du § 2128.
Lorsque l'extrémité du vecteur V est située sur le cercle, la tension V - z * I est en retard de l'angle ϕ,
c'est à dire d'un temps t (ms) = ϕ° / 18, à 50 Hz, par rapport au vecteur V. Si elle est en retard d'un
angle supérieur à ϕ, l'extrémité de V est à l'intérieur du cercle.
D'où le circuit logique suivant, pour une alternance:
V
V1
& sortie
V-z*I
V'1
V'2
monostable front descendant
V'3
temporisation t
Les signaux obtenus sont, dans le cas où V est à l'intérieur du cercle:
(dans l'exemple choisi, ϕ = 90° et t = 5 ms)
v
v
V1
V1
v-z*i
v-z*i
V'1
V'1
V'2
V'2
V'3
V'3
sortie
Sortie
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le circuit sur deux alternances est le suivant:
v
&
v-z*i
Front descendant
temporisation
OU
&
Front montant
temporisation
Avec deux impédances images z1 et z2 nous pouvons obtenir, en comparant la phase de V - z1 * I
avec celle de V + z2 * I, une caractéristique décalée par rapport à l'origine. Cette caractéristique est un
cercle si l'angle ϕ est égal à 90 °, et une lentille s'il est supérieur à 90 °
z1*I
v
z2*I
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-3-4- Application du comparateur mho aux différentes boucles
Nous pouvons utiliser sur chacune des six boucles, les tensions et intensités propres à ces
boucles, et les impédances image correspondantes. Une autre possibilité est l'utilisation d'un
comparateur de phase à trois entrées, dans lequel la tension de boucle est remplacée par une tension
dite de polarisation qui lui est perpendiculaire. Par exemple,
- pour la boucle a-n, on utilise la tension Vb-Vc. La caractéristique circulaire est alors obtenue pour
la condition suivante:
Van - z * (Ia + ko * Ir) et z * (Ia + ko * Ir) sont de signe opposé lorsque Vb-Vc passe par zéro.
-
pour la boucle bc, on utilise la tension Va-Vo, la tension homopolaire Vo étant là pour permettre
d'avoir une tension suffisamment élevée pour que ses passages par zéro soient précis, en cas de
défaut monophasé proche du poste.
La condition est alors la suivante:
(Vb-Vc) - z * (Ib-Ic) et z * (Ib-Ic) sont de signe opposé lorsque Va-Vo passe par zéro.
z * (Ia + ko * Ir)
Van
(Vb - Vc) tension de polarisation
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-3-5- Avantages et inconvénients des protections électroniques.
- Avantages
. les temps de fonctionnement et de retombée varient peu, en principe dans une plage ne
dépassant pas une période. Les intervalles sélectifs peuvent donc être beaucoup plus faibles qu'en
électromécanique: 150 ms.
. la consommation des relais sur les réducteurs de mesure est plus faible qu'en
électromécanique, et localisée presque exclusivement sur les transformateurs d'entrée. En aval, on a
pu augmenter le nombre de comparateurs, ce qui a permis d'élaborer en parallèle les différentes
comparaisons, et d'améliorer la vitesse de fonctionnement globale. Cette dernière se situe
généralement autour de 30 à 40 ms.
. il est possible de désensibiliser ces protections aux harmoniques pairs (voir annexe 5)
- Inconvénients
. Les relais consomment pratiquement la même énergie, qu'ils soient sollicités ou non. Ceci a
conduit à augmenter la capacité des batteries d'accumulateurs (voir huitième partie, §3).
. les appareils sont sensibles aux phénomènes transitoires rapides. Ils exigent l'utilisation de
câbles blindés mis à la terre aux deux extrémités (voir huitième partie, §2)
. Les signaux de détection de défaut ne sont élaborés qu'à deux instants privilégiés de la
période. Si à ces instants la grandeur utilisée est entachée d'erreur, la protection peut émettre des
ordres erronés. C'est en particulier le cas pour les intensités lorsque les réducteurs de courant sont
saturés.
Cet inconvénient conduit à remplacer dans de nombreux cas les transformateurs de courant
chaque fois qu'on veut installer des protections électroniques. Certains accommodements peuvent
cependant être trouvés (voir annexe 4). De plus, des systèmes de détection de saturation, permettant
aux protections qui en sont dotées de fonctionner correctement en gardant les anciens réducteurs, ont
été développés. Le principe est le suivant:
quand un court-circuit apparaît avec une composante apériodique importante, les premiers
passages par zéro sont corrects. La protection profite de ces instants pour synchroniser un oscillateur.
Ce dernier émet ensuite un signal qui se substitue ensuite au courant secondaire pendant les
alternances saturées.
D'où le fonctionnement suivant (exemple de la protection LZ 95 de ABB):
- un dérivateur amplifie les harmoniques. L'amplitude élevée de ces harmoniques constitue un
critère de saturation.
- un intégrateur fournit, à partir du courant secondaire, une image du flux dans le réducteur de
courant.
- Si le flux est supérieur à un seuil donné, et si le taux d'harmonique est élevé, on sait que le
réducteur est saturé. Un générateur de signaux sinusoïdaux est asservi en amplitude et en phase au
courant secondaire lorsqu'il est sain, c'est à dire pendant les premières périodes qui suivent
l'apparition du défaut, puis pendant une demi - période sur deux. Lorsque le réducteur est saturé, le
générateur de signaux fournit alors un courant extrapolé de la demi - période précédente.
Bibliographie [20], [21], [22], [23]
2 - 1 - 4- Protections de distance numériques
111 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Elles ne sont pas, dans leur principe, fondamentalement différentes des précédentes, mais l'utilisation
de systèmes numériques a permis certaines améliorations. On peut noter:
- la possibilité d'acquérir des signaux optiques, issus des réducteurs de mesure à effet Pokkels
ou à effet Faraday, et les coder directement en signaux numériques. Ceci doit permettre une bonne
immunité aux parasites,
- l'échantillonnage des grandeurs d'entrée, c'est à dire des trois tensions, des trois courants, et
du courant résiduel à titre de contrôle, par exemple 40 fois par période. Ceci permet de ne plus faire
les mesures uniquement à des instants privilégiés, au passage par zéro de grandeurs électriques, mais
de manière quasi - continue, comme les protections électromécaniques. Des vérifications appropriées
permettent d'éliminer les mesures faites lorsque les transformateurs de courant sont saturés,
- la prise en mémoire des grandeurs qui existaient sur le réseau juste avant le défaut. Leur
comparaison avec celles présentes pendant le défaut permet de réaliser, rapidement et simplement, les
fonctions suivantes, par exemple:
. mise en route, par la variation des tensions,
. sélection de phase, par la variation des intensités,
. direction, par la variation de la puissance.
Les mesures de distance sont réalisées en prenant deux échantillons successifs, réalisés aux instants t1
et t2, et en résolvant un système de deux équations à deux inconnues:
u1 = R * i1 + L * (di1 / dt)
u2 = R * i2 + L * (di2 / dt)
(1)
les grandeurs R et L ainsi obtenues sont ensuite comparées à des seuils, ce qui permet le tracé de
caractéristiques dans le plan R - X.
Nous retrouvons les mêmes fonctions qu'avec les comparateurs à 2 ou 3 entrées des protections
électroniques, par exemple:
* la mesure de distance et la mesure de résistance .
Nous choisissons le même courant image et le même courant pilote qu'au § 21311, et nous résolvons
le système
L
d
u1 = R * i1 pilote +
* i1 image + L *
τ
dt
L
u2 = R * i2 pilote +
( i1 image)
d
* i2 image + L *
t
( i2 image)
dt
τ étant la constante de temps de la ligne.
112 / 320
(2)
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
* la direction (voir § 21313)
Nous reprenons le système d'équation (1), et nous déterminons la position aval du défaut grâce à la
table de vérité suivante
α2
α1
Défaut aval
Défaut amont
L>0 et R>0
L>0 et R<0 et ¨L / R¨ > tgα2
L<0 et R>0 et ¨L / R¨ < tgα1
L<0 et R<0
L>0 et R<0 et ¨L / R¨ < tgα2
L<0 et R>0 et ¨L / R¨ > tgα1
* la sélection de phase
Elle peut être réalisée de manière indépendante de la mise en route (voir § 21122)
* la détection de saturation, par exemple en comparant i et di/dt.
* la possibilité d'afficher des réglages différents lorsque la topologie du réseau change, par exemple
dans les cas suivants:
. lignes à deux circuits, suivant que le circuit adjacent au circuit considéré est en service ou
consigné et à la terre;
. lignes à trois extrémités, suivant que le réseau est bouclé ou débouclé;
. ligne d'impédance corrigée par une réactance série ou un condensateur série, suivant que
cette réactance, ou ce condensateur, est en service ou court-circuité.
Les protections numériques, qui peuvent garder en mémoire plusieurs "fiches de réglage", et utiliser
l'une ou l'autre en fonction d'un ordre extérieur, répondent à cette attente, dans la mesure où le
système contrôle - commande est capable de leur fournir les données nécessaires.
* d'autres fonctions annexes, ajoutées dans certaines d'entre elles:
. localisation de défauts,
. perturbographie.
* enfin, ces protections comportent toutes un auto - contrôle.
Ces protections ont toutefois un inconvénient par rapport aux protections électroniques: le temps de
fonctionnement s'accroît lorsque le point de fonctionnement se trouve proche d'une limite de zone. En
effet, le filtrage des grandeurs d'entrée conduit alors à une convergence lente des algorithmes de
mesure de distance. Nous retrouvons un comportement analogue à celui des relais électromécaniques.
Bibliographie [28], [29], [30], [98]
113 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 1 - 5 - Téléprotections
Ce sont les systèmes dans lesquels des protections, de distance généralement, situées aux extrémités
d'une même ligne, s'échangent des informations par des systèmes de télétransmission afin d'augmenter
leurs performances.
Les principaux problèmes rencontrés dans la mise en œuvre de ces systèmes viennent du fait que les
télétransmissions ne fonctionnent pas dans des conditions normales:
-
généralement les équipements terminaux de télécommunication échangent entre eux des messages
et des accusés de réception suivant un protocole, X 25 par exemple, permettant de vérifier en
permanence la validité des informations transmises,
- ici, la rapidité requise ne permet pas cette vérification. Un message intempestif ou défaillant n'est
pas corrigé.
Pour obtenir des fonctionnements corrects, il a donc fallu:
- trouver des schémas dans lesquels de faux messages n'aient pas de conséquences graves,
- trouver des systèmes de télétransmission fiables
Dans cette application particulière on les appelle des téléactions.
2-1-5-1- Principe des différents schémas
Ils sont décrits par la norme CEI 50 - 448
2-1-5-1-1- Interdéclenchement simple
P1
P2
signal de P2 vers P1
zone 1 de P2
X
X
Zone 2 de P1
signal de P1 vers P2
Si la protection P1 voit un défaut en première zone, elle émet par téléaction un ordre de
déclenchement au disjoncteur de P2, et vice versa.
L'inconvénient majeur est que tout ordre intempestif, dû au système de transmission par téléaction,
provoque un déclenchement intempestif.
Ce système n'est plus utilisé.
2-1-5-1-2- Interdéclenchement contrôlé par la mise en route
Même signal émis, mais à la réception le déclenchement n'est ordonné que si la protection s'est
mise en route.
Ce système n'est pas utilisé à EDF. En revanche il est courant à l'étranger.
114 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-1-3- Déclenchement conditionnel avec dépassement
Il n'y a pas de première zone. Si une protection voit un défaut en deuxième zone, c'est à dire au-delà
de l'autre poste, elle envoie un signal à l'autre protection. Cette dernière n'émet un ordre de
déclenchement que si elle voit elle-même le défaut dans sa deuxième zone.
Ce système n'est pas utilisé à EDF, mais il est courant à l'étranger (permissive intertrip overreach).
P1
P2
Signal de P2 vers P1
Deuxième zone de P2
X
X
Deuxième zone de P1
Signal de P1 vers P2
En cas de perte du signal de téléaction, la protection émet son ordre de déclenchement
immédiatement. Si la perte de signal apparaît plus de 300 ms environ après la mise en route de la
protection, cette dernière fonctionne normalement, c'est à dire qu'elle émet son ordre de
déclenchement au bout d'un temps de deuxième stade.
2-1-5-1-4- Accélération de stade
Lorsque une protection voit un défaut sur la ligne, elle émet un signal par téléaction qui permet à la
protection située à l'autre extrémité d'envoyer immédiatement un ordre de déclenchement si elle voit
le défaut en deuxième zone. Il existe plusieurs variantes:
. la protection émettrice envoie généralement son signal si le défaut est détecté en première
zone uniquement. Ce schéma est conforme à la norme CEI 50 448. Cependant il peut être intéressant,
sur les lignes longues dont les impédances de source sont fortement dissymétriques, que la protection
envoie aussi son signal lorsque le défaut est détecté en deuxième zone. En effet, considérons le cas
suivant:
Transit avant défaut: S2 en avance sur S1
S1
z S2
P1
X
F
Ia1
Ia2
Rf
Ir1
Ir2
défaut phase a - terre au delà de la limite de première zone de P2
115 / 320
P2
X z
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le fonctionnement en P1, représenté dans le plan d'impédance Va1 / (Ia1 + ko * Ir1), est le suivant:
Image de la ligne
impédance mesurée en P1
limite de première zone
V2
V1
V
Ia1 + ko * Ir 1= 1
L'impédance mesurée en P1 vaut:Va1 / (Ia1 + ko*Ir1) = zd (P1-F) + Rf * (Ia1 + Ia2 ) / (Ia1 + ko * Ir)
Zd (P1 - F) est l'impédance directe du tronçon P1 - F. Elle est représentée par le vecteur V.
Ia1
Rf *
1
est approximativement égal à Rf *
Ia1 + ko * Ir1
. Elle est représentée par le vecteur
1 + ko
V1, pratiquement en phase avec le vecteur unitaire Ia1 + ko * Ir1.
Ia2
Rf *
est représentée par le vecteur V2, en avance sur le courant Ia1 + ko * Ir1
Ia1 + ko * Ir1
Le fonctionnement en P2, représenté dans le plan d'impédance Va2 / (Ia2 + ko * Ir2), est le suivant:
V = Zd ( P2 - F)
Image de la ligne
V1
V2
Ia1
V1 = Rf *
Ia2 + ko * Ir2
V
Impédance mesurée en P2
Ia2
V2 = Rf *
Ia2 + ko * Ir2
Ia2 + ko * Ir2 = 1
Dans l'exemple cité, les deux protections voient le défaut en deuxième zone.
L'avantage de l'accélération sur la première zone seule sera vu ultérieurement, lorsque nous étudierons
le cas des lignes à trois extrémités (cf § 2-1-5-2-1).
Sur le réseau EDF, on trouve l'accélération par la deuxième zone sur le réseau 400 KV, et
l'accélération par la première zone sur les autres réseaux.
Les protections électromécaniques seules effectuent une commutation de mesure de zone à réception
du signal d'accélération.
116 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
. la protection réceptrice peut, dans une variante, attendre d'avoir reçu le signal d'accélération
pour commencer la mesure de deuxième zone. Dans une autre variante, elle peut effectuer en parallèle
la mesure de première zone et la mesure de deuxième zone, de manière à être prête à émettre son
ordre de déclenchement dès réception du signal. La seconde méthode, qui nécessite davantage de
comparateurs que la première, et qui est donc mieux adaptée aux protections électroniques ou
numériques, donne des déclenchements plus rapides.
2-1-5-1-5- Extension de zone
C'est un système qui permet d'éviter l'emploi de téléactions. Le principe est le suivant:
P2
P1
Première zone
X
X
Deuxième zone
La protection P2 déclenche immédiatement son disjoncteur D2 sur défaut en deuxième zone, donc
simultanément avec D1. Les deux disjoncteurs sont déclenchés simultanément, mais, après le
réenclenchement, P2 n'émet plus son ordre de déclenchement instantané qu'en première zone.
- Avantage: pas de téléaction.
- Inconvénient:
. déclenchements intempestifs systématiques;
. second déclenchement en deuxième stade sur défaut permanent en deuxième zone sur la ligne;
. risque de perte de tension barre. Ceci peut interdire certains réenclenchements triphasés lents, c'est
à dire avec contrôle de tension (voir 4ème partie, § 52122).
Ce système ne peut être utilisé que sur les lignes sujettes à très peu de défauts: zone peu foudroyée,
lignes sur - isolées. Il est utilisé en Allemagne et en Belgique essentiellement, et généralement sur les
défauts monophasés éliminés par déclenchement monophasé uniquement.
2-1-5-1-6- Schéma à blocage.
- Problème rencontré:
Pour les lignes courtes, la mesure de distance peut manquer de précision. Un réglage à 80% de la
première zone ne garantit pas le non - déclenchement sur défaut extérieur. Les causes d'erreur sont:
. un rapport élevé entre l'impédance de source et l'impédance de la première zone de la ligne.
En effet, dans ce cas, la tension vue par la protection est très faible, et les erreurs relatives sur cette
tension deviennent très importantes.
Par exemple, si ce rapport vaut 19, la tension prend la valeur Un / 20. Une erreur de 3% sur cette
valeur correspond donc à 0,15% sur la tension nominale. La valeur maximale admissible de ce rapport
pour les ensembles réducteur de tension - protection est spécifié pour chaque type de protection. Il est
de l'ordre de 25 à 30. Au-delà de cette valeur le fonctionnement sélectif de la protection n'est plus
garanti.
Ce rapport est appelé, dans la littérature internationale, SIR (source impedance ratio),
. la saturation des réducteurs de courants. Ils se saturent d'autant plus vite que le produit de la
valeur efficace par la constante de temps est plus élevé. Or les transformateurs ont généralement des
constantes de temps élevées, par exemple 200 ms, et les lignes des constantes plus faibles, par
117 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
exemple 8 ms pour les lignes 63 KV. Ainsi, plus la ligne est courte, et plus la constante de temps est
élevée en limite de zone. (voir deuxième partie "réducteurs de courant", et annexe 4)
Ces contraintes conduisent généralement à admettre que la longueur minimale des lignes protégeables
sans téléaction ou avec accélération de stade est:
. 15 km pour les lignes 400 kV,
. 12 km pour les lignes 225 kV,
. 10 km pour les lignes 63 kV.
Pour les longueurs plus courtes on utilise le schéma à blocage.
- Principe du blocage
P3
P1
P2
signal de blocage
première zone
X
Zone amont
X
zone amont
X
X
première zone
Signal de blocage
La première zone de P2 dépasse l'extrémité de la ligne, mais pas la zone amont de P1.
P1 envoie un signal vers P2 si elle voit un défaut en zone amont. P2 se trouve alors verrouillée par ce
signal, et ne peut pas émettre d'ordre de déclenchement. Si P2 ne reçoit pas de signal, elle émet un
ordre de déclenchement, car le défaut est sur la ligne. Si elle est verrouillée mais ne retombe pas, elle
émet un ordre de déclenchement en deuxième stade.
Pour que le système fonctionne correctement, l'ordre de déclenchement de P2 en premier stade doit
être temporisé, pour attendre un éventuel verrouillage de P1. Ce temps est de l'ordre de 50 ms.
2-1-5-1-7- Télédéclenchement inconditionnel
Il peut arriver que l'on soit amené à commander l'ouverture d'un disjoncteur par une protection
située à distance , sans possibilité de contrôle local. Ce système est alors appelé:
télédéclenchement inconditionnel
Pour être fiable, il doit comporter une procédure de dialogue. Il est de ce fait beaucoup plus lent
qu'une téléaction.
Il peut être utilisé en secours, pour pallier la défaillance d'un disjoncteur par exemple.
Il ne doit jamais être utilisé pour faire l'économie d'un disjoncteur.
118 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-1-8- Mode "écho" et mode "source faible"
Si une ligne est ouverte à une extrémité, la protection P2 située à cette extrémité ne peut pas
envoyer de signal de téléaction. Si nous voulons obtenir un déclenchement rapide de l'autre extrémité
sur défaut vu en deuxième zone, P1 envoie un signal d'accélération de stade sur deuxième zone, qui
lui est renvoyée par P2, si son disjoncteur est ouvert. C'est le mode "écho".
P1
P2
X
X
Si les deux disjoncteurs sont fermés, et si la source coté P2 peut, dans certains cas d'exploitation,
fournir une faible puissance, un défaut sur la ligne crée coté P2 un courant faible. Au contraire, un
défaut situé au-delà de P2 crée coté P2 un courant élevé. Le coté P2 émet alors vers P1 un signal de
téléaction si le courant est situé au-dessous du seuil minimal susceptible de faire fonctionner sa propre
protection. C'est le mode "source faible".
Actuellement, ce mode n'est pas utilisé à EDF.
Bibliographie [31]
]
2-1-5-2- Application de ces systèmes aux lignes à trois extrémités
119 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Préliminaire: on dit qu'un piquage est passif si la puissance apportée par le secondaire du
transformateur est nulle.
On dit qu'un piquage est actif si la puissance apportée par le secondaire du transformateur est
suffisante pour faire fonctionner une protection de distance.
On dit qu'un piquage est faiblement actif si la puissance apportée par le secondaire du transformateur
n'est pas nulle, mais qu'elle est insuffisante pour faire fonctionner une protection de distance.
2-1-5-2-1- Ligne à 225 KV, piquage passif symétrique court.
Ce cas fait suite à celui de la protection des antennes passives, que nous avons vu au § 1-5.
-
Elimination rapide:
Accélération de stade
z
P1, H1
X
télédéclenchements
P2, H2
X
X S3
z
télédéclenchements
X
Les premières zones, vues de P1 et de P2, couvrent plus de la moitié de la ligne.
Un ordre de télédéclenchement est émis de la protection de distance P1, ou de la protection
homopolaire H1 (voir troisième partie, §24), vers le sélecteur de phases S3, et un autre de P2 ou H2
vers S3. Ces ordres sont émis en parallèle avec leurs ordres de déclenchement locaux. Le sélecteur S3
fait alors ouvrir le disjoncteur primaire du transformateur sur la phase où il constate une baisse de
tension. S'il constate une baisse de tension sur 2 ou 3 phases, il commande l'ouverture des trois phases
du disjoncteur primaire et du disjoncteur secondaire.
Les protections de distance P1 et P2 échangent des accélérations de stade.
Tous les défauts sur la ligne sont éliminés en premier stade ou en deuxième stade accéléré, mais un
défaut sur le transformateur provoque le déclenchement des deux extrémités de la ligne.
Si la deuxième zone dépasse les bornes secondaires du transformateur, il est impératif que la
téléaction soit émise par la première zone de la protection.
Notons enfin que les défauts transformateur non éliminés par son disjoncteur primaire, suite à la
défaillance de ce disjoncteur, sont éliminés par ouverture des disjoncteurs situés aux extrémités de la
ligne, au moyen de télédéclenchements inconditionnels lents.
120 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- Elimination lente.
Les premières zones n'atteignent pas le milieu de la ligne. Les défauts situés près du transformateur ne
sont donc éliminés qu'en deuxième stade, mais un défaut sur le transformateur ne provoque pas la
perte de la ligne.
Il est impératif que la téléaction soit émise seulement par la première zone de la protection.
C'est l'exploitant qui devra faire le choix entre ces deux possibilités en fonction de ses contraintes.
2-1-5-2-2- Ligne à 225 KV, piquage actif symétrique court.
L'ouverture de D1 et D2 ne provoque plus la mise hors tension de la ligne, qui reste alimentée
par une source située au secondaire du transformateur.
Dans la plupart des cas on admet que, sur un défaut polyphasé, généralement franc, le
sélecteur de phase fonctionne toujours. Dans le cas contraire, qui correspondrait à une source
puissante au secondaire du transformateur, il faudrait installer une protection de distance.
Sur un défaut monophasé résistant, le sélecteur peut constater une baisse de tension trop faible
pour pouvoir être prise en compte. Dans ce cas, si, après les 500 ms qui suivent la réception d'un des
télédéclenchements, il y a présence de courant résiduel, le sélecteur commande le déclenchement
triphasé des deux disjoncteurs du transformateur.
2-1-5-2-3- Ligne à 225 KV, piquage dissymétrique long , actif ou passif.
-
élimination rapide
La longueur du piquage ZP3 est notablement inférieure à celle de ZP1
z P1,H1
X
Z
P2, H2
X
z
P3, H3 ou S3 X
X
Le disjoncteur primaire du transformateur est commandé par une protection de distance P3 et une
protection homopolaire H3 si le piquage est actif, par un sélecteur de phases S3 si le piquage est
passif ou faiblement actif.
121 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
La première zone de P2 ne dépasse pas P1. Elle dépasse P3 (ou S3).
Les téléactions et télédéclenchements sont les mêmes qu'en 2-1-5-2-1. P2 envoie à P1 une accélération
de stade, mais P1 peut ne se mettre en route qu'après ouverture du disjoncteur de P2. L'accélération de
stade doit alors être prolongée à la réception, d'un temps qui dépend des performances des protections.
Un défaut sur le transformateur fait ouvrir instantanément le disjoncteur de P2, mais pas celui de P1.
-
Elimination lente
La longueur de ZP3 est voisine ou supérieure à celle de ZP1
La première zone de P2 n'atteint pas P3 (ou S3). Les défauts proches de P3 sont éliminés en
deuxième stade par P2, puis P1 se met en route et fait déclencher son disjoncteur en deuxième stade.
-
verrouillage
Si le piquage est actif, et si le réglage correct de la première zone de P2 n'est pas possible,
(voir bibliographie) nous pouvons installer des protections à verrouillage aux trois extrémités de la
ligne. Un défaut proche de P3 est alors éliminé en premier stade temporisé de 50 ms par P2 et P3, puis
P1 se met en route et fait déclencher son disjoncteur en premier stade temporisé.
Si le piquage est passif ou faiblement actif, nous installons un verrouillage seulement entre P1 et P2.
2-1-5-2-4- Lignes 63 KV ou 90 kV
Comme nous ne pratiquons pas le réenclenchement monophasé sur ces lignes, il n'y a pas de sélecteur
de phase en P3.
Si D3 est purement passif, nous n'installons aucune protection de ligne.
Si en aval de D3 il y a des groupes de production, nous installons des protections à puissance
homopolaire et, suivant les cas, des protections à maximum d'intensité ou des protections de distance.
Nous pouvons alors nous trouver dans le même cas qu'à la fin du paragraphe précédent, et être amenés
à installer des protections à verrouillage
Nota: ces quelques exemples ne sont pas exhaustifs. Ils ont seulement pour but de montrer que chaque
liaison, surtout lorsqu'elle a trois extrémités, ou plus, doit faire l'objet d'une étude particulière, tenant
compte des longueurs exactes de chaque tronçon et des puissances de court-circuit présentes sur
chaque extrémité.
Bibliographie [57]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-3- Lignes doubles 400 KV
2-1-5-3-1- Protection par accélération de stade
première zone
a
b
c
P11
X
X
X
X X X
a
b
c
P21
X
X
X
couplage A
ligne 1
X X X
X
X
X
P12
X
X
X
P22
couplage B
ligne 2
première zone
poste A
poste B
La première zone est réglée à 70%, et la deuxième zone à 140%, du fait de l'induction mutuelle entre
les deux lignes (voir sixième partie).
Problème: un défaut monophasé apparaît sur les deux lignes, au même endroit, mais sur deux
phases différentes, dans la deuxième zone des protections P11 et P12, conformément au schéma cidessus. La protection P11 voit un défaut à moins de 100% sur la phase c, et à plus de 100%, mais
toujours en deuxième zone sur la phase a. Elle reçoit de P21 un signal d'accélération de stade et
ordonne immédiatement un déclenchement triphasé de son disjoncteur. Il en est de même pour P12.
La perte d'une ligne double 400 KV peut modifier la répartition des charges sur le réseau 400 KV de
manière telle que l'écart de tension entre extrémités rende impossible le rebouclage (voir
quatrième partie, § 5). D'où un risque de désorganisation du réseau, très peu probable, mais
suffisamment grave pour être pris en compte.
Solutions possibles: On pourrait envoyer des accélérations de stade phase par phase. Ainsi, la
protection P21 enverrait une accélération de stade à P11 sur la phase c, et P22 à P12 sur la phase a.
Une telle solution n'a pas été retenue. On lui a préféré l'installation d'une protection différentielle de
ligne, de performances supérieures.
2-1-5-3-2- Protection différentielle de ligne (voir § 2-3-1).
Ces protections répondent au problème posé. Cependant, comme elles n'assurent pas le
secours éloigné (voir cinquième partie, §1), on doit leur adjoindre en secours des protections de
distance. Pour les défauts décrits ci-dessus, elles doivent attendre un intervalle sélectif, faute de quoi
elles émettraient un ordre de déclenchement triphasé en même temps que l'ordre monophasé des
protections différentielles.
Le moyen le plus simple serait de ne pas mettre d'accélération de stade. Mais on attendrait
alors deux intervalles sélectifs (voir sixième partie), et un temps d'élimination aussi long a été jugé
dangereux pour le réseau, dans le cas de défaut polyphasé. D'où le système suivant:
123 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
défaut
ordre de déclenchement de P21
f
o
disjoncteur de P21
émission TAC par P21
200 ms
30 ms 70 ms
réception TAC par P11
détection deuxième zone de P11
ordre de déclenchement de P11
ouverture du disjoncteur de P11
0
50 ms
100 ms
150 ms
200 ms
250 ms
Nous installons un système à accélération de stade, mais le déclenchement accéléré ne se fait qu'au
bout d'un intervalle sélectif. Or la protection émettrice de la téléaction retombe avant que la protection
réceptrice n'ait donné son ordre de déclenchement. C'est pourquoi l'émission de la téléaction est
maintenu pendant 200 ms. A la réception, après un temps de transmission de 30 ms, la téléaction est
retardée de 70 ms dans un relayage annexe pour attendre un intervalle sélectif.
Nota: une analyse similaire peut être faite pour les lignes courtes, protégées par des protections
différentielles et des téléprotections à verrouillage. Elle montre que la temporisation de verrouillage
du déclenchement en premier stade doit être réglée à un intervalle sélectif.
2-1-5-4- Compatibilité entre protections.
La mise en œuvre des téléactions dépend de la logique interne des protections. Ceci peut
conduire à des incompatibilités, dans certains systèmes, si des protections différentes sont utilisées
aux deux extrémités d'une même ligne. Nous allons prendre l'exemple des protections électroniques
type PD3A et des protections électromécaniques RXAP.
2-1-5-4-1- Fonctionnement en verrouillage des PD3A 6000.
Lorsque la protection est mise en route, une porte, dite porte Q, est ouverte à échéance de la
temporisation de premier stade si la protection n'est pas retombée, puis reste ouverte pendant 20 ms.
D'où l'exemple de fonctionnement suivant, pour un défaut extérieur:
124 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- schéma du réseau
P3
P1
P2
X
X
X
- diagramme des temps
court - circuit
mise en route de P1
émission du verrouillage par P1
30 ms *
réception du verrouillage par P2
temporisation de 150 ms à la retombée
50 ms **
porte Q de P2 ouverte 20 ms
50 ms
100 ms
150 ms
200 ms
250 ms
* temps de transmission
** temporisation de premier stade
Nous prenons le cas d'un défaut extérieur très rapidement éliminé par P3 . Si P2 reçoit le
verrouillage seulement pendant que P1 est mise en route, et si la mise en route de P2 tarde à retomber,
sa porte Q risque d'être encore ouverte après retombée du verrouillage. D'où risque de déclenchement
intempestif de P2. Pour éviter ce risque, le verrouillage est temporisé à la retombée, coté réception.
Cette temporisation a été fixée à la construction à 150 ms, pour d'autres applications. En fait, 30 ms
auraient largement suffi.
2-1-5-4-2- Fonctionnement en verrouillage des RXAP 6755
Nous avons vu que l'une des différences de conception entre la PD3A et la RXAP est le
fonctionnement en parallèle de certains éléments de mesure de la première, qui fonctionnent en série
dans la seconde. Ainsi, le relais directionnel de la RXAP ne fonctionne qu'après l'élément de mise en
route.
La RXAP, lorsqu'elle fonctionne dans un schéma à verrouillage, émet d'abord un verrouillage
sur mise en route, puis le supprime à l'apparition de l'information aval. Si l'ordre de verrouillage est
prolongé à la réception, le fonctionnement de la protection réceptrice se trouve retardé. C'est pourquoi
l'aléa contre lequel nous nous sommes prémunis dans la PD3A, et qui pourtant existe toujours, ne peut
pas être pris en compte ici..
125 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Prenons l'exemple d'un défaut sur la ligne protégée
P3
P1
X
P2
X
X
défaut
mise en route de la protection P1
élément directionnel aval de P1
émission du verrouillage par P1
50 ms *
porte Q de la protection P2
disjoncteur de P2 fermé
0 ms
50 ms
100 ms
ouvert
150 ms
200 ms
250 ms
* temporisation de premier stade
2-1-5-4-3-Fonctionnement mixte
Nous voyons sur la figure précédente qu'un verrouillage est émis temporairement par une
RXAP sur un défaut situé sur la ligne protégée. S'il est prolongé à la réception par une PD3A, il faut
que la temporisation de premier stade de cette dernière soit suffisamment longue pour attendre la
retombée du verrouillage, c'est à dire plus de 150 ms. Ce temps est inadmissible, mais deviendrait
acceptable si la temporisation de prolongation de verrouillage était de 30 ms.
Mais la décision qui a été prise a été d'interdire la protection des lignes courtes par des protections
de type différent.
Cet exemple a été traité pour bien montrer les précautions à prendre pour faire fonctionner des
protections différentes dans un schéma de téléaction.
126 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-5- Fiabilité des téléactions
- Principe des anciennes téléactions.
Les téléactions de type ancien envoient, lorsqu'elles sont en veille, des trains d'ondes
alternativement à la fréquence F1 et à la fréquence F2, chacun d'eux ayant une durée identique.
Lorsqu'elles émettent un ordre, ces trains d'ondes sont remplacés par des trains d'ondes ayant une
durée deux fois plus faible. La détection de l'ordre se fait par mesure de la durée des trains d'ondes,
qui doivent se trouver dans une fenêtre de temps spécifiée.
veille
signal
F1
F1
F2
F2
F1
F1
F2
F1
F2
- Principe des téléactions à codage.
Elles ont été développées du fait que la fiabilité des précédentes était jugée insuffisante. Leur
principe est le suivant: l'équipement transmet, au moyen de trains d'ondes analogues aux précédents,
des mots de 8 bits. Ces mots sont: "veille", "ordre", "test", "alarme".
A la réception, pour qu'un mot "ordre" soit reconnu, il faut que:
. le récepteur ait préalablement reconnu 6 mots "veille",
. il n'y ait pas de défaut de réception dû à la ligne, c'est à dire que le rapport signal sur bruit soit
supérieur à 6 db,
. le signal ne soit pas trop fort, et ne risque pas de saturer le récepteur. Il faut alors que le rapport
signal sur bruit n'excède pas 12 db,
. le mot qui suit les 6 mots "veille" soit reconnu comme un mot "ordre" à 0 bit près, ou qu'il soit
reconnu à 1 bit près, mais que le suivant soit reconnu à 0 bit près,
. il n'y ait ni alarme émetteur, ni alarme récepteur,
. la liaison ne soit pas en cours de test.
Nous pouvons considérer que le codage des informations et la surveillance permanente de la
ligne et des équipements d'extrémité permettent d'éviter la transmission d'ordres intempestifs. Les
tests automatiques permettent d'éviter les défaillances.
127 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
La qualité demandée est:
. pour l'accélération de stade, un ordre intempestif tous les 10 ans, et une défaillance pour 100
commandes.
. pour le verrouillage, un ordre intempestif tous les 50 ans, et une défaillance pour 1000 commandes.
En fait la qualité annoncée par le constructeur est la même dans les deux cas à savoir celle
demandée pour les schémas à verrouillage.
- temps de transmission.
Le temps maximal de transmission demandé est généralement de 15 ms pour les accélérations
de stade installées sur le réseau 400 kV, pour certaines accélérations de stade installées sur le réseau
90 kV ou 63 kV et destinées à répondre à des besoins en qualité de fourniture d'énergie particulières,
ainsi que pour la plupart des systèmes à verrouillage. Dans les autres cas, un temps de 30 ms suffit.
Le temps de transmission de 15 ms ne permet aucun dialogue entre les extrémités. La largeur
de bande doit alors être suffisante pour obtenir une bonne discrimination des signaux.
Le temps de transmission de 30 ms autorise une répétition.
Les télédéclenchements inconditionnels, tels que la défaillance des disjoncteur de
transformateurs sur ligne en antenne ou en piquage, ont une durée de transmission de 100 ms et
comportent une procédure de dialogue.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-6- Supports de transmission
2-1-5-6-1- Courant porteur ligne
Ce système utilise la ligne à très haute tension pour transmettre le signal.
Circuit bouchon
Réducteur de tension
capacitif
bobine
à prises
câble coaxial
bobine
de drainage
autotrans
formateur
Les fréquences utilisées en France sont:
. 40 - 100 kHz, découpées en bandes de 2 kHz, et utilisées pour les protections,
. 100 - 348 kHz, découpées en bandes de 8 kHz, et utilisées pour le téléphone et la télécommande.
Nous utilisons généralement la boucle phase - terre pour le téléphone, et la boucle phase phase pour les protections, cette dernière étant moins perturbée par les défauts apparaissant sur leur
trajet.
. Avantage:
très faible affaiblissement, surtout en mode phase - phase.
. Inconvénient:
les circuits bouchons ne sont pas efficaces à 100%, et il n'est pas possible d'utiliser la
même fréquence sur deux lignes proches l'une de l'autre. Il faut toujours que deux lignes en série au
moins séparent deux systèmes à courant porteur ligne utilisant la même fréquence. Ceci en limite
l'emploi et les interdit pour les systèmes trop gourmands en bande passante, par exemple les
protections différentielles de ligne.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-6-2- Câble de garde à câble coaxial incorporé.
câble coaxial
local
50 nf
bobine de
drainage
Câble de garde à
coaxial incorporé
translateur
filtre
. avantage:
. inconvénients:
pas de contrainte sur les fréquences
affaiblissement conduisant à installer des répéteurs tous les 30 km
nécessité de prévoir son installation à la construction de la ligne.
largeur de bande trop réduite pour les protections différentielles de ligne.
2-1-5-6-3- Câble de garde avec fibre optique incorporée.
Cette technique est analogue à la précédente, mais elle est plus récente.
. avantages:
plus grande largeur de bande,
insensibilité aux perturbations extérieures, d'où 100 km entre répéteurs
possibilité de ligaturer une fibre sur un câble de garde, voire sur une phase.
. inconvénient:
technique très particulière.
2-1-5-6-4- Faisceaux hertziens.
Un réseau dédié à EDF, dans la bande des 7 Gigahertz, a été installé.
2-1-5-6-5-Liaisons spécialisées.
France - télécom met à disposition d'EDF des liaisons pour lesquelles elle garantit un niveau
de qualité élevé. Cette solution est onéreuse, et garde, probablement à tort, une mauvaise réputation.
Elle a aussi pour inconvénient un temps de transmission non garanti, ce qui n'est pas gênant pour les
téléactions, mais le devient pour les protections différentielles et à comparaison de phase.
Notons la mise à disposition récente de lignes à 64 kilobits / s, qui pourraient s'avérer
intéressantes pour certaines protections différentielles de ligne.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-5-6-6-Utilisation de ces supports pour les téléactions.
Il existe deux modes d'utilisation différents, correspondant à des supports différents:
- téléactions basse fréquence.
L'équipement connecté à la protection transmet son ordre à un équipement centralisé du poste,
en fréquence vocale ( bande de 300 à 3400 hz ). L'équipement centralisé adapte ensuite le signal au
support de télécommunication disponible, à savoir fréquence vocale pour les liaisons spécialisées,
haute fréquence pour les liaisons à courant porteur (à éviter), micro-ondes pour les faisceaux
hertziens, signaux lumineux pour les fibres optiques,
- téléaction haute fréquence.
L'équipement connecté à la protection utilise directement une voie de transmission à courant
porteur de la ligne qu'elle protège, ou d'une ligne parallèle.
Bibliographie [32]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 2 - PROTECTION A COMPARAISON DE PHASE
2 - 2 - 1 - Principe
Cette protection, utilisée sur les lignes aériennes, compare les courants à chaque extrémité de
la ligne. Cependant, afin de ne pas utiliser une largeur de bande de fréquence trop importante, elle ne
compare que les phases des courants, et non leurs amplitudes: si les courants, comptés positivement
du poste vers la ligne, sont en opposition de phase, il n'y a pas de défaut sur la ligne. S'ils sont en
phase, il y a un défaut sur la ligne.
De plus, afin de réduire encore cette largeur de bande, la comparaison ne porte que sur un seul
courant, obtenu en faisant une somme des trois courants de phase, affectés chacun d'un coefficient
réel ou complexe. En effet, une somme simple rendrait la protection insensible aux défauts triphasés
francs. Mais cette somme déséquilibrée conduit à une sensibilité différente d'une boucle à l'autre.
Une telle protection ne peut fonctionner correctement que si le système de télécommunication
qui lui est associé est parfaitement disponible. On peut admettre que la probabilité pour qu'une
mauvaise transmission apparaisse pendant un défaut est très faible. Mais il faut se prémunir contre les
déclenchements intempestifs dus à une mauvaise transmission en l'absence de défaut. Ceci oblige à
adjoindre une mise en route, qui ne rend opérante la comparaison de phase que s'il y a présomption
de défaut. C'est pourquoi, alors que le principe de la comparaison de phase devrait permettre une
sensibilité très supérieure à celle des protections de distance, l'augmentation de performance est en
fait relativement faible.
2 - 2 - 2 - Exemple de deux types de protection.
Nous étudierons deux protections de ce type:
. GEC P10 de GEC-Alsthom
. 7SD31 de Siemens
Elles se différentient par les points suivants:
- Mise en route GEC
. relais de surintensité directe, inverse et homopolaire,
. détection de variation anormale de l'intensité directe et de l'intensité inverse,
ce qui théoriquement pourrait permettre d'éviter l'installation de réducteurs de tension.
- Mise en route 7SD31
. relais de surintensité
. relais de baisse de tension
Dans les protections de distance l'utilisation de tels critères poserait des problèmes de sélectivité pour
l'élimination en secours des défauts. Ici, tel n'est pas le cas. En effet, les protections à comparaison de
phase n'assurent pas le secours éloigné (voir cinquième partie, § 12), ce qui signifie que les relais de
mise en route seuls ne provoquent jamais de déclenchement.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- Somme utilisée dans la protection GEC
L'intensité transmise est obtenue en faisant la somme:
It = I directe + α * I inverse,
α étant un coefficient ajustable, mais généralement pris égal à 5. Nous pouvons aussi écrire:
It = [Ia * (1+ α) + Ib * a * (1+a * α) + Ic * a * (a+α)] / 3
- Somme utilisée dans la protection 7SD31
L'intensité transmise est obtenue en faisant la somme: I directe + 3 * I inverse + 5 * I homopolaire.
Nous pouvons aussi l'écrire:
[9 * Ia + (a+3 * a² +5) * Ib + (a² +3 * a + 5) * Ic] / 3.
- Détection du défaut
Pour les deux protections, un défaut est détecté sur la ligne si la différence de phase entre les courants
comparés est supérieure à 30°.
- Emission du signal de la protection GEC.
Elle n'a lieu que lorsque l'un des relais de mise en route fonctionne. Ces relais ont deux seuils:
. un seuil bas qui commande l'émission,
. un seuil haut qui commande le fonctionnement du comparateur de phase.
Les relais de surintensité commandent l'émission aussi longtemps que le seuil est dépassé.
Les relais de variation commandent l'émission pendant 600 ms, et la comparaison de phase pendant
500 ms.
- Emission du signal de la protection 7SD31.
Le signal est émis en permanence. Ceci peut être un inconvénient en cas d'utilisation d'une liaison par
courants porteurs ligne. En effet, ces émissions ont été suspectées de perturber les radiobalises de la
navigation aérienne, et il est préférable de ne les utiliser qu'en cas de présomption de défaut, c'est à
dire rarement et pendant un temps très court.
- Temps d'élaboration de l'ordre de déclenchement.
Il est de 20 à 30 ms pour les deux protections. Siemens offre de plus la possibilité d'augmenter la
sûreté de fonctionnement en attendant une période de plus pour confirmer l'ordre de déclenchement.
- Elaboration d'ordres de déclenchement monophasés.
Dans la 7SD31, les relais de mise en route peuvent être utilisés comme sélecteurs de phase. En
revanche la GEC ne peut pas assurer la sélection de phase avec ses relais de mise en route. Il faut lui
ajouter un sélecteur de phases, qui fonctionne selon le principe des protections de distance, et
nécessite donc des réducteurs de tension.
- Largeur de bande.
Les deux protections nécessitent deux canaux de 4 khz.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 2 - 3 - Limites de performance
- Elles ne doivent pas être utilisées sur des lignes à trois extrémités, car dans ce cas les trois
intensités peuvent être déphasées entre elles, même si leur somme algébrique est nulle.
- Elles sont, par principe insensibles aux oscillations de puissance. Ceci permet d'utiliser des
caractéristiques de mise en route plus proches de la zone de fonctionnement normal, et donc
d'augmenter la sensibilité aux défauts résistants.
- Elles ne sont pas capables de discriminer les doubles défauts monophasés sur lignes
parallèles. En effet, le sélecteur de phase fonctionne suivant le même principe que les protections de
distance. Il risque donc d'indiquer un défaut biphasé sur chaque ligne et de provoquer un double
déclenchement triphasé(voir § 2-1-5-3). Mais une protection effectuant une comparaison de phase sur
chacune des phases résoudrait le problème.
- Elles sont plus rapides que les protections de distance utilisant le système d'accélération de
stade ou de blocage, car ces dernières doivent attendre, pour émettre leur signal, d'avoir élaboré l'ordre
de déclenchement. Le gain de temps est surtout sensible par rapport au schéma à blocage.
- Des études statistiques ont montré que les protections à combinaison de courant ont une
meilleure sensibilité aux défauts monophasés résistants que les protections phase par phase, lorsque le
courant homopolaire est fortement représenté.
2 - 2 - 4 - Evolution.
Des protections numériques, effectuant des comparaisons phase par phase avec des largeurs de bande
de transmission analogues aux précédentes, sont disponibles. On peut par exemple citer la
protection 7 SD 510.
Bibliographie [33], [34]
2 - 3 - PROTECTIONS DIFFERENTIELLES.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 1 - Protection différentielle de ligne.
2-3-1-1- Principe.
Si la somme algébrique des courants entrant sur une ligne est nulle, la ligne est saine. Sinon il
y a un défaut sur cette ligne. Pour réaliser cette somme, les courants doivent être transmis, en
amplitude et en phase, vers une des extrémité de la ligne.
Ce principe est analogue à celui de la protection à comparaison de phases, mais il demande
une transmission d'informations beaucoup plus importante. En revanche la comparaison, qui se fait
sur l'ensemble des points de la période, et non lors des passages par zéro, est plus fiable. Ceci permet,
en particulier, de protéger les lignes à trois extrémités.
Mais elle reste tributaire de la transmission d'information, et doit toujours être asservie soit à
un étage de mise en route, soit à un système de surveillance de la liaison. Elle conserve aussi les
mêmes avantages, à savoir la rapidité et l'insensibilité aux oscillations de puissance.
2-3-1-2- Exemple: DIFL de Alstom.
- La mise en route se fait par l'un ou l'autre des seuils suivants:
. maximum de courant homopolaire,
. maximum de courant inverse,
. maximum de tension homopolaire,
. maximum de tension inverse,
. minimum de tension directe,
. minimum d'impédance directe.
- La comparaison différentielle est faite sur chacun des trois courants Ia, Ib, Ic, à chaque extrémité.
Ceci lui permet de réaliser, sans équipement supplémentaire, des déclenchements monophasés, et
d'assurer correctement la protection des lignes doubles contre les doubles défauts monophasés
(voir § 2-1-5-3).
Pour chacun d'eux on utilise deux relais de seuil, mis en série:
. seuil absolu,
. seuil à pourcentage.
D'où la caractéristique:
Ia + I'a
Ia = courant au point de mesure
Ia' = courant à l'autre extrémité
Ia
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- La vitesse de fonctionnement est de 20 à 30 ms.
- La largeur de bande nécessaire est de 4 canaux de 4 kHz dans chaque sens, entre chaque
extrémité, soit 8 canaux pour les lignes à deux extrémités, et 12 canaux pour les lignes à trois
extrémités.
X
X
X
Cette nécessité de disposer de moyens de télécommunication importants a conduit à n'installer une
telle protection que lorsqu'on dispose de liaisons par fibres optiques incorporées dans le câble de
garde, ou de faisceaux hertziens. Elle est réservée pour l'instant aux liaisons les plus importantes du
réseau 400 kV.
- Elle nécessite des transformateurs de courant identiques aux deux extrémités.
2-3-1-3- Autre exemple:: LFCB
Cette protection utilise une transmission numérique d'information échantillonnée suivant le code
HDLC, avec contrôle permanent du temps de transmission. Ceci est destiné à lui permettre de
s'accommoder de liaisons numériques du domaine public, où ce temps de transmission peut varier
inopinément. Une protection utilisant ce mode de liaison est actuellement en cours d'essais sur le
réseau EDF. D'autres protections utilisant des liaisons par fibre optique incorporées dans le câble de
garde ont été essayées précédemment.
Cette protection ne comporte pas d'étage de mise en route.
La quantité d'information à transmettre est de 64 kbit / s dans chaque sens.
Bibliographie [35], [36]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 2 - Protection de canalisation souterraine.
2-3-2-1- Principe.
Il est le même que pour la précédente, mais les performances demandées sont moindres:
. pas de double défaut monophasé,
. pas de déclenchement monophasé,
. pas de défaut résistant.
Nous pouvons donc nous contenter d'une protection à combinaison de courants.
Le problème de la liaison de transmission peut être résolu beaucoup plus facilement que pour les
lignes aériennes. En effet, les canalisations souterraines sont toujours posées avec un câble à quartes
téléphoniques destiné aux télécommunications, appelé câble pilote. Une quarte peut être affectée aux
protections. C'est pourquoi, alors qu'en toute rigueur une protection à comparaison de phases aurait
suffi, on utilise une protection différentielle, ce qui permet d'augmenter la fiabilité.
2-3-2-2- Exemple: DL 323
La somme des courants utilisée est:
It = Ia + 1,2 * Ib + 1,5 * Ic
Phase a
Phase b
Phase c
Contrôle
des courants
de phase
contrôle
du courant
de neutre
démodulateur
module de
déclenchement
modulateur
transformateur
comparateur
Bibliographie [38]
Transformateur sommateur
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 3 - Protection différentielle de liaison courte.
2-3-3-1- Principe
Il s'agit d'une protection simplifiée par rapport aux précédentes, qui peut être utilisée lorsque la
distance entre les deux extrémités de l'ouvrage protégé est suffisamment faible pour qu'il soit possible
de transmettre directement les intensités d'une extrémité à l'autre. Elle est essentiellement utilisée pour
protéger la liaison aérienne entre la sortie secondaire d'un transformateur de puissance et le jeu de
barres du poste sur lequel il est raccordé.
2-3-3-2- Exemple: PDLC 10
X
transformateur
de puissance
bobine de
point neutre
(éventuellement)
sommateur
relais
différentiel
La mesure de la différence entre les courants est élaborée sur chaque phase, en utilisant un relais à
seuil fixe, en série avec un relais à pourcentage:
¨I1¨ - ¨I2¨ > k * (¨I1¨ + ¨I2¨ ) / 2
¨I1¨ - ¨I2¨ > ¨Is¨
Les limites de longueur de l'ouvrage protégé sont, avec des réducteurs de courant correspondant à la
spécification MA 103, enroulement différentiel:
L < 500 m pour un ouvrage 63 kV,
L < 1000m pour un ouvrage 225 kV
Ces limites, obtenues expérimentalement, proviennent du réglage du facteur k du relais à pourcentage:
25 % en 63 kV,
40 % en 225 kV.
Cette différence provient elle même de la plus grande sensibilité demandée à la protection en 63 kV.
En effet, pour cette tension, les courants de court-circuit monophasés se trouvent alors limités par des
réactances de neutre à:
8 kA au secondaire des transformateurs 225 / 63 kV,
10 kA au secondaire des transformateurs 400 / 63 kV.
Sur le réseau 225 kV, en revanche, c'est à dire au secondaire des autotransformateurs 400 / 225 kV, ils
peuvent atteindre 31,5 kA.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 4 - Protection différentielle de barres
2-3-4-1- Principe général
Nous effectuons dans un relais à seuil de courant la somme algébrique des courants instantanés
alimentant un nœud électrique (voir première partie, §1, nota1). Si cette somme est nulle, il n'y a pas de
défaut sur le nœud électrique.
Les problèmes rencontrés sont:
- nécessité de connaître la position des sectionneurs d'aiguillage, pour savoir quels sont les
départs qui alimentent un nœud donné.
Nota: dans ce qui suit, les courants sont comptés positivement vers le nœud électrique.
. Exploitation normale
La protection différentielle est décomposée en autant de relais que de nœuds électriques.
Le relais de la barre 1 reçoit les courants issus des réducteurs des départs qui lui sont
connectés, et du réducteur du couplage situé sur la barre 2. Il commande les disjoncteurs
correspondants (Dx et Dc sur le schéma).
Le relais de la barre 2 reçoit les courants issus des réducteurs des départs qui lui sont
connectés, et du réducteur du couplage situé sur la barre 1. Il commande les disjoncteurs
correspondants (Dy et Dc sur le schéma).
Barre 2
Ix
Ic1
Iy
Ic2
Ic1
Dc X
Barre 1
S2x
S1x
Dx X
Ic2
S2y
S1y
S1x
S1y
S2x
S2y
Dy X
Ix
Iy
Relais barre 1
relais barre 2
. Exploitation avec disjoncteur de couplage ouvert
Les relais ne prennent plus en compte les courants issus des réducteurs encadrant les couplages, pour
éviter qu'un défaut situé entre le disjoncteur de couplage et un de ses réducteurs ne provoque le
déclenchement du jeu de barres sain, et ne laisse en service le jeu de barres en défaut.
Cette disposition permet l'élimination des défauts situés dans cette zone lorsque le disjoncteur de
couplage est fermé: le jeu de barres sain déclenche en premier, puis, lorsque le disjoncteur de
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
couplage est ouvert, le jeu de barres en défaut déclenche.
Afin de pallier la défaillance du disjoncteur de couplage, lorsqu'un ordre de déclenchement destiné à
ce disjoncteur est émis, une 'information "disjoncteur de couplage ouvert" est élaborée au bout de un
intervalle sélectif, et envoyée aux relais 1 et 2.
. Manœuvre de changement de barres.
Pendant cette manœuvre, le disjoncteur de couplage est fermé, mais il est court - circuité
successivement par chacun des départs mis en double aiguillage. Lorsqu'un départ est en double
aiguillage, tous les courants sont aiguillés sur un même relais, et les ordres de déclenchement sont
envoyés à tous les disjoncteurs.
Barre 2
Ix
Ic1
Iy
Ic2
Ic1
Dc X
Barre 1
S2x
S1x
Dx X
Ic2
S2y
S1y
S1x
S1y
S2x
S2y
Dy X
Ix
Iy
Relais barre 1 et barre 2
- Commutation des circuits courant lors des manœuvres de sectionneurs.
Il est interdit d'ouvrir en charge un circuit courant ( voir deuxième partie, § 4). La commutation est donc
réalisée sans coupure, grâce à des relais bistables, c'est à dire ne changeant pas de position en cas de
perte d'alimentation auxiliaire. Ils sont eux même commandés par un système de relais se verrouillant
entre eux de telle manière qu'un relais bistable ne puisse s'ouvrir que si un autre a été préalablement
fermé.
- Saturation des réducteurs de courant.
Lors d'un défaut extérieur au nœud électrique, le réducteur de courant du départ qui alimente le défaut
peut être saturé. Dès lors la somme des courants n'est plus nulle, et la protection provoque
intempestivement le déclenchement de tous les départs du nœud électrique.
Différentes solutions, exposées dans les chapitres qui suivent, ont été proposées à ce problème.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-3-4-2- Protection à haute impédance et à seuil fixe
Réducteur n° 1
Relais de commutation
Icc - Id
Icc
Id
relais de seuil
Rd
à haute impédance
2-3-4-2-1- Principe de fonctionnement
Les réducteurs de courant alimentent en parallèle un relais Rd. Si la somme des courants dépasse un
seuil I, le relais émet un ordre de déclenchement.
2-3-4-2-2- Détermination des caractéristiques du relais de déclenchement.
Si, lors d'un défaut extérieur, le réducteur de courant correspondant (réducteur n°1) est saturé, il
n'injecte plus de courant dans son circuit secondaire, mais se comporte comme une résistance qui
vient se mettre en parallèle avec celle du relais Rd. La condition de stabilité de la protection, c'est à
dire de non - déclenchement sur défaut extérieur, s'obtient de la manière suivante:
- soit Icc la somme des courants issus de tous les réducteurs de courant à l'exception du n°1,
- soit rd la résistance du relais Rd,
- soit rc la résistance du circuit formé par le réducteur n°1 et la filerie tirée entre lui et la
protection.
Le courant Icc issu des autres réducteurs se partage en Id vers le relais Rd, et Icc - Id vers le réducteur
n°1, avec:
Id * rd = (Icc - Id) * rc
que nous pouvons aussi écrire:
Id = Icc * rc / (rd + rc)
La protection est stable, c'est à dire ne fonctionne pas sur court circuit extérieur, si le courant Id reste
inférieur au seuil I lorsque le courant de court circuit est maximal , d'où:
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
rc
I > Icc max *
rd + rc
Iccmax est le courant de court circuit triphasé si le rapport Zo / Zd est supérieur à 1
(voir 5ème partie, § 111, et fin de §), et le courant de court circuit monophasé dans le cas contraire.
D'autre part, lors d'un court circuit sur le nœud électrique, la protection doit déclencher lorsque le
courant de court circuit est minimal:
I < Iccmin1
Iccmin1 est le courant de court circuit monophasé si le rapport Zo / Zd est supérieur à 1, et le courant
de court circuit triphasé dans le cas contraire.
De ces inégalités nous tirons:
Icc max - Icc min1
rd > rc *
(condition n° 1)
Iccmin1
De plus, si le court-circuit est sur le nœud électrique, il faut que la somme des courants donne dans le
relais Rd un courant supérieur à I. Or, si un réducteur est saturé, la protection ne peut pas discerner un
défaut sur le nœud électrique d'un défaut sur le départ où se trouve ce réducteur. Pour cela il faut
qu'aucun réducteur ne soit saturé.
Nous pouvons admettre que le courant de court circuit maximal circulant dans chaque départ est égal
au courant de court circuit minimal du poste. Mais ici il faut prendre Iccmin2, qui est choisie comme
la plus élevée entre le courant monophasé et le courant triphasé, c'est à dire le courant triphasé si Zo /
Zd est supérieur à 1. Cette affirmation doit être vérifiée au cas par cas.
Prenons le cas le plus contraignant. C'est le cas où un départ est parcouru par le courant de court
circuit Iccmin2, et où le courant de court circuit total est Icc max. Soit rf la résistance de la filerie
entre ce départ et le relais. La tension aux bornes de son réducteur est:
V = rf * Iccmin2 + rd * Iccmax
Cette tension doit être inférieure à la tension de coude Vs du réducteur. D'où:
Vf - rf * Iccmin2
rd <
(condition n° 2)
Iccmax
Il faut bien entendu ajouter à ces conditions des marges de sécurité.
Dans la pratique, ces conditions ne peuvent être remplies que si Icc max, Icc min1 et Icc min2 sont
peu différentes l'une de l'autre. En particulier, le rapport Zo / Zd doit rester proche de 1.
Rappel: Le courant de court circuit monophasé est lié au courant de court-circuit triphasé par:
1
Icc mono = Icc tri *
Zo
*(2+)
3
Zd
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-3-4-2-3- Mise en œuvre.
La résistance du relais est élevée vis à vis de la charge de précision des réducteurs, et ces derniers
sont facilement saturés. Or, si la conception de cette protection la rend insensible à la saturation,
d'autres protections installées en série sur les mêmes circuits courant pourraient en être affectés. C'est
pourquoi la protection différentielle doit être alimentée par des réducteurs comportant un enroulement
et un noyau magnétique qui lui soient strictement réservés. Ceci peut conduire à un surcôut important
lorsqu'il s'agit d'ajouter une protection différentielle de barre dans un poste déjà installé avec des
réducteurs ne comportant pas ces dispositions. Pour un poste neuf, le surcôut est en revanche
acceptable.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-3-4-3- Protection à moyenne impédance et à pourcentage
L'inconvénient majeur du système précédent était l'indépendance entre le courant de court-circuit réel
et le seuil de déclenchement du relais. Une amélioration a été apportée en utilisant un relais à
pourcentage, dans lequel le courant de seuil est une fraction du courant de court-circuit.
Le principe est le suivant:
Ia4
Ia3
Ia2
Ia1
Ia1
w
Id
rd
Id2
x
ra2
z
Id1
ra1
y
Prenons l'exemple du relais RADSS d' ABB
Ci - dessus sont représentés les trajets du courant pour une alternance et pour la phase a. Sur l'autre
alternance les courants circulent dans les autres diodes, dans le même sens. Le courant différentiel Id
circule en sens inverse. La tension entre les points z et w est proportionnelle à ce courant. Les
courants en trait plein correspondent au défaut externe au jeu de barres, les courants en pointillé au
défaut interne.
Les résistances ra1 et ra2 sont égales à une même valeur, notée rs / 2.
La tension entre les points x et y est alors proportionnelle à la somme des valeurs absolues des
courants issus de chaque départ. La détection se fait en comparant la tension Vwz redressée et la
tension Vxy, toujours positive.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
transformateur TMD
Id
x
alarme
w
Rd3
Sr
D2
mise en route par maximum de Ia
D1
Dr
relais de détection
y
Relais à pourcentage et élaboration de l'alarme
- Défaut interne franc
Dans ce cas, les réducteurs ne sont généralement pas saturés. Tous les courants sont alors
approximativement en phase. Sur l'alternance considérée, le courant Id1 est nul, et Id2 est la somme
Ia1 + Ia2 + Ia3 + Ia4, d'où:
Id2 = Id
Pour tenir compte des erreurs de mesure, la condition de déclenchement est :
Id > S * Id2
S<1
que nous pouvons aussi écrire:
Vwz / rd > S * Vxy / ra2
or le déclenchement a lieu si:
Vwz > Vxy
d'où:
ra2 = rs / 2 = S * rd
(1)
(sur l'autre alternance c'est la résistance ra1 qui est sollicitée)
- Défaut extérieur au nœud électrique
Supposons qu'il apparaisse sur le départ 1, à l'extérieur du nœud électrique.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Si le réducteur de ce départ n'est pas saturé, son courant secondaire Ia1 est égal à Id1. Il est en
opposition de phase avec la somme Id2 de ceux des autres réducteurs, et le courant circulant dans le
relais rd est nul.
Si le réducteur est saturé, il ne fournit plus le courant Ia1. Le courant Id2 se partage alors en deux
parties, entre les points w et z, l'une à travers la résistance rd, l'autre à travers la résistance ra1 et le
circuit secondaire du réducteur n° 1, qui se comporte alors comme une résistance pratiquement pure.
La condition de non - déclenchement est:
Vwz < Vxy
soit:
rd * Id < (rs / 2) * (Id2 + Id1)
ce qui donne, d'après (1)
Id < S (Id2 + Id1)
Les courants Id1 et Id se partagent suivant l'équation:
(2)
(rf1 + rs / 2) * Id1 = rd * Id
(3)
rf1 étant la somme de la résistance secondaire du réducteur du départ n° 1 et de la filerie le reliant à la
protection.
comme
Id2 = Id1 + Id
l'équation (2) devient:
Id < S * (2 * Id1 + Id)
soit
Id < 2 * S * Id1 / (1-S)
d'où, d'après (3) et (4):
(rf1 + rs / 2) < 2 *
(4)
S
* rd
1-S
S
et, d'après (1):
rf1 + S * rd < 2 *
* rd
1-S
1-S
soit:
rd > rf1 *
(5)
S * (1 + S)
Nous choisissons habituellement rd tel que:
1-S
rd = rf1 *
(6)
S
Le pourcentage S est réglé à 0,8 à EDF. Une valeur plus faible permettrait d'éliminer les défauts
résistants, dus par exemple à une mauvaise terre de poste, mais n'autoriserait que des résistances de
filerie plus faibles.
La résistance rf1 est mesurée à la mise en service, sur chaque réducteur de courant.
Les valeurs de rd sont toujours suffisamment élevées pour qu'il soit nécessaire d'utiliser des
réducteurs spécifiques, comme pour les protections à seuil constant cf § 2-3-4-2-4.
Bibliographie [39]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 4 - 4 - Protection basse impédance sur réducteurs performants
Lorsque tous les réducteurs d'un poste sont spécifiés pour laisser passer les composantes
apériodiques sans se saturer, il n'est plus nécessaire de respecter la condition notée (5) du § précédent.
Au contraire, l'impédance du circuit différentiel doit être faible, de manière à ne pas fausser de
manière inacceptable les mesures des protections utilisant les mêmes circuits courant, et à ne pas
provoquer l'amorçage des dispositifs limiteurs de tension. On peut alors utiliser, sans précautions
particulières, des protections différentielles de barres de principe identique aux précédentes, mais où
la résistance rd a une valeur faible. Ces protections peuvent alors être utilisées dans des postes
dépourvus de réducteurs de mesure comportant un enroulement spécialisé.
La seule application qui existe en France est le réseau 400 kV, où des réducteurs performants
avaient été installés à une époque où il n'avait pas encore été envisagé d'utiliser des protections
différentielles de barres.
2-3-4-5- Protection basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés.
Généralement, les protections différentielles de barres utilisent, entre les réducteurs et les relais,
des transformateurs auxiliaires placés au plus près des réducteurs principaux. Ils permettent de
rattraper les éventuels rapports différents de ces réducteurs, d'un départ à l'autre, et de transporter sur
des distances relativement longues des courants d'amplitude nominale plus faible, par exemple 0,1 A
au lieu de 1A ou 5A. Mais ces transformateurs peuvent, par leurs caractéristiques, participer au
fonctionnement de la protection.
Exemple: INX 5 de la firme ABB.
Leur circuit interne est à haute impédance, ce qui signifie que dans les transformateurs auxiliaires
les courants sont transformés en tensions déphasées de 90° par rapport à leur courant primaire. De
cette manière ces courants primaires, qui sont les courants secondaires des réducteurs principaux,
n'interagissent pas entre eux.
protection
Faible impédance magnétisante
haute impédance: v = - di / dt
La détection de saturation d'un réducteur principal se fait en comparant le courant et sa dérivée, ou
plutôt la tension v et sa primitive. Pendant le temps où un réducteur est saturé, la détection d'un défaut
n'est pas prise en compte. Seule est utilisée celle qui a été élaborée pendant les quelques millisecondes
qui précèdent la saturation. L'ordre de déclenchement n'est émis que si la détection a eu lieu sur deux
alternances consécutives.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 4 - 6 - Protection à moyenne impédance et faible consommation
Cette protection peut être utilisée sur des réducteurs saturables sans enroulement spécialisé. Son
principe est l'utilisation de transformateurs auxiliaires se saturant avant les réducteurs principaux. A
ce moment là, les transformateurs auxiliaires se comportent pratiquement comme des court - circuits
vis à vis des réducteurs principaux, et ne provoquent pas leur saturation.
La protection différentielle de barres a alors vis à vis des transformateurs auxiliaires un
comportement identique à celui qui a été vu au §2343.
Le point le plus critique est le couplage, où le réducteur principal alimente deux transformateurs
auxiliaires, un par nœud électrique. Il faut alors que la tension de coude du réducteur principal, c'est à
dire la tension secondaire qui correspond à l'induction le saturant, soit supérieure à la somme de celles
de chaque transformateur auxiliaire. A cela il faut ajouter la chute de tension dans les transformateurs
auxiliaires eux-mêmes, et la chute de tension dans les autres équipements utilisateurs. Pratiquement, il
faut que la tension de coude du réducteur principal soit quatre fois celle de chaque transformateur
auxiliaire. Ceci impose une tension de coude faible pour ces derniers, et donc des résistances
d'enroulement secondaire, et de liaison avec la protection, faibles elles aussi.
2-3-4-7- Protection différentielle à combinaison linéaire de courant
C'est une protection qui ne comporte qu'un seul relais pour les trois phases. Cette disposition permet
de simplifier non seulement la partie détection, mais aussi la partie aiguillages, car un seul courant par
départ doit être commuté lors des changements de barres.
Prenons par exemple la DIFLCL. C'est une protection du type moyenne impédance et faible
consommation. La combinaison linéaire utilisée est:
I = 2,5 * Ia + 1,5 * Ib + 2 * Ic
Si nous voulons qu'elle soit insensible à la non prise en compte du courant de la phase a sur un départ
parcouru par le courant de transit maximal Itmax, le seuil de détection doit être supérieur à:
2,5 * Itmax.
Si nous voulons que la protection soit sensible à un court circuit monophasé sur la phase b, le seuil de
détection doit être inférieur à
1,5 * Iccmono
D'où la condition:
1,5 * Iccmono > 2,5 * Itmax
Alors que pour une protection à phases séparées la condition s'écrit:
Icc mono > Itmax
Nous voyons ainsi que la protection est un peu moins sensible que la protection à phases séparées.
Ceci peut limiter son emploi dans les postes où le rapport Zo / Zd est élevé.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 4 - 8 - Précautions particulières
Les réducteurs de courant utilisés sur les départs transformateur pour la protection différentielle de
barres sont des tores placés sur leurs traversées. D'où les particularités suivantes:
- si, coté primaire, ces transformateurs sont protégés par des éclateurs placés entre l'extrémité
de chaque traversée et la cuve, la connexion entre l'éclateur et la cuve doit passer à l'intérieur du tore,
faute de quoi un amorçage , qui ne doit être détecté que par la protection masse - cuve, serait aussi
détecté par la protection différentielle de barres, et provoquerait le déclenchement de tous les
disjoncteurs du nœud électrique correspondant,
- toujours coté primaire, un défaut sur la connexion entre le tore et le disjoncteur est vu
comme un défaut barre. Mais l'ouverture des disjoncteurs reliés à la barre n'élimine pas le défaut, qui
reste alimenté par le transformateur. L'ouverture du disjoncteur secondaire du transformateur doit
donc être commandée , un intervalle sélectif plus tard, par l'automate de défaillance du disjoncteur par
exemple.
X
disjoncteur
Eclateur
éclateur
Bibliographie [40]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 3 - 4 - 9 - Protection différentielle numérique
Dans chaque tranche le courant est mis sous forme numérique grâce à un convertisseur analogique numérique. Une fibre optique permet la transmission à l'unité centrale de ce courant numérisé, et de la
position des sectionneurs d'aiguillage. Ceci permet:
- une basse impédance sur le circuit secondaire des réducteurs de courant. Les enroulements
des transformateurs de courant des protections de distance peuvent être utilisés;
- des distances plus élevées entre tranches et unité centrale, jusqu'à 1200 m;
- pas d'interaction entre réducteurs;
- pas de problème de charge de filerie,
- pas de problème de commutation de courant;
- utilisation systématique d'un détecteur par phase, le détecteur à combinaison de courant ne
présentant plus aucun intérêt;
- Pas de susceptibilité de la filerie aux parasites;
- dans l'avenir, adaptation facile aux réducteurs optiques.
En revanche, cette protection est un peu plus lente que les protections électroniques.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 4 - PROTECTION HOMOPOLAIRE
2 - 4 - 1 - But de cette protection
Lorsqu'un défaut à la terre est trop résistant, le point représentatif de l'impédance vue par les
protections de distance peut être confondu avec un point de fonctionnement normal. Les protections
homopolaires, en revanche, peuvent détecter ce type de défaut.
2 - 4 - 2 - Principe de la mesure de puissance
Le raisonnement est le suivant:
régime n° 1 - réseau sain.
A
z
Zds = 15
B
zdL1 = 5
zdL2 = 5
zds2 = 15
z
z
z
z
z
I1
Rf
Ir1
Vf
(zoL1 - zdL1) / 3 = 3,33
I2
Ir2
(zoL2 - zdL2) / 3 = 3,33
Je ne modifie pas ce réseau en ajoutant au point F une force électromotrice Vf égale à la tension en F,
en série avec une résistance Rf;
régime 2: J'applique au point de défaut F une force électromotrice Ef égale à - Vf et je court-circuite
les autres forces électromotrices, sans modifier le réseau; un courant, figuré par les traits en fil fin,
circule de part et d'autre de F. D'où:
-Vf = R* (Ir1 + Ir2) + (zdL1 + zds1) * I1 + (zoL1 -zdL1) / 3) * Ir1
-Vf = R* (Ir1 + Ir2) + (zdL2 + zds2) * I2 + (zoL2 - zdL2) / 3) * Ir2
Le courant est nul dans les phases saines si le rapport (zos + zoL) / (zds + zdL) est le même de part et
d'autre du point de défaut. Si tel n'est pas le cas, je peux soit obtenir les composantes naturelles en
résolvant directement le réseau de la figure ci-dessus, soit obtenir les composantes symétriques en
utilisant la représentation de l'annexe 1, § 34.
régime 3: Je superpose les régimes 1 et 2 et j'obtiens le régime de défaut.
Dans le réseau sain il n'y a ni tension résiduelle, ni courant résiduel. Je peux donc obtenir ces
grandeurs directement à partir du régime 2.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
PrA = VrA * IrA * cos ϕ
Au point A, la puissance résiduelle est:
ϕ étant l'écart de phase entre VrA et IrA, c'est à dire l'argument de zds1.
Le signe de PrA donne la direction du défaut: si PrA est négative, le défaut est sur la ligne, et la
protection élabore un ordre de déclenchement.
Mais la valeur de PrA est généralement très faible, et son signe mal défini, car zos est souvent
constituée de réactances homopolaires de transformateurs, et j est voisin de 90°. C'est pourquoi, afin
d'augmenter la sensibilité de la protection et de garantir sa fonction directionnelle, on utilise la valeur:
SrA = VrA * IrA * cos (ϕ − ϕο)
ϕo étant généralement réglé à 70°.
2 - 4 - 3 - Principe de la sélectivité
La protection élabore un temps de déclenchement somme d'un temps fixe Tf, au moins égal au temps
de cycle de réenclenchement, et d'un temps dépendant inversement proportionnel à la puissance Sra.
Nous utilisons par exemple une formule telle que:
T = Tf + 10 * i / srA
T = Tf + 2 * i / srA
avec:
pour une intensité nominale de 5 A,
pour une intensité nominale de 1 A
Tf = temps fixe réglable, valeur préférentielle 2 s
i = paramètre réglable
srA= valeur basse tension de la puissance résiduelle au point P1, exprimée en VA.
Sur d'autres protections, les paramètres affichés sont une puissance s et un temps de référence Td.
Ceci signifie que si la puissance sra vaut s, la protection déclenche au bout du temps Tf + Td. Nous
passons d'une protection à l'autre en posant:
i = s * Td / 10 pour le calibre 5 A
Plus une protection est éloignée d'un défaut, plus la puissance résiduelle qui la traverse est faible, et
donc plus elle met de temps à déclencher. Un tel système fonctionne correctement sur les réseaux 400
kV et 225 kV, où les postes comportent généralement de nombreux départs, et où les transformateurs
sont mis à la terre. En revanche, sur le réseau 63 kV, il est souvent mal adapté. En effet, si nous
considérons une file de postes 63 kV à deux départs, où les transformateurs 63 kV / 20 kV ont
généralement leur neutre primaire isolé, et les transformateurs 225 kV / 63 kV ont une impédance
homopolaire élevée, le courant résiduel est le même de part et d'autre de chaque poste, et l'écart de
tension d'un poste à l'autre est faible. L'écart de puissance résiduelle, qui est alors proportionnel à
l'écart des tensions, peut être trop faible pour assurer une sélectivité correcte.
225 / 63 kV
63 / 225 kV
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Exemple de fonctionnement:
Soit une ligne 63 kV d'impédance directe 10 ohm, ce qui correspond à environ 25 km. Nous
supposons que son impédance homopolaire est le triple, soit 30 ohm. Les impédances de boucle
monophasée (zos + 2*zds) / 3 de part et d'autre de cette ligne sont toutes les deux de 15 ohm, ce qui
correspond à des courants de court-circuit monophasé de l'ordre de 3 600 A sur chaque poste
d'extrémité. L'argument des impédances est supposé égal à 70°.
Le rapport des réducteurs de tension est de 600. Celui des réducteurs de courant est de 100
(In = 5A) . La puissance résiduelle basse tension est donc égale à la puissance résiduelle haute tension
divisée par 60 000.
La f.e.m. résiduelle Ed est égale à la tension nominale simple, soit 36 373 V. Ceci suppose que la
tension préexistant au point de défaut soit égale à la tension nominale.
Un défaut de 50 ohm apparaît au milieu de la ligne. La f.e.m. résiduelle Ed alimente alors une
impédance de:
50 + ((15 + 5 + 3,33) / 2) * cos 70° + j * ((15 + 5 + 3,33) /2) * sin 70 °
dont la valeur absolue est: 55 ohm.
Le courant circulant dans le défaut est de:
36 373 / 55 = 660 A
Ce courant se partage également de chaque coté du défaut. En A il vaut donc 330 A, et la tension
résiduelle vaut:
330 * 15 = 4 950 V
Elle est en avance de 70° sur le courant résiduel.
D'où la valeur de la puissance résiduelle haute tension:
SrA = 330 * 4950 * cos(70-70) = 1633 500 VA
et de la puissance résiduelle basse tension:
srA = 1 633 500 / 60 000 = 27,225 VA
Si le réglage choisi correspond à un temps dépendant de 1s pour une puissance résiduelle haute
tension de 5,4 MVA, c'est à dire une puissance résiduelle basse tension de 90 VA, le paramètre i
doit ëtre réglé à 9. Ceci donne, pour un temps fixe de 2 secondes:
9
2 + 10 *
= 5,3 secondes
27,225
nota: la protection comporte aussi, pour éviter les fonctionnements intempestifs sur défaut permanent,
un relais de seuil de courant résiduel et un relais de seuil de puissance résiduelle.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 4 - 4 - Relais directionnel homopolaire compensé
Il s'agit d'une amélioration de la protection vue précédemment. Reprenons la figure ci - dessus. Si
l'impédance amont, zds1 par exemple, est faible, un défaut proche de l'extrémité P2 de la ligne donne
une puissance résiduelle faible au point P1. Pour éviter cet inconvénient, nous utilisons comme
tension homopolaire la tension qui aurait pu être mesurée au milieu de la ligne:
Vo compensée = Vo - (ZoL / 2) * Io
ZoL étant l'impédance homopolaire de la ligne.
Si le défaut est en amont, la tension homopolaire compensée est plus faible que la tension
homopolaire mesurée au point P1, mais plus élevée que celle mesurée au point P2. La sélectivité est
conservée avec les protections situées en P2, avec toutefois une marge plus faible.
2 - 4 - 5 - Protection directionnelle homopolaire avec interdéclenchement
Prenons comme exemple la protection 7 SN 21 créée par Siemens , à la demande de l' Electricity
Supply Board d' Irlande. Le principe est le suivant:
Info « défaut aval »
X
X
Info « défaut aval »
Chacune des protections est munie de deux seuils de courant résiduel, un seuil haut, réglable de
0,1 * In à 0,85 * In, et un seuil bas, réglable de 0,7 à 0,85 fois le seuil haut, ainsi que d'un
relais directionnel. Si un défaut apparaît sur la ligne, le relais directionnel de chacune des protections
émet, contrôlé par le seuil bas, un signal de téléaction à destination de l'autre protection. Cette
dernière émet alors un ordre de déclenchement contrôlé par le seuil haut et le relais directionnel.
La sensibilité généralement retenue est:
Ir = 0,2 *In
Le temps de fonctionnement est de 200 ms. Cependant cette protection ne peut pas détecter la phase
en défaut, et ne peut donc émettre que des ordres triphasés. Si nous voulons pratiquer le
réenclenchement monophasé, il faut laisser aux protections de distance le temps de fonctionner, et
donc retarder cette protection d'un intervalle sélectif.
2 - 4 - 6 - Protection directionnelle à puissance inverse
Afin de pallier l'inconvénient vu au § 243, nous pouvons imaginer une protection utilisant la
puissance inverse SiA, au lieu de la puissance homopolaire SrA:
SiA = ViA * IiA * cos (ϕ − ϕο)
En effet, d'une part un courant inverse est dérivé au droit de chaque poste 63 kV / 20 kV, et d'autre
part l'impédance inverse des postes source est faible, ce qui provoque une chute de tension
significative le long des lignes. La puissance décroît alors plus fortement au droit de chaque poste, et
la sélectivité est plus facile à réaliser.
Bibliographie [100], [101], [103]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
QUATRIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU
ET AUTOMATES
1 - Protection de surcharge
2 - Protection contre les ruptures de synchronisme
3 - Protection de délestage
4 - Automate contre les défaillances de disjoncteur
5 - Réenclencheur
6 - Automate à manque de tension
7 - Automate de régulation de tension
8 - Automate de poste
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - PROTECTION DE SURCHARGE
Remarque préliminaire: cette protection est destinée à fonctionner pour pallier à des situations de transit
anormal, mais équilibré. Les mesures se font toujours sur une seule phase.
1 - 1 - PROTECTION DES LIGNES AERIENNES
1-1-1- Exposé du problème
Les lignes à haute tension doivent satisfaire à des conditions relatives à leur insertion dans
l'environnement. Ces conditions sont, en France, regroupées dans un document officiel appelé arrêté technique.
En particulier, les conducteurs ne doivent jamais descendre au-dessous d'une hauteur minimale, au-dessous de
laquelle EDF serait tenu pour responsable des accidents qui pourraient survenir. Par exemple, cette hauteur est de
8,5 m au-dessus d'un terrain agricole, pour une ligne 400 kV.
Or un conducteur parcouru par un courant s'échauffe, et donc s'allonge, et son point le plus bas s'abaisse.
Pour une température extérieure donnée, et un vent donné, nous pouvons donc calculer une intensité maximale
au-delà de laquelle, en régime permanent, l'arrêté technique n'est plus respecté. Les formules et abaques
permettant ces calculs peuvent être consultés dans les directives ligne, § L13 et L14.
Les personnes chargées de la conduite du réseau ont donc, parmi leurs préoccupations, celle de ne pas
dépasser cette limite. Pour les aider, et pour assurer, quoiqu'il arrive, la sécurité des tiers, des équipements,
appelés protections de surcharge de ligne, sont installés.
1-1-2- Principe des protections de surcharge ligne
Pour une saison donnée, et pour une région donnée, les données statistiques fournies par l'office
météorologique permettent de fixer une température maximale θ1 de l'air ambiant.
Pour une ligne donnée, nous connaissons la température maximale θ3 des conducteurs, au-delà de
laquelle l'arrêté technique n'est plus respecté.
Nous fixons une température intermédiaire θ2 des conducteurs. Cette température est celle que la ligne
ne doit pas dépasser en régime permanent, l'écart entre θ2 et θ3 permettant au centre de conduite d'avoir le
temps de réagir en cas de surcharge. A un couple de valeurs θ1 et θ2 correspond une intensité maximale
admissible en permanence notée IMAP. Le fonctionnement est alors le suivant, pour une ligne 400 kV:
- si le courant sur la ligne dépasse la valeur IMAP, le centre de conduite est prévenu, mais seulement au
bout de 30 secondes. En effet, si un défaut fugitif provoque le déclenchement d'une ligne, le système de
réenclenchement automatique la remet en service au bout de quelques secondes (voir § 5). Pendant le temps où
cette ligne est coupée, la charge se reporte sur les lignes voisines, où l'intensité peut dépasser la valeur IMAP
pendant quelques secondes, puis tout rentre dans l'ordre. Or ce temps est trop faible pour provoquer un
échauffement significatif des conducteurs. Il est alors inutile de déranger le centre de conduite.
- deux autres valeurs sont utilisées, IS1 et IS2. La première est telle que si la température de la ligne en
régime permanent était précédemment θ2, elle atteigne θ3 au bout de 20 minutes, et la seconde, plus élevée, est
telle que dans les mêmes conditions la ligne atteigne θ3 au bout de 10 minutes.
Le centre de conduite est donc prévenu par deux alarmes:
- la première apparaît si le courant est compris entre IMAP et IS1, et dès lors l'agent chargé de la
conduite du réseau sait qu'il dispose de 20 minutes pour faire cesser la surcharge. Il tente de le faire en agissant
sur le schéma du réseau et les valeurs des consignes de réglage des groupes de production.
- la seconde apparaît si le courant est compris entre IS1 et IS2. Le centre de conduite ne dispose plus
alors que de 10 minutes pour faire cesser la surcharge. Pour cela il coupe l'alimentation d'une partie des
consommateurs en utilisant les protections de délestage (voir § 3).
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Si au bout du temps dont il dispose, la surcharge n'a pas cessé, la protection envoie un ordre de
déclenchement au disjoncteur de la ligne.
Si l'intensité est supérieure à IS2, la protection envoie son ordre de déclenchement au bout de une
minute. Le centre de conduite n'a pas le temps d'agir dans ce cas.
Mais tout doit être mis en œuvre pour que cette situation ne se produise jamais. Sinon le déclenchement
de la ligne surchargée provoque l'apparition de surcharges sur les lignes voisines, ce qui, de proche en proche,
peut conduire à l'effondrement général du réseau.
Pour les lignes de tension inférieure, le principe est le même, mais la mise en œuvre est plus simple.
1-1-3-Exemple
Considérons une ligne 400 kV, avec trois conducteurs en faisceau en almélec de 511 mm, de
construction récente.
Le tableau de réglage est le suivant:
été
θ1
35 °
Printemps
automne
25 °
Hiver
doux
15 °
Hiver
froid
5°
θ2
60 °
60 °
60 °
60 °
θ3
75 °
75 °
75 °
75 °
Imap
2685 A
3405 A
3405 A
3790 A
Is1
3490 A
4090 A
4090 A
4360 A
Is2
4570 A
5110 A
5305 A
5305 A
La protection comporte 12 seuils, qui sont tous télécommandables depuis le centre de conduite.
Remarques:
- la température θ3 = 75° est l'hypothèse généralement admise pour la construction des lignes. Mais au
cours de son existence, une ligne peut se détendre par fluages. Le profil en long de la ligne doit donc être vérifié
périodiquement. Si la ligne s'est détendue, il faut, dans un premier temps, baisser les seuils de température, donc
d'intensité, et dans un second temps, retendre la ligne.
- Une ligne neuve se refroidit moins bien qu'une ligne ancienne. En effet, ses conducteurs se comportent
comme des corps brillants et rayonnent faiblement, alors qu'une ligne ancienne se rapproche davantage d'un corps
noir.
- la détermination des seuils IMAP, IS1, IS2 doit se faire sur l'élément le plus faible de la liaison. Ce
peut être la ligne, ou un tronçon de cette ligne si elle n'est pas homogène, ou un appareil haute tension,
disjoncteur, sectionneur, réducteur de courant, circuit bouchon.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
75°
60°
t=0
t = 10 mn
t = 20 mn
Avant l'instant t = 0, la ligne transite un courant égal à IMAP - ε, il fait 35 ° et la température de la ligne est 60 °.
Si un courant Is1 - ε apparaît, la température monte à 75 ° en 20 minutes, puis la ligne est mise hors tension et se
refroidit (courbe jaune).
Si un courant Is2 -ε apparaît, la température monte à 75 ° en 10 minutes, puis la ligne est mise hors tension et se
refroidit (courbe violette).
Bibliographie [41]
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1 - 2 - PROTECTION DE SURCHARGE DES TRANSFORMATEURS
1-2-1 Exposé du problème
Dans la norme CEI 76-1, on distingue :
- les transformateurs de type sec,
à ventilation naturelle
à ventilation forcée
- les transformateurs immergés dans l'huile, à circulation naturelle et ventilation naturelle
à circulation naturelle et ventilation forcée
à circulation forcée et ventilation naturelle
à circulation forcée et ventilation forcée
Les transformateurs de grande puissance utilisés à EDF sont du dernier type. Ce sont ceux qui
permettent le meilleur refroidissement, mais qui exigent la surveillance la plus complète.
1-2-2- Principe de la protection
Les plus élaborées utilisent deux grandeurs d'entrée:
- l'intensité
- la température de l'huile
Ses réglages dépendent, comme ceux des protections de ligne, de la température maximale observable
pendant la période de l'année considérée. On définit les seuils suivants:
- L'intensité nominale In
C'est la valeur au-dessous de laquelle le transformateur ne subit aucune détérioration particulière.
Dans ces conditions la ventilation naturelle est suffisante, à condition que les pompes de circulation d'huile
fonctionnent normalement. Elle a une valeur fixe, déterminée en prenant en compte la température extérieure
maximale.
- L'intensité Is.
Si l'intensité In est dépassée, mais si l'intensité Is n'est pas atteinte, le vieillissement du transformateur
s'en trouve accéléré, mais il n'y a pas de conséquences immédiates. Le centre de conduite est prévenu, mais la
protection n'émet pas d'ordre de déclenchement. En revanche, si le seuil Is est dépassé, le transformateur risque
de se dégrader rapidement. La protection, après avoir envoyé une alarme au centre de conduite, émet un ordre de
déclenchement aux deux disjoncteurs encadrant le transformateur, au bout de 20 minutes.
Ce seuil dépend de la saison considérée et du type de transformateur. On retient généralement:
Is = 1,15 * In en été
Is = 1,25 * In en hiver doux
Is = 1,35 * In en hiver froid
- l'intensité Im = 1,5 * In
Si ce seuil est dépassé, la protection, après avoir envoyé une alarme au centre de conduite, émet un ordre
de déclenchement aux deux disjoncteurs encadrant le transformateur au bout de 5 minutes.
- la température θ1: Si la température de l'huile du transformateur est supérieure à cette valeur quand le
seuil de courant Is est franchi, le même traitement que précédemment est réalisé dès que l'intensité dépasse
1,1 * Is. Cette température dépend du transformateur. Elle est de l'ordre de 60°.
- la température θs: C'est la température de sécurité, au-delà de laquelle le transformateur doit être mis
hors service. Elle dépend du type de transformateur. Elle est généralement de l'ordre de 90°.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le fonctionnement est le suivant:
- le seuil In est dépassé.
Les ventilateurs des aéroréfrigérants sont mis en service. Un compteur horaire est démarré, destiné à
totaliser le nombre d'heures de fonctionnement du transformateur à une intensité supérieure à In. Le centre de
conduite est alerté, mais seulement au bout de 20 secondes afin d'éviter les alarmes intempestives pendant les
cycles de réenclenchement.
- le seuil Is est dépassé.
Le centre de conduite est alerté au bout de 20 secondes. Il a 20 minutes pour tenter de faire cesser la
surcharge. Au bout de ce temps la protection commande le déclenchement des disjoncteurs encadrant le
transformateur.
- le seuil Im, ou 1,1 * Is, est dépassé.
Le centre de conduite est alerté au bout de 20 secondes. Il a 5 minutes pour faire cesser la surcharge,
faute de quoi le transformateur est mis hors réseau.
- la température θs est dépassée. La protection envoie une alarme au centre de conduite, mais ne
commande pas de déclenchement automatique. En effet, cette situation n'est pas nécessairement due à une
surcharge mais peut provenir de l'arrêt des pompes de circulation d'huile, elle même consécutive à une panne
d'auxiliaires . (voir huitième partie, §3). Dans ce cas, le retour à la normale peut parfois être obtenu sans mise
hors réseau du transformateur.
De telles protections sont utilisées pour les transformateurs raccordés au réseau 400 kV. Les protections
de surcharge des transformateurs raccordés au réseau 225kV ne comportent pas de mesure de température.
- the threshold Im, or I'm, is overcome.
The control centre is warned after 20 seconds. It has 5 minutes to try and stop the overload. At the end of this
time, the protective relay orders tripping the circuit breakers framing the transformer
Bibliographie [42]
1 - 3 - PROTECTION DE SURCHARGE DES CANALISATIONS SOUTERRAINES
Les constantes de temps décrivant l'échauffement des câbles souterrains sont beaucoup plus longues que
celles décrivant l'échauffement des conducteurs aériens. Il n'a donc pas été jugé utile d'installer des protections de
surcharge sur ces ouvrages.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - PROTECTION CONTRE LES RUPTURES DE SYNCHRONISME
2 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME
Lorsque le réseau fonctionne correctement, tous les alternateurs tournent à la même vitesse électrique
(vitesse mécanique multipliée par le nombre de paires de pôles), mais leurs forces électromotrices sont décalées
entre elles d'un angle qui dépend de leurs consignes de réglage et de la structure du réseau sur lequel ils débitent.
Le système est stable.
S'il y a incohérence entre ces consignes et le réseau, le système peut devenir instable et une ou plusieurs
machines peut tourner à une vitesse différente de l'ensemble des autres. C'est la perte de stabilité statique.
Lorsqu'un court-circuit apparaît, les alternateurs proches de ce court-circuit débitent alors sur une
impédance faible, mais constituée essentiellement d'éléments inductifs, lignes, transformateurs... La puissance
active se trouve alors paradoxalement diminuée, et les alternateurs, qui, avant action de leurs systèmes de
régulation, reçoivent toujours la même puissance mécanique, accélèrent et peuvent tourner à une vitesse
supérieure à celle des alternateurs plus éloignés du défaut. C'est la perte de stabilité dynamique.
Dans les deux cas il faut:
- éviter le déclenchement anarchique des disjoncteurs par les protections contre les courts - circuits.
C'est le rôle des dispositifs antipompage des protections de distance.
- créer, en ouvrant des disjoncteurs prédéterminés, des zones où production et consommation
s'équilibrent, de manière à isoler la zone "malade" des zones saines. Après quoi, si dans la zone malade les
alternateurs ne réussissent pas à retrouver le synchronisme, les centrales sont si possible îlotées, puis le réseau est
progressivement remis en service à partir des zones saines.
Pour créer ces zones, les pertes de synchronisme sont détectées par des battements de tension, que nous
pouvons schématiquement représenter comme suit:
tension
0
amplitude de
la source A
distance électrique
de la source A
amplitude maximale
et amplitude minimale
au point C
amplitude maximale
et amplitude minimale
au point B
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amplitude de
la source B
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
tension au point C
premier
battement
deuxième
battement
troisième
battement
Ces battements sont utilisés pour effectuer le découpage en trois étapes successives, de manière à cerner
progressivement la zone malade ( voir cinquième partie, §3).
2 - 2 - DESCRIPTION DE LA PROTECTION
Elle utilise la tension sur une seule phase.
Une baisse de la valeur crête de cette tension, égale ou supérieure à Vn / 50, entre deux alternances
consécutives donne une impulsion indiquant une baisse. Une hausse de cette même valeur crête, égale ou
supérieure à Vn / 50, entre deux alternances consécutives, donne une impulsion indiquant une hausse. Un
battement est identifié comme une suite de plus de 10 impulsions de baisse, suivie d'au moins 4 impulsions de
hausse. Il est confirmé seulement si la valeur minimale de la tension crête est inférieure à 0,65 fois la valeur
maximale (réseau 400 kV et 225 kV), ou 0,80 fois la valeur maximale (réseau 90 kV et 63 kV), ceci afin d'éviter
le fonctionnement de la protection sur de simples oscillations de puissance.
L'ordre de déclenchement est émis quand la tension monte, et lorsqu'elle est supérieure à la moyenne
entre tension maximale et minimale, ceci afin que le courant à couper ne soit pas trop élevé.
Bibliographie [43]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - PROTECTIONS DE DELESTAGE
3 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME
Lorsque la production est insuffisante par rapport à la consommation, les alternateurs ralentissent, et la
fréquence baisse. Normalement cette baisse de fréquence est mise à profit par les régulateurs des groupes pour
rétablir l'équilibre. Mais si la puissance disponible est insuffisante, les groupes atteignent leur puissance
maximale et la fréquence continue à baisser.
Si elle descend au-dessous de 49 hz, valeur fixée en France par arrêté ministériel, EDF est autorisée à procéder à
des coupures de clients, appelées délestages, pour rétablir l'équilibre.
Si la fréquence continue à descendre, d'autres clients sont coupés. Les derniers coupés sont les clients
prioritaires. Ensuite les centrales sont séparées du réseau, mais elles continuent à fonctionner en alimentant
uniquement leurs auxiliaires. On dit alors qu'elles sont îlotées. Elles peuvent ainsi être de nouveau connectées
rapidement au réseau, dès que le centre de conduite a retrouvé la maîtrise de la situation.
Nous avons vu au §1 que le centre de conduite peut aussi être amené à ordonner des délestages pour faire cesser
des surcharges.
3 - 2 - PRINCIPE DES PROTECTIONS DE DELESTAGE
Elles sont installées dans les postes de transformation 225 / 20 kV; 90 / 20 kV; 63 / 20 kV.
- circuits de mesure:
. chacun de ces circuits est alimenté par la tension de la barre, ou d'une des barres, située coté primaire;
. la grandeur sinusoïdale correspondante est transformée en créneaux de même période;
. un dérivateur crée une impulsion à chaque passage par zéro de la grandeur précédente;
. l'intervalle de temps séparant chaque impulsion est comparé à une base de temps réglée pour la
fréquence voulue;
. une mémoire temporaire transforme l'information fugitive obtenue à la suite de la comparaison
précédente en ordre logique.
Le temps de fonctionnement de l'ensemble est de 200 ms.
- seuils utilisés
Les circuits de mesure sont au nombre de 4, correspondant aux seuils suivants:
. 49 hz
. 48,5 hz
. 48 hz
. 47,5 hz
-
ouverture de départs correspondant à 20% de la charge
ouverture de départs correspondant à 20% de charge supplémentaire
ouverture de départs correspondant à 20 % de charge supplémentaire
ouverture de départs correspondant à 20% de charge supplémentaire
Au-dessous de cette valeur, seuls les clients prioritaires, essentiellement les hôpitaux, restent alimentés.
Les quatre seuils de délestage sont périodiquement permutés, de manière à ce que les premiers clients coupés ne
soient pas toujours les mêmes.
Ces équipements possèdent, de plus, un relais d'acquisition d'ordres extérieurs pour les délestages volontaires.
Les groupes de production possèdent un relais de fréquence à un seul circuit de mesure, réglé à 47 hz, et qui
l'îlote sur ses auxiliaires.
Bibliographie [44]
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4 - AUTOMATE CONTRE LES DEFAILLANCES DE DISJONCTEUR
Sa fonction est de détecter la non - ouverture d'un disjoncteur en constatant que l'ordre émis n'est pas
retombé au bout d'un intervalle sélectif après le début de son émission. Il émet alors un ordre de déclenchement à
tous les disjoncteurs du même jeu de barres.
4 - 1 - PROBLEMES POSES
- Un fonctionnement intempestif a des conséquences graves: il fait perdre tout un nœud électrique.
- Les ordres de déclenchement doivent être aiguillés, suivant les mêmes circuits que ceux de la
protection différentielle de barres.
- La non - retombée de la protection risque de provoquer le fonctionnement de l'automate. En particulier,
une protection différentielle de ligne ne retombe que lorsque les deux disjoncteurs sont ouverts.
4 - 2 - SOLUTIONS
- L'émission d'un ordre de déclenchement est validé par des relais de courant, qui vérifient qu'un courant
existe toujours dans les phases du départ.
- Lorsqu'une protection différentielle de barres existe, l'automate contre les défaillances de disjoncteur
lui est associé: il utilise les aiguillages de la protection différentielle de barres, qui utilise elle même les circuits
de déclenchement de l'automate.
automate de
défaillance de
aiguillage de protection
différentielle de barres
disjoncteur
automate de
défaillance de
disjoncteur
relais de mesure de la
protection différentielle
de barres
X
X
S'il n'y a pas de protection de barres, il faut adjoindre des circuits d'aiguillage aux automates.
- Le relais Buchholz ne retombe pas, et de plus il peut fonctionner pour un courant faible. Le contrôle
d'ouverture du disjoncteur se fait, dans ce cas, par le contact auxiliaire de position de ce disjoncteur.
Bibliographie [45], [46]
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5 - REENCLENCHEURS
5 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME
5-1-1- Défauts fugitifs
Les courts-circuits apparaissant sur les lignes aériennes sont, dans environ 95% des cas, des défauts fugitifs.
Prenons un exemple: un coup de foudre tombant sur un conducteur crée, entre la structure métallique du pylône
reliée à la terre d'une part, et le conducteur d'autre part, une différence de potentiel suffisante pour qu'un arc
s'amorce entre eux. L'arc se produit généralement entre le conducteur et l'anneau de garde de l'isolateur le
supportant. L'air devient alors ionisé, et l'arc subsiste jusqu'à disparition de la tension. Après cette mise hors
tension, l'air se dé-ionise. Le temps de dé-ionisation est donné par la formule empirique suivante, dite formule de
Van Warrington:
n= 10,5 + Un / 34,5
n est le nombre de périodes et U la tension nominale entre phases, en kV.
Nous trouvons par exemple 0,44 secondes en 400 kV à 50 hz.
Une fois ce laps de temps écoulé, la ligne peut être remise sous tension. Cependant, ce temps doit être majoré
pour tenir compte des phénomènes suivants:
- les deux extrémités de la ligne ne déclenchent pas en même temps. Ceci dépend de la présence ou non
de téléactions, et de l'éventuelle mise en route séquentielle d'une des protections,
- si une seule phase est déclenchée aux deux extrémités, les autres phases créent, par couplage capacitif,
une tension sur cette phase, et le temps d'élimination de l'arc se trouve allongé. Ce phénomène est surtout sensible
sur les lignes longues à deux circuits, où l'arc peut, dans certains cas, ne pas s'éteindre.
Les autres causes de défaut fugitif sont: (liste non exhaustive)
- balancement des conducteurs sous l'effet du vent,
- objets divers charriés par le vent,
- brouillard givrant,
- pluie en zone polluée,
- branche d'arbre proche d'une ligne, et brûlée par l'arc,
5-1-2- Défauts permanents
Ils peuvent être dus aux causes suivantes: (liste non exhaustive)
- rupture d'un câble, ou de sa pince d'ancrage, et chute sur le sol,
- chute d'un arbre, ou d'une grue, sur la ligne,
- acte de malveillance conduisant, par exemple, à la ruine d'un pylône,
- détoronage d'un brin de conducteur, qui s'approche d'une autre masse métallique.
De tels incidents, heureusement assez rares, peuvent constituer un danger pour les tiers, et il faut s'efforcer de
minimiser les risques.
Une protection ne peut pas savoir si un défaut est permanent ou fugitif. Il est nécessaire de renvoyer la tension
sur la ligne pour le savoir.
Or il a été constaté que, lorsque un conducteur tombe sur une route, pendant les premières minutes qui suivent,
les personnes présentes n'osent pas, à juste titre, le toucher. Puis, au bout d'une dizaine de minutes, les plus
impatients supposent que le câble est hors tension, et prennent l'initiative de le déplacer s'il constitue une gêne
pour la circulation. Il est dès lors dangereux de tenter de remettre la ligne sous tension.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
D'où l'idée de réaliser des réenclencheurs qui réussissent, dans un laps de temps généralement inférieur à une
minute, à remettre sous tension les lignes affectées d'un défaut fugitif, quelle que soit la situation. Dès lors, si le
réenclencheur échoue, l'exploitant peut être quasiment certain qu'il s'agit d'un défaut permanent et ordonne une
visite de ligne.
Nota: les défauts sur les transformateurs et les câbles souterrains sont toujours permanents. On s'efforce de ne
jamais renvoyer la tension sur ces ouvrages. Les défauts barre, bien que pouvant être fugitifs, sont, sur les
réseaux 400 kV et 225 kV, traités comme des défauts permanents.
5 - 2 - FONCTIONS DES REENCLENCHEURS
5-2-1- Précautions lors de la remise sous tension d'une ligne
5-2-1-1- Défauts monophasés.
Si les protections font déclencher les deux extrémités d'une phase, les deux autres phases de la ligne
maintiennent entre les réseaux situés à ses extrémités une liaison suffisante pour que les tensions aux postes
d'extrémité soient peu affectées. Le réenclenchement peut alors se faire sans précaution particulière. Cependant,
si le réenclenchement n'a pas lieu, le déclenchement du disjoncteur est commandé sur les deux autres phases par
un relais temporisé qui constate la discordance de pôles.
Si le réenclenchement échoue, il est très probable que le défaut soit permanent. Le disjoncteur reçoit alors un
ordre de déclenchement triphasé . Le réenclencheur est de nouveau mis en route par la protection, mais ne
commande pas, sauf cas particulier (voir § 5223) un second réenclenchement.
Le réenclenchement monophasé est utilisé à EDF sur les lignes 400 kV et 225 kV uniquement. Sur ces lignes, en
effet, la proportion de défauts monophasés est respectivement de 90% et 84 %. Sur les lignes de tension plus
faible, où cette proportion est moins favorable, et où les conséquences d'une coupure triphasée sont moins graves,
cette pratique n'a pas été étendue.
5-2-1-2- Défauts bi - ou triphasés.
Ils provoquent l'ouverture des disjoncteurs de la ligne sur les trois pôles.
A partir de ce moment là, les tensions sur les postes d'extrémité peuvent tourner rapidement l'une par
rapport à l'autre, car le réseau vient d'être perturbé par un court-circuit. Si le réenclenchement est ordonné sans
contrôle, il peut venir se placer au moment où les tensions sont en opposition de phase, ce qui aurait les mêmes
conséquences qu'un court-circuit. D'où deux méthodes possibles:
5-2-1-2-1- Réenclenchement rapide
Il est effectué, aux deux extrémités, sans contrôle de tension, au bout d'un temps aussi court que
possible, de l'ordre de 0,8 secondes généralement. Nous admettons alors que pendant ce temps les tensions n'ont
pas eu le temps de varier notablement.
Un tel système suppose que le réseau s'y prête. C'est le cas lorsque la puissance unitaire des groupes de
production est faible par rapport à la puissance totale du réseau, et que ce réseau est bien maillé. Des études de
stabilité sont nécessaires pour le valider. D'autre part les déclenchements aux deux extrémités doivent être bien
synchronisés. Ceci suppose l'emploi systématique de systèmes permettant cette synchronisation: protections à
comparaison de phase, protections différentielles, ou protections de distance fonctionnant dans des schémas de
téléprotection tels que le déclenchement conditionnel avec dépassement, le schéma à blocage, ou l'extension de
zone (voir § 2151 de la troisième partie). Ce système ne peut fonctionner ni s'il y a risque de mise en route
séquentielle, ni si le déclenchement provient des protections homopolaires.
Il est utilisé dans de nombreux pays, mais en France les difficultés qui ont longtemps existé pour mettre en
place des téléactions nous ont conduit à opter pour le système suivant.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
5-2-1-2-2- Réenclenchement lent.
Nous choisissons, sur une ligne, une extrémité prioritaire, par où s'effectuera la remise sous tension.
C'est le «renvoi barre sur ligne»
A l'autre extrémité, nous attendons que la tension soit revenue sur la ligne, et nous la comparons alors, en
amplitude et en phase, pendant un temps de l'ordre de 5 secondes appelé temps de glissement, à la tension
mesurée sur une barre du poste. Si l'écart est suffisamment faible, le réenclenchement est ordonné. Sinon, le
centre de conduite, qui est alerté, agit sur le réseau pour réduire l'écart.
C'est le «rebouclage»
Le choix des extrémités de renvoi et de rebouclage tient compte de la proximité des groupes de production: on
s'efforce de ne pas renvoyer la tension par l'extrémité proche d'un groupe, afin de ne pas lui faire subir un couple
de torsion qui risquerait de l'endommager. Si cette situation ne peut pas être éludée, par exemple lorsque des
groupes se trouvent situés à proximité des deux extrémités, les renvois sont décalés dans le temps entre les
lignes, pour éviter des a - coups trop rapprochés sur les arbres des groupes.
C'est cette méthode qui est utilisée sur le réseau EDF. Notons cependant que sur les antennes passives,
essentiellement en 90 kV et 63 kV, nous utilisons le renvoi de tension rapide (0,3 secondes) entre la retombée de
la protection et l'émission de l'ordre de réenclenchement, qui est suivi d'un réenclenchement lent, à échéance du
temps de récupération du disjoncteur.
Pour les lignes en antenne alimentant un client autoproducteur, c'est à dire un client possédant un générateur de
puissance généralement faible vis à vis de la puissance du réseau, l'extrémité située coté client peut être
déclenchée par une protection homopolaire. Les barres du client peuvent ensuite se trouver hors tension après
déclenchement du générateur local. Il faut alors pouvoir renvoyer la tension sur les barres.
C'est le «renvoi ligne sur barres» (peu utilisé).
5-2-2- Causes d'échec du réenclenchement - remèdes.
5-2-2-1- Apparition de deux défauts à moins de une minute d'intervalle.
Lorsqu'un disjoncteur reçoit un ordre d'enclenchement, il faut être certain qu'il pourra exécuter un ordre de
déclenchement immédiatement après l'enclenchement si le défaut est permanent. Or, lorsqu'il a été déclenché sur
un court-circuit, puis enclenché, il n'est plus capable d'être de nouveau déclenché, puis enclenché, puis déclenché
(cycle Ouverture - Fermeture - Ouverture). Il faut attendre que des pompes de regonflage, situées dans son
armoire de commande, aient reconstitué la réserve d'énergie nécessaire à son fonctionnement( ressort ou azote
sous pression). Le temps nécessaire est appelé temps de récupération. Dans les disjoncteurs actuels, il est de
l'ordre de la minute, mais peut varier d'un type à l'autre.
D'où les dispositions suivantes:
- défaut apparaissant moins de 3 secondes après un réenclenchement sur défaut mono- ou polyphasé.
Le réenclencheur considère qu'il s'agit d'un défaut permanent, et n'émet pas d'ordre de réenclenchement, sauf s'il
s'agit d'une ligne longue à deux circuits (voir ci-dessous). Ce temps est appelé temps de blocage,
- défaut monophasé apparaissant moins de une minute après réenclenchement sur un premier défaut
monophasé, sur la même phase.
Le disjoncteur est déclenché sur les trois phases, puis enclenché au bout de une minute en renvoi ou rebouclage,
conformément à la consigne locale,
- défaut triphasé apparaissant moins d'une minute après réenclenchement sur un défaut monophasé ou
triphasé. Même séquence,
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- défaut monophasé apparaissant après un défaut monophasé, mais sur une autre phase. Le cycle de
réenclenchement est effectué normalement.
Nota: Si, au bout du temps de récupération, la pression de la commande du disjoncteur n'est pas rétablie, le
réenclencheur attend que cette pression redevienne correcte pour émettre son ordre.
5-2-2-2- Non fonctionnement d'un réenclencheur à une extrémité.
.
Une ligne qui reste hors tension après un défaut constitue une contrainte grave pour la conduite du
réseau. En effet, il faut, dans ce cas, effectuer une visite de ligne pour s'assurer qu'il n'existe aucune avarie
susceptible de mettre en danger la vie des riverains. Une simple mise sous tension automatique par une extrémité
présente donc un grand intérêt, même si la ligne n'est pas remise en service.
D'où la fonction «inversion des consignes»:
si, à l'extrémité choisie pour le renvoi barre sur ligne, le réenclenchement n'a pas lieu, cette fonction
autorise, à chacune des extrémités et après un temps donné, le renvoi barre sur ligne et le rebouclage. Ceci
permet a minima la remise sous tension de la ligne par l'extrémité initialement choisie pour le rebouclage.
Cette fonction n'est utilisée que si la topologie du réseau le permet.
5-2-2-3- Ligne longue à deux circuits
Sur de telles lignes, nous avons vu que lors de la mise hors tension d'une phase, la tension capacitive obtenue par
couplage avec les autres conducteurs pouvait maintenir l'arc. Le réenclenchement monophasé échoue donc. La
ligne est alors déclenchée sur les trois phases, aux deux extrémités, mais la fonction «double réenclenchement »
permet un nouvel essai, après échéance du temps de récupération.
5-2-3- Echanges d'informations entre protections, réenclencheur, et disjoncteur
- Mise en route du réenclencheur:
suivant les types de réenclencheurs, elle est commandée par l'apparition ou la retombée de l'ordre de
déclenchement issu de la protection.
- Déclenchement triphasé sur défaut monophasé:
la protection envoie un ordre de déclenchement monophasé au disjoncteur, et met en route le réenclencheur. Ce
dernier, qui possède les informations interdisant le réenclenchement monophasé, envoie au disjoncteur un ordre
de déclenchement sur les deux autres phases, puis, s'il en a l'autorisation, met en route un cycle de
réenclenchement triphasé.
- Enclenchement sur défaut:
lors du réenclenchement d'une ligne en renvoi barre sur ligne, ou de sa remise sous tension par un
exploitant, tout défaut détecté doit être éliminé sans délai. De plus, la fonction directionnelle de la protection est
inopérante en cas d'enclenchement sur défaut triphasé franc (cas de tresses de mises à la terre oubliées) et de plus
le déclenchement est toujours triphasé.
Le réenclencheur envoie alors à la protection une information d'enclenchement. Cette dernière émet un
ordre de déclenchement sur mise en route, parfois temporisé d'une cinquantaine de millisecondes, pour éviter les
déclenchements intempestifs sur les harmoniques 2 du courant, dus à la saturation dissymétrique des
transformateurs à l'enclenchement (voir annexe 5).
Nota: l'enclenchement manuel d'une ligne se fait toujours en passant par l'automate de
réenclenchement, qui vérifie que les tensions correspondent bien à l'une ou l'autre des conditions suivantes:
renvoi barre sur ligne
renvoi ligne sur barres
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rebouclage
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- liaisons aérosouterraines.
Lorsqu'une liaison comporte une arrivée en câble souterrain dans un poste, ce câble est protégé par une
protection masse - câble ou une protection différentielle de câble (voir troisième partie, § 16 et 232),
fonctionnant en parallèle avec les protections de la ligne. Si un défaut apparaît sur le câble, un essai de renvoi est
inutile et peut être nocif pour deux raisons:
. échauffement supplémentaire de la gaine du câble. Mais généralement cet échauffement ne conduit pas
à une détérioration supplémentaire,
. danger pour les personnes. En effet, si le défaut est provoqué par un engin arrachant
malencontreusement le câble, le conducteur de l'engin peut avoir l'idée de descendre dans la fouille. Un renvoi au
bout de plusieurs secondes peut alors provoquer un accident. En revanche, un renvoi rapide, dans la seconde qui
suit, est beaucoup moins dangereux.
C'est pourquoi la disposition suivante est adoptée:
. Dans tous les cas la protection de câble inhibe le réenclencheur local.
. S'il y a danger pour les personnes, on fait en sorte que le renvoi ne puisse pas se produire par l'autre
extrémité, soit en mettant en renvoi l'extrémité où se trouve le câble, et en interdisant l'inversion des consignes et
le cycle monophasé, soit en inhibant le réenclencheur de l'autre extrémité par une liaison de téléaction. Cette
disposition est prise essentiellement lorsque le câble traverse des zones industrielles ou des zones habitées.
5-2-4- Utilisation des réenclencheurs par les exploitants
Les consignes des réenclencheurs doivent pouvoir être modifiées rapidement par les exploitants. Notons les cas
suivants, à titre d'exemple:
- Formation de files à la sortie des centrales.
Sur la liaison reliant un groupe de production au poste le plus proche du réseau de transport, les seuls réenclenchements réalisés sont les réenclenchements monophasés, et les renvois depuis les barres du poste. Coté groupe,
où le renvoi est interdit, le rebouclage est réalisé par le synchrocoupleur du groupe, qui, sur ordre de la personne
chargée de conduire la centrale, agit sur la régulation du turboalternateur pour l'amener au synchronisme. Si, pour
des raisons de répartition de charge, le centre de conduite crée une file de production, les autres lignes de la file
doivent être traitées de la même manière.
z
X
X
X
poste B
poste C
centrale
poste A
les couplages des postes A et B sont ouverts, et l'énergie de la centrale arrive intégralement sur le poste C
- travaux sous tension
Lorsque des personnes travaillent sous tension sur un ouvrage du réseau, il est impératif qu'en cas
d'incident ou d'accident, heureusement extrêmement rare, un renvoi de tension ne vienne alourdir le bilan en
causant des dommages à ceux qui viendraient leur porter secours. Les réenclencheurs sont alors mis hors service.
Sur ces deux exemples, nous voyons qu'il est nécessaire que le centre de conduite ait la possibilité de
télécommander les consignes des réenclencheurs.
5 - 3 - MISE EN ŒUVRE - voir § 6 - 2
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6 - AUTOMATE A MANQUE DE TENSION - ATRS
6 - 1 - POSITION DU PROBLEME
Il peut arriver qu'à la suite de déclenchements dus aux protections contre les courts -circuits, ou aux
protections contre les situations anormales de réseau, des disjoncteurs se trouvent mis hors tension. Cette
situation, qui correspond souvent à une coupure de clientèle, est prise en compte par des automates qui,
généralement, dans un premier temps, font ouvrir le disjoncteur, et, dans un deuxième temps, utilisent le retour de
tension sur l'une des bornes, ou sur les deux, pour le refermer conformément à des consignes prédéterminées.
Les situations suivantes peuvent se produire:
6-1-1- Poste en bascule
En fonctionnement normal, il est dans la situation suivante:
poste A
poste B
Ac
X
Bc
X
Ca
X
Cb
X
63 kV ou 90 kV
poste C
X
X
consommation 20 kV
Un défaut permanent apparaît sur la ligne AC. Le disjoncteur Ac s'ouvre, et le disjoncteur Ca est hors
tension. Nous voulons réalimenter automatiquement le poste C par la ligne BC.
Après échec du renvoi par le disjoncteur Ac, l'automate à manque de tension de Ca ordonne son
ouverture. Deux systèmes sont alors utilisés, au choix.
- Premier système: la veille de l'automate de Cb a été armée par la situation «disjoncteur ouvert et
tension sur les deux bornes». Lorsqu'il constate la disparition de la tension sur les barres de C, il ordonne le
renvoi ligne sur barres, après une temporisation destinée à couvrir un renvoi ligne sur barre depuis Ac et
l'ouverture de Ca. C'est la fonction «renvoi de tension en secours par renvoi ligne sur barre».
- Deuxième système: l'automate de Ca émet, après ouverture de son disjoncteur, une information à
destination de l'automate de Cb, qui, après avoir vérifié qu'il se trouve bien dans les conditions de renvoi ligne
sur barres, commande la fermeture de son disjoncteur. C'est la fonction « bascule »
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6-1-2- Poste à deux alimentations bouclées.
poste A
poste B
Ac
X
Bc
X
Ca
X
Cb
X
63 kV ou 90 kV
poste C
X
X
consommation 20 kV
Les disjoncteurs Ac et Bc s'ouvrent sous l'action de leurs protections. Nous ne savons pas s'il s'agit d'un défaut
barre, ou d'un défaut sur la ligne AC avec panne de la protection de Ca, ou d'un défaut sur la ligne BC avec
panne de la protection de Cb. Le problème est de réalimenter le poste C le plus rapidement possible si le défaut
est sur une des lignes, et par conséquent de savoir le plus vite possible où se trouve le défaut (s'il se trouve sur les
barres du poste C, il faut de toute manière intervenir dans le poste).
Trois méthodes peuvent être envisagées:
- Déclenchement curatif par manque de tension
renvoi barres sur ligne en A, et rebouclage en B (ou l'inverse).
Si le défaut est fugitif, le poste est réalimenté très rapidement.
S'il est permanent, Ac et Bc retrouvent le défaut et le poste C n'est pas réalimenté. Les automates à
manque de tension du poste C font alors ouvrir les disjoncteurs Ca et Cb. Le disjoncteur Ac effectue un deuxième
renvoi, et le disjoncteur Bc effectue un renvoi barre sur ligne par inversion des consignes. La reprise de service
est ensuite réalisée manuellement sur instruction du personnel chargé de la conduite du réseau.
- Déclenchement préventif par manque de tension:
ouverture de Ca et Cb par manque de tension, puis renvoi barre sur ligne de Ac et Bc. Ensuite, Ca et Cb
renvoient l'un après l'autre la tension de leur ligne vers les barres de C. Le poste C est ainsi réalimenté
automatiquement lors d'un défaut sur une des lignes.
Ce système a un inconvénient:
en cas de défaut barres, les disjoncteurs Ca et Cb ont tous les deux effectué un cycle d'ouverture fermeture - ouverture, et leurs pompes de regonflage ne sont plus alimentées par les auxiliaires du poste C. Il faut
alors regonfler les disjoncteurs à la main, avec une manivelle, ce qui peut prendre une demi-heure, et allonge
d'autant la reprise de service.
nota: dans le premier système, il serait aussi possible d'effectuer des renvois automatiques ligne sur barres au
poste C, mais nous retrouverions alors le même inconvénient que ci-dessus.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- Méthode dite préventive - curative:
Cb est déclenché par manque de tension
Ac effectue un renvoi barre sur ligne, qui remet le poste C sous tension si le défaut est fugitif, ou s'il est
permanent sur la ligne BC.
Si ce renvoi échoue, Ca est déclenché par manque de tension, puis Bc renvoie la tension des barres de B
sur la ligne BC, puis Cb renvoie la tension sur les barres de C.
De cette manière, en cas de défaut sur les barres de C, le disjoncteur Ca, qui n'a effectué qu'une
manœuvre d'ouverture, peut encore être refermé manuellement.
6-1-3- Remise sous tension d'un poste situé dans une file, en marche débouclée.
225 kV
63 kV
poste A
Ab
X X
poste B
Ba
Bc
X X
225 kV
poste C
Cb
Cd
X X
poste D
poste E
Dc
Ed
De
X X
X X
Vers la consommation 20 kV
Les postes B et C sont alimentés par A, le poste D est alimenté par le poste E, et le disjoncteur Cd est ouvert. Un
défaut apparaît sur la ligne AB.
Le disjoncteur Ab est déclenché par sa protection, puis son automate tente un cycle de réenclenchement.
- Si le défaut est fugitif, les postes B et C sont réalimentés.
- S'il est permanent, les disjoncteurs Ba, Bc, et Cb sont déclenchés par leurs automates à manque de
tension, puis l'automate de Cd émet un ordre de réenclenchement, conformément à l'un des deux systèmes décrits
au § 6-1-1. L'automate de Cb effectue alors un renvoi de tension barres sur ligne, puis celui de Bc un renvoi ligne
sur barre. Un renvoi barre sur ligne de Ba provoque alors, si le défaut est permanent, le déclenchement de ce
disjoncteur par protection.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6-1-4- Reconstitution du réseau.
Une portion du réseau peut se trouver mis hors tension pour diverses raisons: déclenchement en secours
de protections contre les courts - circuits, déclenchements successifs par surcharge, perte de synchronisme,
îlotage de groupes sur baisse de fréquence... Lorsque cette portion de réseau est faiblement étendue, l'incident est
dit localisé et la reprise automatique de service fonctionne normalement, telle que décrite ci-dessus. Mais s'il
s'agit d'une zone plus étendue, l'incident est dit généralisé, et le centre de conduite préfère commander par des
manœuvres volontaires la réalimentation de la clientèle afin de l'adapter aux possibilités de fourniture d'énergie
en chaque point du réseau. Pour ce faire, le centre de conduite peut émettre un ordre de désarmement des
automates qui ont été mis en veille lorsqu'ils ont émis leur ordre de déclenchement par manque de tension. S'il ne
dispose pas de cette possibilité, il peut admettre arbitrairement que si un automate reste en veille plus de 10
minutes, c'est qu'il s'agit d'un incident généralisé. L'automate est alors réglé pour se désarmer au bout de ce
temps.
Lors d'un incident localisé, il peut aussi être nécessaire de prévoir un temps d'attente différent d'un
départ à l'autre, après retour de la tension, avant d'effectuer un renvoi barres sur ligne, de manière à éviter une
augmentation trop brutale de la consommation.
L'ensemble des dispositions prises pour assurer une reprise de service aussi rapide que possible après un
incident localisé ou généralisé s'appelle plan de reconstitution du réseau (voir cinquième partie, § 4).
6-1-5- Files d'alimentation d'auxiliaires de centrales.
Lors d'un incident généralisé, des centrales nucléaires peuvent se trouver arrêtées, par suite d'un îlotage
non réussi. Il faut pouvoir alors réalimenter leurs auxiliaires, (108 MVA pour un groupe de 1300 MW), pour les
remettre en service. Mais la centrale disponible la plus proche peut se trouver assez éloignée, et des phénomènes
tels qu'effet Ferranti, ou auto - amorçage des alternateurs sur charge capacitive, peuvent se produire. Il convient
alors:
- de prévoir et d'essayer plusieurs files d'alimentation entre chaque centrale nucléaire et les centrales
susceptibles de lui porter secours, essentiellement les centrales hydrauliques.
- de pouvoir constituer, lors d'un incident généralisé, l'une ou l'autre des files validées, alors qu'elles
risquent de se trouver hors tension.
Pour ce faire, il est nécessaire de pouvoir commander la fermeture de disjoncteurs hors tension,
lorsqu'ils ont été préalablement ouverts par leurs automates à manque de tension.
6-1-6- Travaux sous tension.
Pour minimiser les risques, le déclenchement par manque de tension est accéléré, et toute forme de
remise sous tension automatique est interdite.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6 - 2 - MISE EN OEUVRE
Les différentes fonctions décrites sont apparues progressivement, tant pour les réenclencheurs que pour
les automates à manque de tension. Des appareils électromécaniques ont été développés pour réaliser les
premières de ces fonctions. Ensuite ceux qui étaient déjà installés ont été modifiés pour accueillir de nouvelles
fonctions, tandis que les appareils des générations suivantes intégraient ces modifications dans leur conception.
Puis, des associations entre ces appareils ont permis de répondre à de nouvelles demandes. Toutes ces évolutions
ont conduit à des matériels, et des principes d'exploitation, assez disparates d'une région à l'autre.
En 1988 est apparu un appareil, dans lequel toutes les fonctions demandées, tant pour le réenclencheur
que pour l'automate à manque de tension, étaient présentes: c'est l'Automate de Tranche de Reprise de Service
(ATRS). Cet appareil est progressivement installé sur le réseau, en remplacement des anciens équipements.
6-2-1- Informations acquises par l'ATRS
- tension ligne, sur chaque phase,
- tension barre, sur une phase,
- position du disjoncteur,
- discordance de pôles, élaborée dans le relayage de tranche,
- ordre de déclenchement par protection, sur chaque phase,
- manque de pression dans la commande du disjoncteur,
- ordre d'enclenchement volontaire,
- blocage par protection de câble,
- mise en veille de l'automate à manque de tension,
- désarmement de la veille de l'automate à manque de tension,
- régime spécial d'essai en / hors service.
6-2-2- Fonctions élémentaires réalisées par l'ATRS
- présence de tension coté barre: si cette tension est supérieure à un seuil réglable de 30 à 55 V,
- absence de tension coté barre: si cette tension est inférieure à un seuil réglable de 5 à 30 V,
- présence tension coté ligne: si les tensions ligne sont toutes les trois supérieures à un seuil
réglable de 30 à 55 V,
- absence tension coté ligne: si les tensions sont toutes les trois inférieures à un seuil réglable de 5
à 30 V,
- écart entre tension ligne et tension barre inférieur à un seuil réglable de 10 à 60 V,
- écart de phase entre tension ligne et tension barre inférieur à un seuil réglable de 20 à 75°,
6-2-3- Consignes télécommandables
- réenclenchement triphasé en / hors service,
- réenclenchement rapide en / hors service,
- rebouclage / renvoi après mise en route par protection,
- réenclenchement monophasé en / hors service,
- déclenchement par manque de tension en / hors service,
- renvoi de tension en secours en / hors service .
- régime spécial d'essai en/hors service (pour travaux sous tension)
6-2-4- Consignes non télécommandables
- inversion des consignes,
- cycle triphasé après un cycle monophasé,
- renvoi ligne sur barres après déclenchement par protection,
- renvoi barre sur ligne après déclenchement par manque de tension,
- renvoi ligne sur barre après déclenchement par manque de tension,
- rebouclage après déclenchement par manque de tension,
- fermeture volontaire hors tension après déclenchement par manque de tension.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6-2-5- Principales temporisations
- temps de blocage,
réglable de 1 à 15 s,
- temps de récupération,
réglable de 20 à 300 s,
- temps de glissement,
réglable de 1 à 15 s,
- temps de cycle monophasé,
réglable de 0,5 à 7,5 s,
- temps de cycle triphasé,
réglable de 1 à 255 s,
- temps d'inversion des consignes,
réglable de 1 à 255 s,
- temps de renvoi ligne sur barres après déclenchement par protection,
réglable de 1 à 15 s,
- temps de renvoi barres sur ligne après déclenchement par protection,
réglable de 1 à 15 s,
- temps de cycle triphasé rapide,
réglable de 50 à 750 ms,
- temps de déclenchement par manque de tension,
réglable de 1 à 255 s,
- temps de renvoi barre sur ligne, après déclenchement par manque de tension,
réglable de 1 à 15 s,
- temps de renvoi ligne sur barres,
réglable de 1 à 15 s,
- temps d'attente avant d'effectuer un rebouclage,
réglable de 1 à 15 s,
- temps de désarmement automatique de la veille de l'automate à manque de tension, réglable de 2 à 150 mn,
- temps de fonctionnement du renvoi de tension en secours en renvoi ligne sur barres, réglable de 1 à 255 s,
- temps de fonctionnement du renvoi de tension en secours en renvoi barres sur ligne, réglable de 1 à 255 s
- temps de déclenchement par manque de tension en régime spécial d'essai, réglable de 0,25 à 3,75 s.
D'autres temporisations existent, destinées à éviter des aléas de fonctionnement.
Cet appareil est modulaire, afin de pouvoir être adapté aux différents types de réseau. Par exemple nous ne
commanderons pas le module "cycle monophasé" pour une ligne 63 kV, ni le module "réenclenchement rapide"
pour une ligne 225 kV.
6-2-6- Fonctions réalisées, récapitulation.
6-2-6-1- Fermeture manuelle,
- renvoi barre vers ligne,
- renvoi ligne vers barre,
- rebouclage,
ces fonctions sont toujours en service,
- fermeture hors tension,
cette fonction est en service sur consigne.
6-2-6-2- Fonction réenclencheur,
- réenclenchement monophasé,
- renvoi barre sur ligne après déclenchement par protection,
- rebouclage après déclenchement par protection,
- renvoi ligne sur barre après déclenchement par protection (exceptionnellement).
6-2-6-3- Fonction automate à manque de tension,
- déclenchement à manque de tension,
- renvoi barre sur ligne après déclenchement à manque de tension,
- renvoi ligne sur barre après déclenchement par manque de tension,
- rebouclage après déclenchement par manque de tension,
- renvoi barre sur ligne de tension en secours,
- renvoi ligne sur barre de tension en secours,
6-2-6-4- Fonction commune,
- régime spécial d'essai
Bibliographie [47], [91]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - AUTOMATE DE REGULATION DE TENSION
Cet automate est chargé d'émettre des ordres «augmente le nombre de spires au secondaire» et «diminue» au
régleur en charge du transformateur, afin qu'ils fournissent au réseau une tension correcte.
7 - 1 - CAS D'UN TRANSFORMATEUR SEUL
7-1-1- Problème posé
Il faut que, lorsque la tension primaire du transformateur fluctue, la tension aux bornes de chaque utilisateur
varie le moins possible.
Soit une série de consommateurs alimentés en parallèle depuis un transformateur. La charge de chacun d'eux est
représentée par une impédance Zi, et se trouve raccordée au transformateur par une impédance ZLi. Sa puissance
nominale est Pni.
Nous définissons un consommateur équivalent, dont la charge est représentée par une impédance Z et la ligne
d'alimentation par une impédance ZL telles que la chute de tension entre le transformateur et lui soit égale à la
moyenne pondérée des chutes de tension entre le transformateur et chaque consommateur:
ZL * I * Pn= Σ ZLi * Ii * Pni
V
Va
ZL
I
Z
et nous cherchons à maintenir une tension constante aux bornes de ce consommateur.
7-1-2- Solution possible
Une tension Va image, obtenue en enlevant de la tension V une tension créée en faisant circuler le courant I dans
une impédance image égale à ZL, est comparée, en module, à une tension de consigne Vc. Un paramètre δ permet
d'ajuster la sensibilité.
Si la condition
¨Va image¨ > Vc * (1 + δ)
est vérifiée, l'automate envoie un ordre «diminue», qui fait passer la première prise au bout de 30 secondes, et les
suivantes au bout de 10 secondes. L'ordre cesse lorsque ¨Va image¨ devient inférieur à Vc.
Si la condition:
¨Va image¨ < Vc * (1 - δ)
est vérifiée, l'automate envoie un ordre «augmente», et la suite est identique.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
La fourchette de tension située entre Vc * (1 + δ) et Vc * (1 - δ) est la zone d'insensibilité. δ est généralement de
l'ordre de 1,5 %. Plus cette valeur est faible, plus le régleur fonctionne souvent et plus il s'use, mais mieux la
tension est régulée.
L'écart de tension provoqué par un passage de prise est de l'ordre de 1,2 %.
Remarque: Si Va et I sont en phase, l'écart entre le module de Va et le module de V est essentiellement dû à la
partie résistive RL de ZL.
V
ZL* I
I
Va
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - 2 - CAS DE DEUX TRANSFORMATEURS EN PARALLELE.
7-2-1- Problème posé
Reprenons le schéma équivalent précédent
V1
X1
transfo n° 1
V
ZL = RL + j*XL
Va
V2
X2
transfo n° 2
I
Z
V1 et V2 sont les tensions à vide mesurées aux bornes secondaires des transformateurs, X1 et X2 leurs
impédances directes de court - circuit.
- cas où la marche est équilibrée.
C'est le cas lorsque les deux transformateurs sont sur la même prise, et connectés au même jeu de barres.
V1 = V2
I = I1* (X1 + X2) / X2 = I2 * ( X1 + X2) / X1
La tension Va image de chacun d'eux (voir § précédent) est égale à Va si:
Va =
=
=
V- (RL + j * XL) * I
V - I1 * (Rl + j * Xl) * (X1 + X2) /X2
V - I2 * (Rl + j * Xl) * (X1 + X2) /X1
( premier transformateur) (1)
(deuxième transformateur) (2)
Le diagramme des tensions est:
V1 = V2
V
Va + RL * I
Va
I1
I2
I
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- apparition d'un déséquilibre
Par exemple, les deux transformateurs, connectés à la même barre, ne sont pas sur la même prise. Nous
supposons que la tension V'1 au secondaire du transfo n° 1 est supérieure à la tension V'2 au secondaire du
transfo n° 2, que ces deux tensions sont en phase, et que Va et I n'ont pas changé.
Il y a circulation d'un courant ΔI entre les deux transformateurs tel que:
V'1 - V'2 = j * (X1 + X2) * ΔI
Les courants circulant dans les transformateurs n°1 et n°2 valent respectivement:
I'1 = I1 + ΔI
I'2 = I2 - ΔI
et
V'1
V1 = V2
V'2
V
Va2 image
Va1 image
Va
I'2
ΔI
I
ΔI
La tension Va image est élaborée par l'automate de régulation de chaque transformateur. Pour le
transformateur n° 1, la formule n° 1 devient:
Va image
= V - (RL + j * XL) * ((X1 + X2) / X2) * ( ΔI + I1)
= Va - ΔI * (RL + j * XL) * ( X1 + X2) / X2
Sur le diagramme, nous voyons que le module de Va image est plus faible que le module de Va. Donc,
si avant le déséquilibre le module de Va était égal à la valeur de consigne Vc, le régulateur du transformateur n°1
envoie un ordre "augmente" sur le régleur de ce transformateur . Or c'est lui qui a la tension la plus élevée.
Symétriquement, le régulateur du transformateur n° 2 envoie un ordre "diminue" sur le régleur de son
transformateur.
Le système est instable.
7 - 2 - 2 - Solution adoptée
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Nous avons vu, au § 712, que seul le module de Va image était utilisé.
Nous avons vu, au § 721, que l'utilisation d'une réactance image XL conduisait à une instabilité.
D'où les solutions suivantes:
- en cas de marche équilibrée, nous régulons la tension V en remarquant que c'est essentiellement le terme
résistif qui crée une variation du module de Va image. Nous choisissons donc:
Va image = V - R image * I
R image est égal à RL s'il n'y a qu'un seul transformateur.
S'il y en a deux, R image = RL * (X1 + X2) / X2 sur le transformateur n° 1
= RL * (X1 + X2) / X1 sur le transformateur n° 2.
C'est le compoundage actif.
Il n'est généralement pas utilisé si le réseau situé en aval des transformateurs est bouclé.
On appelle taux de compoundage actif le rapport entre la résistance image et le module de l'impédance
Zn obtenue en faisant le rapport entre la tension nominale du réducteur de tension et le courant nominal du
réducteur de courant
- pour se prémunir contre les déséquilibres, nous utilisons une réactance image parcourue par le courant
en sens inverse de celui vu au § 721. La valeur de cette réactance est choisie de telle manière qu'un écart ΔV
entre les tensions V1 et V2 conduise à un écart Δv plus faible entre les tensions Va1 image et Va2 image, afin
d'assurer la stabilité du système. Nous choisissons par exemple:
Δv = ΔV / 3, d'où
Va1 image = V + j * (X1 / 3) * I1
Va2 image = V + j * (X2 / 3) * I2
X1 image = X1 / 3
X2 image = X2 / 3
C'est le compoundage réactif soustractif
On appelle taux de compoundage réactif le rapport entre la réactance image et le module de l'impédance Zn
obtenue en faisant le rapport de la tension nominale du réducteur de tension et du courant nominal du réducteur
de courant.
La zone d'insensibilité, définie au § 711, se trouve augmentée dans le rapport X1 / X1 image
exemple:
Zn = impédance nominale du transformateur (ce n'est pas systématique)
X1 = 0,15 * Zn,
ce qui correspond à une tension de court-circuit de 15%,
X image = 0,05 * Zn,
ce qui donne un taux de compoundage de 5 %,
Le régleur fonctionne
si
ou si
Va1 image > Vc + 1,5 %,
Va2 image < Vc - 1,5%
donc, si V'1 > Vc + 4,5%, ou V'2 < Vc - 4,5%
Il peut y avoir jusqu'à 8 prises d'écart entre les deux transformateurs lorsque le régulateur se met en route.
Nota: lorsque le courant I n'est plus en phase avec la tension Va, l'influence de cette régulation sur le
maintien de la tension V n'est plus négligeable. Si la charge devient inductive, la tension image augmente, ce qui
conduit le régulateur à faire baisser la tension. Pour éviter cet inconvénient, la tension de consigne peut être
changée par télécommande.
Va1 image
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
j * X1 image * I1
I1
V = Va
V et I1 en phase, pas de déséquilibre, pas de compensation entre V et Va
Va1 image
j * X1 image * I1
V = Va
I1
V en avance sur I1, charge inductive, pas de déséquilibre, pas de compensation entre V et Va
Les deux types de compoundage peuvent être utilisés simultanément. La tension image vaut alors:
Va1 image = V - R image * I1 + j * X1 image * I1
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
8 - AUTOMATE DE POSTE
8 - 1 - PROBLEME POSE
Il peut arriver que, sur une portion du réseau, certains événements conduisent à modifier le schéma
d'exploitation , d'une manière simple et prévisible, mais dans des délais trop brefs pour que l'initiative puisse en
être laissée au centre de conduite. Si ces modifications peuvent être obtenues sans échanges d'informations entre
tranches, c'est généralement l'ATRS qui s'en charge. Mais lorsque des échanges d'informations sont nécessaires
entre tranches, nous utilisons un automate particulier, facilement adaptable à toutes les demandes qui peuvent
apparaître.
Exemple de fonction demandée:
départ B
63 kV
20 kV
départ C
départ D
poste A
Au poste A, si le départ B est soumis à un courant supérieur à une valeur Ibe en été, et à une valeur Ibh
en hiver, ou si le départ C est soumis à un courant supérieur à Ic quelle que soit la saison, alors il faut déclencher
le départ D après 30 secondes, et si l'une ou l'autre de ces conditions reste remplie, un départ 20 kV au bout de 5
minutes.
8 - 2 - REALISATION
Nous utilisons soit un automate câblé, soit un automate programmable. L'automate câblé comporte une
carte alimentation, des cartes d'entrée - sortie, une horloge, une carte d'entrée des consignes, et des cartes de
fonctions élémentaires, telles que circuits NOR, circuits NAND, temporisations, sur lesquelles nous pouvons, par
câblage, réaliser les fonctions demandées. L'automate programmable reçoit les mêmes instructions par
programmation.
Dans les deux cas, l'automate est considéré comme une tranche particulière, avec sa propre alimentation
continue, ses organes de consignation, et ses relais de découplage lui permettant d'une part de recueillir des
informations dans les équipements des tranches des départs, et d'autre part d'émettre des ordres vers ces tranches.
Il peut aussi recevoir des ordres de l'équipement de téléconduite, et utiliser des téléactions.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
CINQUIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
FONCTIONNEMENT
DE L'ENSEMBLE
1 - PLANS DE PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS
1 - 1- Contraintes
1 - 2 - Principes d'élaboration
1 - 3 - Plan électromécanique
1 - 4 - Plan statique
2 - PLAN DE SAUVEGARDE
3 - PLAN DE DEFENSE
4 - PLAN DE RECONSTITUTION DU RESEAU
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - PLANS DE PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS
1 - 1 - CONTRAINTES
1-1-1- Coordination des isolements
Dans de nombreux pays étrangers, un dispositif largement répandu est la bobine d'extinction, dite aussi bobine
de Petersen. Le principe est le suivant:
les transformateurs sont mis à la terre par des réactances de forte valeur. Un défaut phase - terre se comporte
comme une source de tension placée au point de défaut, et débitant sur un réseau monophasé d'impédance
2 * Zd + Z0
(voir troisième partie, § 2112)
Rd +
3
Rd est la résistance du défaut. Les autres impédances se composent des capacités de lignes en parallèle avec les
inductances formées par les transformateurs et leurs réactances de mise à la terre. Si les valeurs de ces réactances
sont choisies de telle sorte que l'ensemble forme un circuit bouchon, le courant de défaut, après un régime
transitoire très bref, s'annule et l'arc s'éteint. Les protections contre les défauts monophasés ne sont plus
nécessaires qu'en secours.
Un tel système est en fait un fonctionnement à neutre isolé, les valeurs des réactances étant très élevées. Il
fonctionne très bien si le niveau d'isolement de l'ensemble des matériels est suffisant. Dans les normes CEI
n°71-2 et 71-3 , plusieurs niveaux d'isolement sont prévus, mais il est bien précisé que seul le niveau d'isolement
le plus élevé permet l'emploi de ce type de bobine. Ce n'est pas le cas sur le réseau EDF, et ces bobines ne
peuvent pas être utilisées.
Pour le réseau EDF, la coordination des isolements correspond aux contraintes suivantes, zo et zd étant
respectivement les impédances de court-circuit homopolaire et directe du réseau:
sur les réseaux 400 kV et 225 kV,
zo
1<
< 3,
soit
zd
Icc triphasé
1<
zo + 2 * zd
=
< 1,66
Icc monophasé
3 * zd
En fait, nous pouvons admettre que le courant monophasé puisse être légèrement supérieur au courant triphasé,
à condition qu'il ne dépasse pas le courant nominal de court circuit des appareils haute tension,
sur les réseaux 90 kV ,
Icc monophasé
Icc triphasé
< 10 kA
< 31,5 kA
ou
Icc monophasé
Icc triphasé
< 8 kA
< 20 kA
< 8 kA
< 31,5 kA
ou
Icc monophasé
Icc triphasé
< 6 kA
< 20 kA
sur les réseaux 63 kV ,
Icc monophasé
Icc triphasé
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
L'ensemble de ces contraintes a pu être satisfait en installant des réactances de neutre de:
- 25 Ω sur la borne neutre primaire des transformateurs de groupe connectés au réseau 400 kV;
- 40 Ω sur la borne neutre des autotransformateurs
400 / 225 kV;
- 40 Ω sur la borne neutre primaire des transformateurs
400 / 90 kV; 400 / 63 kV;
225 / 90 kV ; 225 / 63 kV;
- 40 Ω sur la borne neutre secondaire des mêmes transformateurs si leur enroulement secondaire est
monté en étoile;
- 120 Ω par phase sur les bobines de point neutre secondaire de ces mêmes transformateurs si leur
enroulement secondaire est monté en triangle.
1-1-2- Stabilité du réseau
Nous avons vu dans la quatrième partie, §2, que le réseau peut subir soit une perte de stabilité statique, soit une
perte de stabilité dynamique.
La première ne peut être évitée qu'en construisant un réseau comportant un nombre suffisant de liaisons, 400 kV
essentiellement. Elle influe cependant sur le choix de certaines options du système de protection, par exemple
les dispositions prises pour éviter le double déclenchement triphasé sur double défaut monophasé, car la perte
d'une ligne double 400 kV peut faire perdre la stabilité statique.
La seconde, en revanche, est directement liée au temps d'élimination des défauts. C'est pourquoi, pour définir un
plan de protection, il faut effectuer des simulations, en observant plus particulièrement:
- le réseau 400 kV,
- les postes 225 kV électriquement proches des groupes nucléaires, c'est à dire essentiellement la partie
225 kV des postes 400 / 225 kV importants,
- les postes 225 kV des régions où se trouvent de nombreuses centrales hydrauliques.
Ces études portent sur différents scenarii, certains étant très probables, d'autres beaucoup moins. Ils prennent en
compte des hypothèses de croissance de la consommation, des hypothèses climatiques, des hypothèses de
disponibilité des centrales. Ils étudient toujours la situation "n-1", c'est à dire celle où l'on se trouve en cas de
perte inopinée de l'un quelconque des ouvrages de production ou de transport, ou d'un organe de coupure, ou
d'un équipement de protection, ou d'un équipement de téléaction.
Elles conduisent à définir un temps maximal d'élimination des défauts triphasés hors défaillance. Sur le réseau
400 kV d' EDF, le temps demandé est de 110 ms pour l'élimination totale des défauts en ligne, et 140 ms sur les
barres. Pour les postes 225 kV électriquement proches du réseau 400 kV, ou en zone hydraulique, il a été fixé à
250 ms pour l'élimination des défauts en ligne, bien qu'en fait dans la plupart des postes le réseau puisse
supporter sans risque des temps d'élimination beaucoup plus longs.
D'autre part, ces études ont montré que le réenclenchement rapide devait être proscrit sur le réseau 400 kV et le
réseau 225 kV proche des groupes de production. Il n'est en fait utilisé nulle part sur le réseau de transport EDF.
1-1-3- Tenue des matériels
En ce qui concerne les efforts électrodynamiques, les matériels haute tension, ainsi que les dispositions de
postes, sont spécifiés pour un courant de court-circuit donné, mais la durée maximale d'application de ce courant
n'est pas précisée. De fait, les structures sont plus sensibles à des chocs très rapprochés, dus aux
réenclenchements rapides sur des antennes de consommation, qu'aux courts-circuits de longue durée.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
En revanche, un temps maximal d'élimination est précisé pour:
- les postes sous enveloppe métallique
Dans ces postes, le temps t de percement de l'enveloppe par un arc interne est donné la formule empirique
suivante:
1,77
e
t = 87,4 *
0,67
I
avec:
e = épaisseur de l'enveloppe en mm,
I = intensité circulant dans l'arc, en kA,
t en ms.
Compte tenu de la technologie des postes installés sur le réseau EDF, les défauts doivent être éliminés en moins
de 100 ms pour des courants de court-circuit de 40 kA à 63 kA, et en moins de 200 ms pour les courants de
court-circuit inférieurs à 40 kA, pour éviter le percement de l'enveloppe. Pour éviter la propagation à un autre
compartiment, ils doivent être éliminés en moins de 300 ms dans tous les cas;
- les câbles souterrains.
La gaine est calculée pour pouvoir supporter le courant nominal de court-circuit pendant:
0,5 s en 400 kV et 225 kV,
1,7 s en 90 kV et 63 kV.
1-1-4- Temps d'îlotage des centrales
Lorsqu'un défaut triphasé apparaît à proximité d'une centrale de production, ses auxiliaires reçoivent une tension
trop faible. Les différents organes de la centrale, et plus particulièrement les pompes de circulation du circuit
primaire des centrales nucléaires à eau pressurisée, ralentissent, et il faut rapidement séparer la centrale du
réseau, de telle sorte qu'elle puisse fournir une tension correcte à ses auxiliaires. C'est ce que nous avons appelé
l'îlotage (voir § 3 de la quatrième partie). S'il échoue, ce qui peut notamment se produire en fin de cycle de
combustible, il faut que la centrale puisse retrouver une autre alimentation pour s'arrêter correctement.
Le temps au bout duquel, après une chute de tension directe de plus de 30%, la centrale doit s'îloter, s'appelle le
temps d'îlotage. Avant échéance de ce temps, toutes les possibilités d'élimination des défauts, normales ou en
secours, doivent avoir été épuisées, car la manœuvre d'îlotage provoque de fortes contraintes sur la centrale,
dues à la chute brutale de la puissance fournie. Pour les centrales thermiques à charbon, ce temps est de 3
secondes. Pour les premières centrales nucléaires à eau pressurisée, il n'était plus que de 0,8 seconde.
Actuellement, il est, par exemple pour la centrale de Cattenom, de 2,5 secondes.
1-1-5- Présence de câbles de garde sur les lignes aériennes.
Si les lignes sont systématiquement équipées de câbles de garde, les défauts résistants sont rares, et les
protections homopolaires peuvent être simplifiées, sauf sur les réseaux sujets à des contraintes particulières (feux
de brousse des pays tropicaux par exemple).
Le réseau EDF n'est équipé de câbles de garde que sur les lignes récentes. Les protections homopolaires sont
indispensables. Leur temps de fonctionnement doit être compatible, sur le réseau 400 kV, avec le temps d'îlotage
sur défaut monophasé des groupes nucléaires, soit 3 s.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-1-6- Qualité d'alimentation de la clientèle.
Les différents paramètres intervenant dans la qualité d'alimentation de la clientèle sont décrits dans la neuvième
partie. Ils conditionnent les performances du système de protection dans les parties du réseau 225 kV
électriquement éloignées des groupes de production, et sur les réseaux 90 kV et 63 kV.
Or la clientèle est de plus en plus exigeante, du fait essentiellement du développement de l'électronique de
puissance.
EDF passe des contrats standard avec ses clients, s'engageant à fournir une tension dont la durée des coupures
ne dépasse qu'exceptionnellement 1s. Les clients doivent alors concevoir leurs installations de telle manière
qu'ils ne soient pas perturbés par les creux de durée inférieure. Mais ceci n'est souvent pas possible. C'est
pourquoi les efforts actuels d'EDF en matière de protection visent à éliminer la majeure partie des défauts en
moins de 200 ms.
D'autre part, EDF étudie la possibilité de garantir une puissance de court-circuit minimale de 400 MVA pour les
clients raccordés aux réseaux 90 kV ou 63 kV. En contrepartie, les clients seraient tenus de ne pas émettre sur le
réseau un taux d'harmoniques supérieur à un seuil donné.
196 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 2 - PRINCIPES D'ELABORATION
Les protections contre les courts-circuits décrites dans la troisième partie sont de deux types:
- les protections spécifiques à un ouvrage. Elles protègent cet ouvrage de manière très rapide et très
précise, mais sont incapables, en cas de court-circuit sur un autre ouvrage et de défaillance de ses protections, de
le secourir par un déclenchement temporisé. Elles sont appelées «protections à sélectivité absolue». Ce sont:
. les protections différentielles et à comparaison de phase,
. la protection Buchholz,
. les protections masse- cuve et masse- câble,
- les protections capables d'émettre en secours des ordres de déclenchement destinés à éliminer un
défaut situé sur un autre ouvrage (secours éloigné). Elles sont appelées «protections à sélectivité relative». Ce
sont:
. la protection de distance,
. la protection homopolaire,
. la protection d'antenne passive,
. les protections à maximum de courant.
L'ultime secours est assuré par le protections de réserve des groupes (voir annexe 7)
1 - 3 - PLAN ELECTROMECANIQUE
C'est celui qui était en vigueur sur l'ensemble du réseau français jusqu' en 1977, date de la mise en service de la
première centrale nucléaire à eau pressurisée. Depuis cette date, il est progressivement remplacé par le plan
statique, mais reste encore en service en de nombreux points du réseau. Aucune date officielle n'a été donnée
pour sa disparition, mais nous pouvons l'estimer à 2010. Il est caractérisé par les dispositions suivantes:
- les protections de distance, généralement RXAP, et les protections à puissance homopolaire, sont
systématiquement utilisées;
- les protections ne sont pas doublées;
- les téléactions sont utilisées, en accélération et en blocage, mais de manière non systématique;
- il n'y a pas de protection de barres. Les défauts barre sont éliminés par les disjoncteurs des départs
ligne situés à l'extrémité opposée à celle du poste considéré, et par les disjoncteurs de couplage;
- il n'y a pas d'automate destiné à pallier la défaillance d'un disjoncteur. Ce sont les protections des
départs encadrant le départ défaillant qui sont chargés d'éliminer le défaut;
- la protection des transformateurs est assurée par un relais Buchholz et un relais masse- cuve. Au
secondaire se trouvent des protections de distance type PDZ. Ce sont des RXAP simplifiées, mais possédant un
relais de commutation sur les boucles phase- terre actionné aussi bien par le courant homopolaire que par la
combinaison courant inverse- tension homopolaire. Ceci lui permet de détecter les défauts monophasés situés en
amont des transformateurs, même s'ils sont couplés étoile- triangle;
- sur les antennes passives 225 kV on ne fait pas de réenclenchement monophasé. Si une antenne est
légèrement active, une protection à retour de puissance, placée au secondaire du transformateur qu'elle alimente,
assure l'élimination du défaut.
Ce plan de protection permet d'éliminer la plupart des défauts en 0,9 secondes en fonctionnement normal, et 1,6
secondes en cas de défaillance d'une protection ou d'un disjoncteur. Toutefois ces temps peuvent être allongés,
pour les lignes à trois extrémités notamment.
Ses performances ont été jugées insuffisantes sur le réseau 400 kV et le réseau 225 kV proche lors de la mise en
service de la première centrale nucléaire à eau pressurisée , en 1977 (voir § 114 )..
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 4 - PLAN STATIQUE
1-4-1- Réseau 400 kV
Il est conçu pour répondre aux contraintes suivantes:
- élimination complète des défauts francs en moins de 250 ms, même en cas de défaillance d'une
protection, ou d'une téléaction, ou d'un disjoncteur,
- ouverture des couplages ou tronçonnements sur défaut polyphasé, en cas de défaillance d'une autre
protection, en moins de 200 ms,
- sur défaut monophasé, pratique du cycle de réenclenchement monophasé, y compris en cas de double
défaut monophasé sur une ligne à deux circuits, et sur les antennes passives.
Pour cela, les dispositions suivantes sont prises:
- ligne d'interconnexion double.
Sur chaque départ se trouvent:
. une protection différentielle, dite principale
. une protection de distance, dite de secours, avec téléaction: accélération de stade si la ligne fait plus de 15
km, et blocage dans le cas contraire,
. une protection homopolaire,
. un automate contre la défaillance du disjoncteur,
. un automate de tranche de reprise de service.
- ligne d'interconnexion simple.
Sur chaque départ se trouvent:
. deux protections de distance, de principe différent, chacune d'elles possédant sa propre téléaction, et
arbitrairement désignées l'une comme principale, l'autre comme secours,
. une protection homopolaire,
. un automate contre la défaillance du disjoncteur,
. un automate de tranche de reprise de service.
- ligne en antenne passive double.
En cours d'étude
- ligne en antenne passive simple.
L'extrémité active est équipée comme un départ de ligne d'interconnexion
A l'extrémité passive se trouvent:
. un sélecteur voltmétrique télécommandé,
. une protection homopolaire,
. un automate de tranche de reprise de service
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- liaisons centrale poste.
Elles font l'objet d'un document spécial. Notons quelques points particuliers:
. l'armoire de commande du disjoncteur situé à la sortie de la centrale possède deux bobines de déclenchement
par phase,
. dans le cas où la liaison de sortie du groupe de production comporte un disjoncteur à chaque extrémité, la
protection de distance du disjoncteur à la centrale émet un ordre de déclenchement triphasé instantané définitif
sur défaut amont. La protection différentielle de la ligne admet, comme courant d'entrée, coté centrale, la
somme du courant venant de la centrale et du courant venant du transformateur auxiliaire de secours.
- jeux de barres,
. une protection différentielle de barres,
. une protection de débouclage: il s'agit d'une protection de distance, utilisant comme courant d'entrée la somme
du courant du couplage et de celui du tronçonnement situés aux extrémités du nœud électrique qu'elle protège.
X
X
X
X
protection de débouclage
Elle est réglée pour éliminer les défauts polyphasés en première zone en 200 ms, ce qui donne une marge de
sécurité faible par rapport aux protections des départs, et laisse un risque de déclenchement intempestif. Pour les
défauts monophasés, l'élimination se fait en 250 ms, ce qui correspond à un intervalle sélectif correct.
- Autotransformateur, coté primaire
. relais Buchholz,
. relais masse- cuve
. relais à maximum d'intensité sur le neutre du transformateur,
. relais à maximum d'intensité sur le neutre du transformateur de service auxiliaire,
. automate contre la défaillance du disjoncteur
. protection de surcharge
. automate de changement de prise hors tension,
. SURTECO, défaut réfrigération, arrêt des pompes
- Autotransformateur, coté secondaire
. protection différentielle de liaison courte, ou masse- câble, suivant que la liaison est aérienne ou souterraine,
. protection de secours primaire transformateur. C'est une protection de distance simplifiée, assurant le
déclenchement en secours sur défaut situé au-delà des bornes primaires du transformateur,
. automate contre la défaillance du disjoncteur,
. automate de tranche de reprise de service.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-4-2- Réseau 225 kV électriquement proche des centrales de production
Le plan est conçu pour répondre aux contraintes suivantes:
- Elimination complète des défauts francs en 300 ms, même en cas de perte d'une protection, d'une
téléaction, ou d'un disjoncteur
- Pratique généralisée du cycle monophasé, y compris sur les antennes passives.
D'où les dispositions suivantes:
- ligne d'interconnexion:
. deux protections de distance, arbitrairement désignées l'une comme principale, et l'autre comme secours,
utilisant une seule téléaction (accélération de stade pour les lignes de plus de 12 km, blocage dans le cas
contraire), l'une d'elles pouvant être remplacée par une protection à comparaison de phase. Ces protections ont
des performances un peu moins bonnes que celles utilisées sur le réseau 400 kV, notamment en temps de
fonctionnement et en temps de retombée.
. un automate contre la défaillance du disjoncteur,
. une protection homopolaire,
. un automate de tranche de reprise de service.
- ligne en antenne passive ou faiblement active, coté client:
. une protection d'antenne passive télédéclenchée ou temporisée suivant la sensibilité du client aux cycles
monophasés trop longs et aux déclenchements intempestifs,
. une protection homopolaire,
. un automate de tranche de reprise de service.
- barres:
. une protection différentielle de barres
- Transformateur:
. mêmes protections que pour les autotransformateurs, auxquelles il faut ajouter éventuellement, au secondaire,
une protection de distance tournée vers les barres 90 kV, ou 63 kV (voir ce niveau de tension). L'automate de
changement de prise hors tension doit être remplacé par le régulateur commandant le régleur en charge. Le
relais de neutre à maximum d'intensité est placé sur le neutre secondaire. Un relais à maximum d'intensité, placé
en signalisation, peut aussi être installé sur le neutre primaire. (voir 6ème partie, § 7)
1-4-3- Réseau 225 kV non proche
Les performances des protections ne dépendent plus des problèmes de stabilité, mais des exigences des clients.
Ces exigences nous conduisent progressivement à installer un système de protection pratiquement identique à
celui du réseau proche. Toutefois, la protection différentielle de barres peut être une protection à combinaison
de courants, ne comportant qu'un seul relais de mesure (voir conditions de choix de cette protection dans la
troisième partie, § 2347). De ce fait sa sensibilité est moins bonne, et surtout varie d'un type de défaut à l'autre.
200 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-4-4- Réseau 90 kV et 63 kV
Les performances demandées ne dépendent plus que des exigences des clients. En particulier, nous avons vu que
pour obtenir une puissance suffisante sur certains postes, nous étions amenés à boucler ces réseaux. Ceci nous a
conduit à installer des protections différentielles de barre, simplifiées si possible, sur les barres 63 kV des
postes 225 kV / 63 kV à deux jeux de barres, toutes les fois qu'il existait des boucles entre les deux barres.
T1
T2
X P1
X P2
X
X
X
X
X
X
X D3
X
X
X
X D4
X
X D5
En effet, si le réseau 63 kV n'est pas bouclé, le système retenu est le suivant: les protections de distance P1 et P2
placées sur les départs transformateur, et orientées vers le jeu de barres, émettent, au bout d'un intervalle sélectif,
un ordre de déclenchement au disjoncteur de couplage. Un intervalle sélectif plus tard, la protection P1 est
retombée, et la protection P2 émet un ordre de déclenchement à son disjoncteur. Le poste reste alimenté par le
transformateur T1.
En revanche, si le réseau est bouclé, comme c'est le cas sur la figure ci - dessus, la protection P1, après ouverture
du couplage, continue à voir le défaut dans sa zone de mise en route, et son ordre de déclenchement ne retombe
pas tant que la mise en route est sollicitée. Il lui faudrait donc attendre que les disjoncteurs D3, D4 et D5 soient
ouverts pour émettre l'ordre de déclenchement à son disjoncteur. Comme les ordres de déclenchement des
disjoncteurs D3, D4 et D5 peuvent être séquentiels, la temporisation de l'ordre de la protection P1 doit être
réglée, si nous voulons éviter de mettre hors tension tout le poste, à une valeur supérieure à 1 seconde. La
solution consiste à installer une protection différentielle de barres.
Les dispositions suivantes sont donc utilisées
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-4-4-1- postes 225 / 63 kV, avec boucles en parallèle avec le couplage 63 kV.
- Barres:
. protection différentielle de barres simplifiée,
. en secours, le même système qu'au § suivant.
- Lignes:
. protection de distance sur les départs ligne, secourue localement par une protection de distance simplifiée pour
les défauts polyphasés, et par une protection homopolaire pour les défauts monophasés;
. automate contre la défaillance du disjoncteur,
. automate de tranche de reprise de service
1-4-4-2- Postes 225 / 63 kV, sans boucles en parallèle avec le couplage 63 kV.
- Barres:
. sur chaque arrivée de transformateur, une protection de distance orientée vers les barres. En cas de défaut
barre, chaque protection commande, après un intervalle sélectif, le déclenchement du couplage, puis, au bout de
deux intervalles sélectifs, celle qui n'est pas retombée commande le déclenchement de son disjoncteur.
- Lignes:
. mêmes dispositions qu'au § précédent.
1-4-4-3- Postes 63 kV / 20 kV à trois départs ligne 63 kV ou plus
- pour protéger les barres, pas de dispositions particulières,
- pour protéger les lignes, mêmes dispositions qu'au § 1441.
1-4-4-4- Postes 63 kV / 20 kV à deux départs ligne 63 kV
- pas d'automate contre la défaillance du disjoncteur.
Bibliographie [22], [49], [50], [51], [52]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - PLAN DE SAUVEGARDE
C'est l'ensemble des mesures préventives prises lorsque l'on constate que le réseau présente un risque
d'effondrement, dû à un déséquilibre entre production et consommation, ou à une mauvaise répartition du
transit.
Parmi toutes les actions qu'il comporte, nous ne retiendrons que celles qui mettent en jeu des équipements
contrôle électrique du transport. Ce sont:
- le blocage des régleurs en charge des transformateurs 400 (ou 225) kV / 90 (ou 63) kV,
- la baisse de 5% de la tension de consigne des régleurs en charge des transformateurs
90 kV (ou 63 kV) / 20 kV.
Ces actions sont lancées lorsque la tension du réseau est trop basse, et surtout lorsque une ou plusieurs lignes
sont en surcharge. Leur effet peut être schématisé de la manière suivante:
I
z
V
n
L
R1
L1
L'équation de la boucle s'écrit:
V = j*L*ω*I + n² * (R1 + j*ω*L1)
Lorsque le réseau fonctionne normalement, la charge est essentiellement résistive (R1). En revanche, lorsque le
réseau se trouve désorganisé, par suite de la perte d'un ouvrage de production ou de transport, cette charge peut
comporter une composante inductive importante (L1). D'où les diagrammes d'impédance et de tension:
Régime normal
régime perturbé
j*L*ω
Impédance
j*L*ω
R1*n²
j*L1*ω∗n²
R1*n²
V
V
V1
tension
V1
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Nous voyons qu'en régime normal, la tension V1 aux bornes du transformateur est pratiquement égale à
la tension V à la sortie de l'alternateur, mais qu'en régime perturbé elle est beaucoup plus faible. Dans ce cas,
- les régleurs en charge des transformateurs 400 (ou225) kV / 90 (ou 63) kV passent sur la prise haute,
c'est à dire celle qui donne le rapport de transformation n le plus faible,
- puis les régleurs en charge des transformateurs 90 (ou 63) kV / 20 kV passent eux aussi sur des prises
de plus en plus élevées.
La partie résistive de la charge, ramenée au primaire du transformateur, diminue, et l'intensité augmente, de telle
manière que la tension à la sortie de l'alternateur et la puissance active consommée restent les mêmes. Les lignes
peuvent alors se trouver en surcharge, ce qui peut conduire à des déclenchements qui aggravent la situation et
peuvent provoquer l'effondrement du réseau.
A titre préventif, si une telle situation menace, le centre de conduite envoie aux régleurs en charge des
transformateurs 400 (ou 225) kV / 90 (ou 63) kV un ordre de blocage sur une prise basse. L'impédance de la
charge remonte, mais les régleurs des transformateurs 90 (ou 63) kV / 20 kV se mettent en route.
Cette réaction annule partiellement l'effet du blocage précédent. C'est pourquoi elle doit être contrebalancée par
la diminution de 5% de la tension de consigne de ces régleurs.
Bibliographie [53]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - PLAN DE DEFENSE
Il intervient lorsque la dégradation de la situation est effective. Pour l'enrayer, il faut alors avoir recours
à des coupures automatiques de liaisons, puis de clientèle. Deux types de situation sont envisagées:
3-1- PERTE DE SYNCHRONISME
(voir quatrième partie, §2)
3-1-1- Plan classique
Son principe est sommairement décrit au § en référence, où nous avons vu que le réseau est
progressivement découpé, de manière à isoler la zone malade, en utilisant les battements de tension.
Les liaisons d'interconnexion avec l'étranger sont réglées au troisième battement, car on essaie de garder
le plus longtemps possible le secours assuré par les réseaux de l'Europe de l'Ouest, à l'exception de l'Italie et de
la Suisse, qui sont réglées au deuxième battement, et de l'Espagne, qui est réglée au premier battement.
Les liaisons interrégionales sont réglées au deuxième battement, sauf les liaisons entre la région
parisienne et les autres régions, qui sont réglées au troisième battement. Ceci est dû à la situation particulière de
la région parisienne, où l'équilibre production - consommation est impossible.
Les temps de déclenchement, c'est à dire la somme du temps de détection des battements et du temps
d'ouverture du disjoncteur, sont d'autant plus longs que la fréquence de battement est plus faible. Nous pourrons
retenir les ordres de grandeur suivants:
pour une fréquence de battement de 4 hz
- premier battement: 240 ms,
- deuxième battement: 490 ms,
- troisième battement: 740 ms,
pour une fréquence de battement de 0,5 hz
- premier battement: 1,55 s,
- deuxième battement: 3,55 s,
- troisième battement: 5,55 s.
Ces dispositions sont figurées sur la carte ci-jointe.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Zones créées par les automates de débouclage sur rupture de synchronisme
Légende
frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le premier battement
frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le deuxième battement
frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le troisième battement
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-1-2- Plan de défense coordonné.
Dans le plan de défense actuel, l'isolement de la zone malade n'intervient que lorsque la perte de synchronisme a
pu entraîner des perturbations sur une portion importante du réseau.
Un plan de défense agissant avant que les perturbations ne soient effectives est en cours d'installation. Il est basé
sur le principe suivant:
- la phase de la tension est mesurée en permanence en 6 points de mesure dans chaque zone et transmise
en un point centralisé;
- la comparaison entre les phases des différentes tensions permet de détecter dès son apparition la perte
de synchronisme d'une zone par rapport aux autres, et de définir les découpages et délestages nécessaires dans
cette zone pour retrouver l'équilibre production - consommation;
- les ordres correspondants sont émis: ordres de découpage chargés d'isoler la zone déséquilibrée, à
destination des disjoncteurs de tension comprise entre 63 kV et 400 kV, et simultanément ordres de délestage à
destination des disjoncteurs 20 kV;
- le centre de conduite reboucle ensuite la zone séparée, après s'être assuré que le reste du réseau est
correct, puis il rétablit l'alimentation des clients délestés.
Pour être efficace, ce plan suppose qu'il s'écoule, entre la perte de synchronisme et l'ouverture effective de tous
les disjoncteurs concernés, un temps maximal de 1,3 s. Ce temps comprend:
- la transmission des tensions des points de mesure au point central,
- la détection de perte de synchronisme par un ordinateur situé en ce point,
- la prise de décision de cet ordinateur,
- la transmission des ordres aux disjoncteurs,
- le temps d'ouverture des disjoncteurs.
De plus, les ordres d'ouverture des disjoncteurs chargés du découpage, et de ceux chargés du délestage, doivent
être synchrones à moins de 0,1 seconde près.
Dans la pratique, la mise en place de ce système a conduit aux dispositions suivantes:
- la mesure de phase des tensions en chaque point se fait par référence à une horloge commune
distribuée par satellite géostationnaire,
- les ordres élaborés par le calculateur central sont transmis aux postes concernés par deux voies de
transmission: un réseau utilisant le même satellite, et un réseau de faisceaux hertziens.
Les avantages attendus de ce système sont:
- limitation de la perte de synchronisme à une seule zone: elle est séparée du reste du réseau avant
d'avoir eu le temps de le perturber,
- maintien de l'alimentation des clients prioritaires dans la zone perturbée,
- retour rapide à la normale.
Il ne peut cependant être utilisé que si sa fiabilité est suffisante:
-5
- probabilité de non fonctionnement
10
par sollicitation
-7
- probabilité de fonctionnement intempestif 10
207 / 320
par heure
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-2- Manque de production
Il peut s'agir soit d'un manque de production de l' ensemble du réseau de l'Europe de l'Ouest, soit d'un manque
localisé, dans une zone préalablement isolée du reste du réseau à la suite d'une perte de synchronisme.
Le fonctionnement du plan de délestage est décrit dans la quatrième partie, §3.
3 - 3 - Plan de protection contre les reports de charge
Il sert à prévenir les déclenchements par protection de surcharge.
Sur les réseaux 400 kV et 225 kV, les protections de surcharge utilisées sont décrites dans la quatrième partie,
§1. Les seules actions de prévention contre leur déclenchement à la suite d'un report de charge sont volontaires:
changement de schéma, blocage régleur, délestage.
Pour les réseaux 90 kV et 63 kV, le problème se pose différemment suivant que le réseau est exploité en antenne
ou bouclé:
- s'il est exploité en antenne, la ligne doit être dimensionnée pour supporter le courant admissible par les
transformateurs. Il n'est donc pas nécessaire d'installer de protection de surcharge, sauf à titre temporaire, pour
pallier une situation anormale, et aucune mesure de prévention n'est à prendre.
- s'il est exploité bouclé, une ligne peut se trouver surchargée si elle se trouve dans une boucle reliant
deux postes 225 kV, et si, par exemple, un défaut sur la ligne 225 kV reliant les deux postes provoque un report
de charge sur la boucle 63 kV. La ligne doit alors être munie d'une protection de débouclage ampèremétrique,
dont le rôle est d'ouvrir la boucle. Cette protection peut avoir des seuils de fonctionnement asservis aux saisons.
Elle peut aussi avoir un relais directionnel, et son ordre de déclenchement peut être envoyé sur un départ
différent de celui où elle effectue sa mesure, ceci afin de répartir au mieux la charge après le débouclage.
Exemple:
X
X
pda1
X
A1
X
A2
X
X
X
B1
B2
T1
X
C1
C2
T2
Si la puissance circule du transformateur T1 vers le transformateur T2, la protection de débouclage
ampèremétrique pda1 placée en B1 voit passer un courant supérieur à celle qui est placée en B2. Mais la
puissance disponible coté T1 est supérieure à celle disponible coté T2, et il est préférable d'alimenter la charge
du poste B par T1. Pda1 envoie un ordre de déclenchement au disjoncteur B2, et réciproquement.
Bibliographie [53], [54]
208 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - PLAN DE
RECONSTITUTION DU RESEAU
C'est l'ensemble des dispositions prises pour réalimenter le réseau après une panne localisée ou généralisée.
- Panne localisée
Nous utilisons les différentes fonctions de l'ATRS, commandées par le déclenchement par manque de tension.
- Panne généralisée
Les fonctions précédentes sont mises hors service, soit par un ordre du centre de conduite, émis zone par zone,
soit par une temporisation interne à l'ATRS, réglée par exemple à 10 minutes. Cette deuxième solution, adoptée
à titre provisoire lorsque le centre de conduite ne dispose pas de moyens de télécommande suffisants, admet
donc que si la tension n'est pas revenue au bout de 10 minutes, c'est qu'il s'agit d'une panne généralisée.
Le centre de conduite réalise alors par des manœuvres volontaires la reprise de service, en respectant les
priorités suivantes:
- réalimentation des auxiliaires des centrales nucléaires non îlotées,
- réalimentation des auxiliaires des centrales thermiques non îlotées,
- réalimentation des clients prioritaires,
- reprise progressive des autres clients.
La réalimentation des auxiliaires de centrales nucléaires se fait en respectant des procédures préalablement
validées (voir quatrième partie, § 6-1-5).
Pour faciliter la réalimentation des clients, il est préférable de constituer des poches de consommation, c'est à
dire des ensembles de postes 63 kV / 20 kV, alimentés à partir d'un même départ d'un poste 225 kV / 63 kV.
Mais ceci impose de limiter le nombre de disjoncteurs s'ouvrant par manque de tension, et peut constituer un
frein à la réalisation de systèmes de reprise automatique de service sur incident localisé, tels que décrits dans la
quatrième partie, §6. Un compromis doit être recherché.
Bibliographie [53]
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SIXIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
REGLAGES
1 - CALCULS DE RESEAU
1-1- Réseau sain et équilibré
1-2- Réseau équilibré affecté d'un défaut triphasé
1-3- Défaut monophasé franc ou résistant sur un réseau triphasé
2 - DETERMINATION DES REGLAGES - PRELIMINAIRES
3 - PROTECTION DES LIGNES A DEUX EXTREMITES
4 - PROTECTION DES LIGNES A TROIS EXTREMITES
5 - PROTECTION DES BARRES
6 - PROTECTION DES COUPLAGES
7 - PROTECTION DES TRANSFORMATEURS
8 - AUTOMATE DE REPRISE DE SERVICE
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - CALCULS DE RESEAU - PRINCIPE
Il est décrit par le code de calcul 909 de la CEI.
1-1- RESEAU SAIN ET EQUILIBRE
Il peut être représenté par son schéma direct (voir composantes symétriques en annexe 1):
Le réseau comporte n postes.
Le poste i du réseau est alimenté par un générateur, considéré comme une source de courant Ji. Il alimente
une charge d'admittance yii, et il est connecté à un poste j par une liaison d'admittance yij.
Les postes qui ne sont pas alimentés par un générateur reçoivent un courant Ji = 0, les charges qui
n'existent pas ont une admittance yii = 0, et les liaisons qui n'existent pas ont une admittance yij = 0
Ji
z
yij
yii
yjj
La loi de Kirchhof au point i donne:
Ji = Vi*( yii + yij) - Vj*yij
(1)
Au point i arrivent n-1 liaisons, réelles ou d'admittance nulle. Nous posons:
j=n
Yii = Σ yij
j=1
et nous obtenons:
Ji = Vi*Yii - Vj*yij - Vk*yik - ...
Cette équation peut être écrite sous la forme matricielle suivante:
J1
...
Ji
...
Jn
=
Y11 ...
... ...
yi1 ... Yii ...
... ...
yn1 ...
y1i ... y1n
... ... ...
yin
*
... ... ...
yni ... Ynn
V1
...
Vi
soit, en abrégé: J = Y*V
...
Vn
Par inversion de cette matrice d'admittance, nous trouvons la matrice d'impédance Z:
V=Z*J
213 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Si nous nous donnons, en module et en phase, les courants injectés sur le réseau par les groupes
de production, et si nous connaissons les impédances de tous les ouvrages du réseau, nous pouvons
obtenir les tensions sur chaque nœud électrique du réseau, ainsi que les courants circulant dans chaque
ouvrage , par des équations du type suivant:
yij * (Vi - Vj) = Iij
Ceci nous permet ensuite de connaître les puissances actives et réactives qui transitent en chaque
point du réseau. Des algorithmes permettent alors d'ajuster les paramètres J de telle manière que les
tensions, ainsi que les puissances, restent à l'intérieur d'une fourchette donnée.
Ce type de calcul est utilisé pour déterminer
- la répartition des charges sur le réseau. Ces calculs sont nécessaires aussi bien pour les études
prospectives que pour la conduite du réseau;
- l'instabilité Erreur! Signet non défini..
Ces calculs demandent des moyens dont l'importance croît rapidement avec le nombre de nœuds du
réseau.
1-2- RESEAU EQUILIBRE AFFECTE D'UN DEFAUT TRIPHASE.
z
z
V'1
If
z
z
V'n
V'f
Nous étudions un court-circuit franc apparaissant sur le nœud F. Avant ce court-circuit, la tension
en ce point était Vf. Nous appliquons alors sur ce réseau, dans lequel toutes les sources de courant sont
court-circuitées, un courant If inconnu, mais tel qu'il crée une tension V'f = -Vf sur le nœud F. D'où
l'équation:
0
...
If = Y *
...
0
V'1
...
V'f
...
V'n
ce qui donne, après inversion
V'1 = Z1f * If
...
V'f = Zff * If
...
V'n = Znf * If
(1)
L'équation (1) nous donne alors la valeur de If, et à partir de là toutes les tensions. Les tensions
en régime de défaut sont alors données en additionnant les tensions trouvées aux tensions calculées sur le
réseau sain:
V''1 = V1 + V'1
….
V'' f = Vf + V'f = 0
….
V''n = Vn + V'n
Les courants et les puissances peuvent alors être calculés.
Ce type de calcul est utilisé pour déterminer:
- les valeurs des courants vus par les protections lors de courts-circuits triphasés,
- les profondeurs des creux de tension occasionnés par un défaut triphasé, chez les clients situés
dans une zone proche du défaut,
214 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- l'instabilité dynamique du réseau.
1-3- DEFAUT MONOPHASE FRANC OU RESISTANT SUR UN RESEAU TRIPHASE
Considérons le réseau triphasé ci-dessous. En régime permanent, les tensions et courants de chaque
phase peuvent être calculés à partir du réseau direct.
z
z
z
z
z
z
z
z
F
z
z
z
z
Vfa
Rd
F1
z
If
Nous ne changeons pas le réseau en ajoutant au point F une source de courant nulle en série avec
une résistance Rd.
Supposons maintenant qu'un défaut apparaisse en F. La tension préexistant en ce point, Va, a été
déterminée par le calcul précédent. Nous considérons ensuite un régime dans lequel nous injectons au
point de défaut un courant If, inconnu mais tel qu'il crée au point F1 une tension -Va, les autres sources
de courant étant annulées.
Le réseau ci-dessus peut se décomposer en un réseau direct, un réseau inverse, et un réseau
homopolaire. L'injection du courant If dans le réseau triphasé se décompose alors en une injection d'un
courant Idf = If / 3 dans le réseau direct, Iif = If / 3 dans le réseau inverse, et Iof = If / 3 dans le réseau
homopolaire.
D'où l'équation suivante, pour le réseau direct:
0
--Idf
--0
--=
---
Yd11
--yf1
--ydn1
-----------
yd1f
--Ydff
--ydnf
-----------
yd1n
Vd1
---
ydfn
*
Vdf
--Ydnn
Vdn
et deux équations analogues pour les réseaux inverse et homopolaire.
L'inversion des matrices d'admittance considérées donne des matrices d'impédance permettant de
calculer les tensions en fonction de If, et en particulier les tensions Vdf, Vif, et Vof au point F.
La tension au point F, dans le régime considéré, est:
215 / 320
Vfa = Vdf + Vif + Vof
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
D'où l'équation
Vfa = -Va + Rd* If
Qui permet de calculer If, puis toutes les tensions.
La superposition des deux régimes donne le régime de défaut. Les tensions en régime de défaut
sont alors obtenues en faisant la somme des tensions trouvées et des tensions en régime permanent, qui ne
sont pas nulles seulement sur le réseau direct.
Les courants peuvent ensuite être obtenus par des équations du type
ydij * (Vdi - Vdj)
yiij * (Vii - Vij)
yoij * (Voi - Voj)
= Idij
= Iiij
= Ioij
Ce type de calcul permet d'obtenir les valeurs des courants phase par phase lors de court-circuits
monophasés. Des méthodes analogues permettent les calculs de courant de court-circuit biphasés isolés ou
biphasés - terre annexe 6, generalités, §5. Ce sont ces programmes qui sont le plus utilisés par les
personnes chargées des réglages des protections.
----------------------------Pour ces différents types de calcul, il existe à EDF des programmes adaptés aux grands réseaux,
tournant sur des calculateurs puissants (COURCIRC), ainsi que des programmes plus simples, utilisables
sur des microprocesseurs, et adaptés aux réseaux moins étendus (EGERIE).
Bibliographie [55], [99], [109]
216 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2- DETERMINATION DES REGLAGES - PRELIMINAIRES
Qui se charge des réglages?
Dans un premier temps, c'est un théoricien, qui calcule les différents paramètres et établit une note de
réglage.
Ensuite, c'est un homme de terrain, qui les affiche sur les appareils, et vérifie leur validité, par des
étalonnages si nécessaire.
Pour que ces opérations se déroulent correctement, il importe que:
- le théoricien qui calcule les paramètres soit aussi celui qui a choisi les protections, les
réducteurs de mesure, et, s'il y a lieu, les systèmes de téléaction. Le calcul des paramètres doit faire partie
des études préliminaires au choix des protections (voir huitième partie, § 7);
- le théoricien joigne à sa note de réglage un document expliquant les options qu'il a prises, et
auquel pourront éventuellement se reporter les personnes chargées des analyses d'incidents;
- les notes de réglage fournies par le théoricien à l'homme de terrain doivent indiquer sans
ambiguïté les valeurs à afficher sur les équipements;
- l'homme de terrain dispose d'un document lui indiquant les essais de vérification, et, s'il y a lieu,
d'étalonnage des équipements (voir huitième partie, §5);
- l'homme de terrain fasse partie de l'équipe qui sera ensuite chargée d'exploiter les appareils mis en
service.
Dans les chantiers auxquels participe EDF International, il est souvent difficile de respecter ces règles. A
défaut, le maître d'ouvrage devra assurer une bonne coordination des différentes tâches.
217 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3- PROTECTION DES LIGNES A DEUX EXTREMITES
3-1- REGLAGE DES PROTECTIONS DE DISTANCE (voir troisième partie, §2-1)
Il faut distinguer quatre étapes:
3-1-1- Contraintes dues au réseau.
Elles permettent de déterminer la réactance de première et de deuxième zone, ainsi que la zone de
fonctionnement normal dans le plan d'impédance, mais tout cela en valeurs "haute tension".
- rappel:
le plan d'impédance est le plan Z = Va / (Ia + ko*Ir) pour la boucle phase a-terre, et
Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) pour la boucle a - b, les autres s'en déduisant par permutation circulaire.
3-1-1-1- Données concernant la ligne à protéger
Ce sont:
- son impédance directe, et son coefficient de terre
- son courant de charge permanent et temporaire
- les exigences des exploitants d'exploitation.
( voir annexe 3)
(voir quatrième partie et annexe 2)
(voir annexe 2)
Les données concernant le premier et le second point sont fournies par des mesures sur chaque ligne.
A défaut nous prendrons les valeurs usuelles données dans les directives ligne [3].
exemples
Ligne 400 kV, deux conducteurs en faisceau de 570 mm par phase, deux câbles de garde de 228 mm²
zdL = 0,32 ohm/km;
θ = 85°;
ko = 0,5;
IMAP hiver 2 = 2540 A
Ligne 225 kV, un conducteur de 570 mm par phase, deux câbles de garde de 147 mm²
zdL = 0,41 ohm/km;
θ = 81°;
ko = 0,44;
IMAP hiver 2 = 1270 A
Ligne 63 kV, un conducteur de 228 mm² par phase, deux cables de garde de 94 mm
zdL = 0,4 ohm/km;
θ = 70°;
ko= 0,52;
IMAP hiver 2 = 710 A
Ligne 63 kV, un conducteur de 228 mm² par phase, pas de cable de garde, terrain très résistant
zdL = 0,4 ohm/km,
θ = 70°;
ko= 0,85;
IMAP hiver 2 = 710 A
Les exigences des exploitants sont par exemple l'insensibilité de la protection aux cycles de report de
charge monophasé. Des exigences standard sont données dans l' annexe 2, § 21
3-1-1-2- Données extérieures
Le réseau situé autour de la ligne à protéger peut avoir une influence sur les réglages. Nous pouvons
noter:
- présence d'une ligne en parallèle avec la ligne à protéger,
- présence d'une ligne courte au-delà de la ligne à protéger,
- présence d'un couplage sur le poste à l'autre extrémité,
- présence d'un transformateur 63kV / 20 kV à l'extrémité de la ligne à protéger.
Les données concernant la ligne à protéger, ainsi que les données extérieures, nous permettent de
déterminer les paramètres suivants:
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- réactance de première zone
Elle est définie dans le guide de réglage
Pour les lignes longues, simples, c'est 80 % de la réactance de la ligne.
Pour les lignes courtes, c'est à dire pour les lignes de réactance directe inférieure à 4,5 Ohm, soit environ
15 km en 400 kV, il faut utiliser un système à blocage (voir troisième partie, § 2-1-5-1-6). La première
zone est alors réglée au minimum à 120 % de la réactance de la ligne (240% avec les protections
numériques pour s'assurer que le temps de déclenchement reste suffisamment faible, voir
troisième partie, § 214) . Elle ne peut pas être inférieure à 3,9 Ohm.
Le déclenchement en premier stade doit alors être temporisé de 50 ms environ, correspondant à la somme
des dispersions des temps de fonctionnement des protections, du temps de fonctionnement de la
téléaction, et d'un temps de sécurité.
D'autre part, lorsque deux lignes sont installées en parallèle sur une même file de pylônes, (ligne double),
et si l'une des deux est consignée et mise à la terre aux deux extrémités, un défaut sur l'autre ligne sera vu
sous une réactance plus faible que celle attendue. En effet, dans ce cas, les équations de boucle s'écrivent,
pour un défaut sur le poste situé à l'autre extrémité, (voir troisième partie, §2127):
Va1 = Xd * (Ia1 + ko * Ir1 + kom * Ir2)
3 * Va2 = Xo2 * Ir2 + Xom * Ir1 = 0
(terne en service)
(terne consigné)
(1)
En remarquant que Xo2 = Xd * (3 * ko + 1), et que Xom = 3 * Xd * kom, nous trouvons:
Va1
X mesuré =
3 * kom²
= Xd * [ 1 -
Ia1 + ko * Ir1
Ir1
*
3 * ko + 1
] < Xd
Ia + ko * Ir1
Pour éviter les déclenchements intempestifs sur défaut au-delà de l'extrémité de la ligne, la première zone
est réglée à 70% de la réactance de la ligne.
- réactance de deuxième zone.
. Dans la plupart des cas, elle est réglée à 120 % de la réactance de la ligne.
. Sur les lignes courtes pour lesquelles nous utilisons des systèmes à blocage, elle est réglée a minima à la
même valeur que la réactance de première zone.
. Sur les lignes longues suivies de lignes courtes, pour lesquelles le réglage à 120% de la protection Pa de
la ligne longue dépasse la première zone de la protection Pb de la ligne courte, ( voir figure ci - dessous),
ce réglage est maintenu, mais la temporisation correspondante est allongée d'un intervalle sélectif. Si,
compte tenu de la marge d'erreur, ce réglage risque de dépasser le réglage de deuxième zone de la ligne
courte, c'est ce dernier qui est allongé, de manière à dépasser celui de la ligne longue.
2ème zone corrigée
2ème zone
poste A
1ère zone
Pa
Pb
première zone
poste B
deuxième zone
220 / 320
poste C
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Dans l'exemple ci-dessus, la ligne AB est longue de 100 km, la ligne BC est longue de 20 km, et nous
supposons qu'elles ont même réactance linéique, soit 0,4 ohm / km.
La deuxième zone de AB est réglée à 48 ohm. Nous supposons que la précision des mesures de deuxième
zone est de 10%. La deuxième zone de AB peut donc porter jusqu'à 52,8 ohm. La deuxième zone de BC
devra alors porter a minima jusqu'à 12,8 ohm. Elle devra être réglée à:
12,8 ohm + 10% = 14,1 ohm,
au lieu de 9,6 ohm.
Sur les lignes doubles fonctionnant en parallèle, un défaut sur le poste situé à l'autre extrémité donne, sur
chaque ligne, les mêmes courants Ia1=Ia2, et Ir1 = Ir2. D'où:
kom * Ir1
X mesuré = Xd * [1 +
] < Xd
Ia1 + ko * Ir1
L'induction mutuelle entre les lignes se traduit par une augmentation de l'impédance vue par l'autre
extrémité. La réactance de deuxième zone est alors réglée à 170% si les lignes possèdent au moins un
câble de garde, et 190% dans le cas contraire.
- Nombre d'intervalles sélectifs ( voir troisième partie, § 11 ) .
La temporisation de deuxième stade doit être réglée à un intervalle sélectif après le premier stade du
couplage du poste situé à l'autre extrémité de la ligne, s'il existe. Ce dernier est réglé à un intervalle
sélectif après les premiers stades des protections de ligne situées au-delà de ce poste.
De même la temporisation de troisième stade doit être réglée un intervalle sélectif après le deuxième stade
du même couplage, et le quatrième stade un intervalle au-delà.
- Domaine de fonctionnement hors défaut (voir annexe 2).
Un point situé dans ce domaine ne doit provoquer aucun fonctionnement de la protection, qu'il s'agisse de
déclenchement ou de verrouillage par le système antipompage. Cette zone est déterminée par les trois
contraintes suivantes:
1°- impédance minimale de fonctionnement. Elle est déterminée à partir des contraintes d'exploitation
définies au § 3111, et de la tension minimale Vmin observable sur le réseau considéré. (voir annexe 2)
2°- écart maximal de tension entre les deux extrémités de la ligne. En effet, le personnel chargé de la
conduite du réseau veille à ce que, dans chaque poste, la tension reste située entre deux valeurs Vmax et
Vmin.
3° - puissance réactive. Elle ne dépasse pas la moitié de la puissance active, ce qui signifie que l'argument
de l'impédance de transit ne dépasse pas 30 ° (constatation empirique qui ne fait pas l'objet d'une
surveillance systématique par l'exploitant.
Chacune de ces contraintes est appliquée aux deux extrémités de la ligne.
- Défauts ne devant pas solliciter la protection
Par exemple, un défaut situé au secondaire d'un transformateur 63 kV / 20 kV ne doit pas provoquer la
mise en route des protections du réseau 63 kV l'alimentant.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-1-2- Contraintes dues à l'appareillage
3-1-2-1- Réducteurs de mesure
Le calibre du réducteur de tension est déterminé par la tension primaire nominale. Sa tension secondaire
nominale est toujours 100 V / √ 3
Le calibre du réducteur de courant est déterminé par:
- le courant permanent maximal sur la ligne, qui ne doit pas dépasser 1,2 fois le courant nominal
Ipn du réducteur,
- le courant de court-circuit maximal qu'il aura à supporter, et qui ne doit pas dépasser 20 fois son
courant nominal,
- le courant nominal secondaire Isn, qui peut être 1A ou 5A.
Le rapport de transformation détermine alors, à partir des valeurs de seuil des relais de courant des
protections, de l'ordre de 0,2 * Isn à 0,5 * Isn suivant les modèles, le courant minimal primaire capable
de mettre en route ces protections. En effet, pour que la protection démarre, il faut qu'au moins un de ces
relais fonctionne. Certains défauts peuvent ainsi être éliminés tardivement par certains départs, qui ne se
mettent en route qu'après ouverture d'un disjoncteur. Il faut alors vérifier que de telles séquences ne
provoquent pas d'incompatibilités avec le fonctionnement des réenclencheurs.
La connaissance du calibre des réducteurs de mesure permet alors de déterminer le rapport kz
entre les impédances vues côté réseau, dites impédances haute tension, et les valeurs affichées sur la
protection, dites impédances basse tension.
Exemple:
Le rapport de transformation du réducteur de tension est 60 000 V / 100 V
Le rapport de transformation du transformateur de courant est 1000 A / 1 A
L'impédance basse tension sera obtenue en multipliant l'impédance haute tension par
kz = (100 / 60 000) / ( 1 / 1000) = 1,66
Nota: Dire que la classe de précision d'un réducteur de courant est 5 P 20 signifie que sa précision, hors
régime transitoire, est de 5% à 20 In, lorsqu'il débite sur sa charge nominale.
Il faut ensuite s'assurer que l'ensemble protection - réducteur n'est pas susceptible de fonctionner de
manière erronée à cause des phénomènes de saturation (Voir annexe 4).
3-1-2-2- Disjoncteurs
Le temps maximal de fonctionnement des disjoncteurs intervient dans le calcul des intervalles sélectifs
( voir troisième partie, § 11). Il doit donc être connu pour chacun d'eux.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-1-3- Contraintes dues à la protection
3-1-3-1- Mise en route
- La zone de fonctionnement hors défaut doit se trouver entièrement à l'extérieur de la
caractéristique de mise en route de la protection, à laquelle il faut ajouter, s'il y a lieu, la zone
d'antipompage, et, dans tous les cas, une marge de sécurité estimée généralement à 15%.
La caractéristique de mise en route, ainsi que les paramètres servant à la régler, sont différents d'un type
de protection à l'autre. De plus, le plan d'impédance utilisé par la mise en route de la protection peut
varier.
Exemple:
Le plan considéré pour les mesures de distance de défaut monophasé est toujours le plan de référence
défini au § 3-1-1. Si la caractéristique de mise en route est élaborée par la boucle d'impédance
Z' = Va / Ia
le réglage de Z' à une valeur z conduit, dans le plan des mesures de distance, à un point représentatif
d'affixe:
Z = z / (1+ko)
D'autre part, l'élaboration des caractéristiques est réalisée soit par des potentiomètres réglables de
manière continue, soit par des roues codeuses, straps, plots ou commutateurs donnant des valeurs
discrètes. Une méthode de réglage doit être élaborée pour chaque type de protection.
Ces propriétés sont détaillées pour chaque type de protection dans l'annexe 6.
3-1-3-2- Mesures de distance
Lorsque le défaut est franc, la mesure de distance est entachée d'erreurs provenant de l'imprécision sur la
connaissance de l'impédance de la ligne, de la réponse des réducteurs de mesure, et du fonctionnement
interne de la protection.
Lorsque le défaut est résistant, une autre erreur vient s'ajouter, qui provient du fait que le courant dans le
défaut n'est pas en phase avec le courant dans la portion de ligne située entre le défaut et le point de
mesure. Les protections ne réagissent pas toutes de la même manière à ce phénomène:
- certaines réalisent simplement une mesure de réactance. La réactance mesurée varie avec le transit,
comme dans l'exemple monophasé vu dans la troisième partie, § 21112.
Si nous voulons être certains que les défauts vus en première zone soient bien sur la ligne, nous
devons limiter le rapport Rd / X1, où Rd est la résistance maximale détectable de défaut, et X1
l'impédance limite de première zone;
- d'autres protections font appel à des systèmes plus élaborés.
Reprenons le comparateur de phase décrit dans la troisième partie, § 21311. L'astuce consiste à utiliser,
. pour créer les tensions image, le courant de boucle Ia + ko * Ir,
. pour déterminer les instants où a lieu la comparaison, un courant supposé en phase avec le
courant de défaut, et appelé courant pilote ou courant de polarisation. C'est, par exemple, pour la mesure
de première zone, le courant Ir.
223 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Les équations s'écrivent alors, en reprenant les mêmes notations:
d (ia + ko * ir)
v - v' = r * (y - y') * (ia + ko * ir) + L * (y - y') *
+ Rd * ir
dt
d (ia + ko * ir)
v - v" = r * (y + y") * (ia + ko * ir) + L * (y + y") *
+ Rd * ir
dt
Lorsque ir = 0, v - v' change bien de signe par rapport à v - v" lorsque y = y'. La mesure de distance est
insensible au transit si le courant ir est en phase avec le courant de défaut.
Si les impédances homopolaires ont un argument différent de part et d'autre du défaut, certaines
protections possèdent un système de rattrapage permettant de remettre ir en phase avec le courant dans le
défaut.
Si les impédances homopolaires sont élevées, le courant de polarisation peut être pris égal à
ia + ir.
Le courant de polarisation pour la mesure de deuxième zone, qui doit être précise lorsque le disjoncteur
de l'autre extrémité est ouvert, peut être pris égal au courant ia.
.
En conclusion, la valeur maximale du rapport Rd / X1 est une valeur qui dépend du type de
fonctionnement de la protection. Elle est fournie par le constructeur, qui malheureusement ne précise pas
toujours les conditions de transit auxquelles il se réfère.
3-1-3-3- Réglage de la zone amont (protections à caractéristique quadrilatère)
- Il ne doit pas limiter la résistance maximale de défaut détectable en un point situé coté ligne,
mais proche du poste.
Z
D
zM
Z4
Z'4
Un défaut en M n'est pas vu si la quatrième zone est réglée à Z4. Il faut la régler à Z'4
224 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-1-4- Contraintes dues aux autres protections
3-1-4-1- Autres protections du réseau de transport.
- contrainte sur la caractéristique
Lorsque dans un même réseau deux protections ont des largeurs de bande réglées de manière
différente, ou a fortiori si les formes des caractéristiques sont différentes, un défaut résistant sur une ligne
peut ne pas être vu par la protection la plus proche, et être vu par une protection plus éloignée. Ce
phénomène est surtout sensible sur les files de postes à deux départs.
. file de postes à deux départs ligne
poste A
poste B
pa
poste C
pb
Défaut
résistant
Charge passive
•M
B
A
Caractéristique de largeur minimale de Pa
Caractéristique de largeur maximale de Pb
Le point M représentatif du défaut résistant peut être vu par Pa et pas par Pb, alors que c'est Pb qui devrait
déclencher et non Pa.
225 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Dans ce cas nous nous efforçons d'avoir des protections de même caractéristique sur une même file de
postes.
Alors, pour être certain qu'un défaut ne risque pas d'être vu en deuxième zone par la protection éloignée
PA sans être vu en première zone par la protection proche PB, il faut que la largeur de bande de deuxième
zone de PA soit inférieure à la largeur de bande de première zone de PB. Une telle pratique est
généralement incompatible avec la limitation de largeur de bande vue au §3132, et n'est généralement pas
prévue dans les protections. Il existe donc toujours un risque que certains défauts résistants provoquent
des déclenchements intempestifs.
nota: ce problème existe surtout sur le réseau EDF, du fait de l'absence de câbles de garde sur un grand
nombre de lignes d'une part, de l'utilisation de protections homopolaires lentes d'autre part. En effet, si sur
un réseau il y a peu de défauts résistants, ou si ces défauts sont éliminés avant échéance des deuxièmes
stades des protections de distance, le risque de déclenchement en deuxième stade par une protection
éloignée devient très faible. C'est la raison pour laquelle, sur de nombreux réseaux étrangers, les zones des
protections de distance ont des largeurs croissant avec la portée, ce qui leur permet d'avoir une précision
identique sur les mesures de distance des différentes zones. En revanche, sur le réseau EDF, les zones ont
toutes les mêmes largeurs, et la précision de la mesure de distance de première zone sur défaut résistant
peut constituer, surtout sur les lignes de faible longueur, une limite au réglage des largeurs de bande.
. Postes à plus de deux départs ligne
Supposons qu'au point B une autre ligne arrive (ligne en pointillé). Le courant circulant en aval de B se
trouve alors scindé en deux parties, dans un rapport qui dépend des impédances amont et des forces
électromotrices des sources les alimentant. Les impédances vues de B et B' sont alors plus élevées, et
généralement un point situé à l'extérieur de la caractéristique de première zone de PB se trouve à
l'extérieur de la caractéristique de deuxième zone de PA. Une vérification au moyen d'un programme de
calcul de court circuit est cependant souhaitable.
- contrainte sur les temporisations (voir troisième partie, § 11)
Le calcul des intervalles sélectifs inclut la dispersion sur les temps de fonctionnement, ainsi que les
temps de retombée des différentes protections devant être sélectives entre elles.
3-1-4-2- Protections des groupes de production
Ces protections sont destinées à protéger les groupes de production. Elles sont décrites dans l' annexe
7. Une partie d'entre elles peut être amenée à éliminer en secours les défauts apparaissant sur le réseau de
transport, et susceptible d'endommager les groupes. Les fonctions suivantes sont concernées:
- maximum de courant phase ou neutre,
- minimum de tension phase,
- maximum de tension neutre,
- minimum et maximum de fréquence,
C'est pourquoi, afin de ne pas perturber les séquences de fonctionnement des protections du réseau de
transport, leurs temporisations sont réglées à des valeurs telles que toutes les possibilités de
fonctionnement des protections du réseau de transport ont été épuisées lorsqu'elles arrivent à échéance.
Elles sont donc réglées au-delà du quatrième stade des protections de distance, et du temps maximal de
fonctionnement des protections homopolaires.
-------------------------------------------------------------------------La synthèse de ces différentes contraintes donne les réglages des première, deuxième et troisième
zone, vers l'aval, de la quatrième zone, vers l'amont, et la résistance maximale détectable, ainsi que de
l'ensemble des valeurs des temporisations.
Bibliographie [52], [56], [57]
226 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-2- REGLAGE DES PROTECTIONS A COMPARAISON DE PHASE (voir troisième partie, §2-2)
Prenons l'exemple de la GEC P10.
- Elément de mise en route.
C'est en fait un élément de mise en route de protection de distance, sans antipompage. Il obéit aux règles
vues au § précédent.
- Liaison de transmission.
Cette protection utilise nécessairement une liaison à courant porteur ligne. La bande de fréquence est
choisie dans le plan de fréquence établie par le Service Télécommunications.
- Elément de comparaison de phase.
Aucun réglage n'est prévu sur cet élément.
3-3- REGLAGE DES PROTECTIONS DIFFERENTIELLES DE LIGNE.( voir troisième partie, §231)
- Réducteurs de courant.
Si leur rapport est différent d'une extrémité à l'autre, le courant secondaire est multiplié par un coefficient
de rattrapage supérieur à 1 du coté où il est le plus faible.
- Courant capacitif.
Si la ligne est longue, le courant direct primaire à une extrémité est différent du courant à l'autre
extrémité, d'une valeur
Idc = Vdn * c * ω * L
c étant la capacité linéique phase - terre, de l'ordre de 9 nf / km, et L la longueur de la ligne.
Exemple:
soit une ligne 400 kV de 200 km, dont le courant nominal est 1000 A. Le courant capacitif Idc vaut alors
130 A, et le rapport Idc / Idn vaut 0,13. Or le constructeur préconise une compensation seulement si ce
rapport dépasse 0,15.
Cette compensation n'est donc nécessaire que pour les lignes longues et faiblement chargées.
- Mise en route par relais à maximum de courant résiduel.
Ce relais comporte un seuil fixe, non réglable, et un seuil à pourcentage, réglable. Il doit être insensible
aux courants de déséquilibre permanents circulant sur la ligne protégée. Or ces courants dépendent de la
manière dont le réseau a été construit: longueur des lignes, transpositions, armements, disposition des
phases sur les lignes à deux circuits ou plus, mises à la terre des transformateurs. Le réglage optimal du
relais nécessite des mesures de courant homopolaire en fonctionnement normal sur la ligne.
Nous admettrons que le courant résiduel permanent ne dépasse pas 0,2 * In
- Mise en route par relais à maximum de courant inverse
Mêmes remarques qu'au paragraphe précédent.
- Mise en route par relais d'impédance.
Il obéit aux mêmes règles que les protections de distance.
227 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- Relais différentiel
C'est un relais à seuil fixe. Ce seuil est choisi supérieur au courant maximal circulant dans chaque phase
en exploitation normale, c'est à dire au courant maximal admissible en permanence. De cette manière, une
mise en court-circuit fortuite d'un transformateur de courant ne provoque pas de déclenchement
intempestif.
- Compensation du délai de transmission.
Elle nécessite la mesure du temps de décalage entre les intensités locales et les intensités transmises, sur le
site.
3-4 REGLAGE DES PROTECTIONS A PUISSANCE HOMOPOLAIRE.
Le calcul des paramètres de réglage de ces protections est exposé dans la troisième partie, § 2-4. Ce calcul
suppose choisis:
- le temps de base
- la puissance de référence S, c'est à dire celle qui donne un temps dépendant de 1 seconde.
Ces valeurs sont choisies à partir des considérations suivantes:
- pour les réseaux 400 kV et 225 kV la protection doit être insensible aux cycles de
réenclenchement monophasés, ce qui conduit à un temps fixe supérieur à 1,5 seconde,
- pour tous les réseaux, cette protection ne doit pas être considérée comme un secours des
protections de distance sur défaut monophasé, car la sélectivité de ces protections les unes par rapport aux
autres est mauvaise pour les défauts francs ou faiblement résistants. Elle doit donc opérer seulement après
le troisième stade des protections de distance.
Actuellement, comme le réseau 63 kV comporte encore beaucoup de protections électroméca-niques, la
temporisation de troisième stade est réglée à 1,5 seconde, d'où la même contrainte que précédemment,
- dans une même boucle, la valeur de S, en valeur primaire, doit être identique pour tous les
départs. Elle est d'autant plus élevée que les courants primaires sont plus importants.
Sur le réseau 63 kV les valeurs suivantes ont été choisies:
. S = 5 MVA sur les boucles où l'intensité nominale minimale des transformateurs de courant est 500 A,
. S = 10 MVA sur les boucles où l'intensité nominale minimale des transformateurs de courant est 1000 A.
- ces protections possèdent un seuil de courant résiduel minimal, réglable de 0,1 * In à In. Il est
généralement réglé à 0,2 * In, pour les mêmes raisons que les protections différentielles de ligne.
- elles possèdent en outre un seuil de puissance résiduelle non réglable, au delà duquel elles ne
fonctionnent plus. Ce seuil correspond à un temps dépendant est égal à 3,3 fois le paramètre i.
3-5- REGLAGE DES PROTECTIONS D'ANTENNE PASSIVE. ( voir troisième partie, §15)
Les réglages à déterminer sont:
- le seuil de courant de neutre du transformateur. Il est pris égal à 0,2 * In, par homogénéité avec
les protections homopolaires,
- la temporisation de la version temporisée. Elle doit être sélective avec le deuxième stade des
protections du poste situé à l'autre extrémité,
- le retard à la retombée du télédéclenchement. Il est supérieur à la différence entre le temps
maximal de transmission de l'ordre, et le temps minimal pendant lequel la protection émet l'ordre.
228 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - 6 - PROTECTION MASSE-CABLE ( voir troisième partie, § 16 )
Les données nécessaires sont:
- le courant de court-circuit monophasé minimal,
- le courant de gaine capacitif linéique Jc, crée par la tension nominale Vn à l'entrée de la gaine
d'une phase, par kilomètre.
Les paramètres à calculer sont:
- le seuil de courant du relais.
Il doit être situé entre le courant de court-circuit monophasé minimal et le courant capacitif de gaine en
cas de défaut extérieur. Dans ce dernier cas, la tension résiduelle vaut:
Zo
Vr = Vn * 3 *
Zo + 2 * Zd
avec:
Zo = impédance homopolaire du réseau vue du point de défaut,
Zd = impédance directe vue du point de défaut,
et le courant capacitif vaut:
Ic = Jc * L * Vr / Vn.
En pratique, le réglage du relais à 350 A donne satisfaction dans pratiquement tous les cas.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-7- PROTECTION DIFFERENTIELLE DE CABLE (voir troisième partie, § 232).
seul le défaut phase - terre est pris en considération.
La protection établit qu'il y a un défaut sur la liaison si:
¨Σ Ie - Σ Is¨ >0,56* ¨Σ Ie¨ + (P3 / 100) * 0,435 * In
avec:
ΣIe = somme des trois courants à l'extrémité du câble où se trouve la protection,
ΣIs = somme des trois courants à l'autre extrémité
P3 étant l'affichage d'un potentiomètre situé sur la protection.
Le réglage du paramètre P3 est donné par les trois formules suivantes:
1°)
P3 = 100 * Vn * Cω * A * K / In
pour Zo / Zd < 0,12
Ce réglage prend en compte le courant capacitif en régime équilibré
D' * Vn * Cω * A * K
2°)
P3 = 100 *
pour 0,12 < Zo / Zd < 1,32
0,435 * In
Ce réglage prend en compte le courant capacitif en cas du défaut biphasé - terre extérieur
D * Vn * Cω * A * K
3°)
P3 = 100 *
pour 1,32 < Zo / Zd
0,435 * In
Ce réglage prend en compte le courant capacitif en cas du défaut monophasé extérieur
Dans ces formules, les différents facteurs sont définis comme suit
Zd = impédance directe vue du point de défaut
Zo = impédance homopolaire vue du point de défaut
A
= 1,2 en 90 kV et 63 kV
= 1,12 en 225 kV
= 1,05 en 400 kV
Vn
= tension nominale,
C
= capacité d'une phase du câble par rapport à la terre,
K
= 1,2
D
=
16,4 * (Zo / Zd)² + 0,27 * (1 + 0,5 * Zo / Zd)²
2 + Zo / Zd
4,5 * Zo / Zd
D'
=
2 * Zo / Zd + 1
D' correspond au cas du défaut biphasé - terre extérieur
D correspond au cas du défaut phase - terre extérieur
Bibliographie [105]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3-8- AUTOMATE CONTRE LA DEFAILLANCE DU DISJONCTEUR
Les valeurs à connaître pour effectuer les réglages sont:
- le temps d'ouverture du disjoncteur de la tranche,
- le temps de retombée de la protection la plus lente à retomber, située dans la tranche.
Deux paramètres sont à régler:
- le seuil des relais de courant.
Il est inférieur au seuil minimal susceptible de faire fonctionner les protections. Nous prenons 0,2 * In.
- la temporisation. C'est la somme
. du temps maximal de fonctionnement du disjoncteur de la tranche,
. du temps de retombée le plus long rencontré parmi les protections de la tranche, y compris celui
d'éventuels relais intermédiaires.
Cas particulier:
- Protection différentielle de ligne.
En cas de défaillance d'un disjoncteur à une extrémité, les protections des deux extrémités ne retombent
pas. L'automate doit alors faire confiance uniquement à ses relais à maximum de courant.
Bibliographie [57]
231 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - PROTECTION DES LIGNES A TROIS EXTREMITES
Préliminaire: protégeabilité
Il peut exister des cas où un défaut n'est vu en première zone par aucune des extrémités. Il est alors inutile
d'utiliser une accélération de stade. Un système de verrouillage est mieux adapté. Pour déterminer ces cas,
il faut se reporter à la note [57].
Son application nécessite l'utilisation des programmes de calcul de courant de court-circuit, dont le
principe a été sommairement décrit au § 1.
4 - 1 - PROTECTIONS DE DISTANCE DES SORTIES DE CENTRALE.
Les sorties de certains groupes de production nucléaire se présentent de la manière suivante:
1300 MW
z
1600 MVA
Pa
Pb
poste A
X
X
transformateurs de
soutirage
3 fois 36 MVA
poste B
X
transformateurs de
secours d'un autre groupe
2 fois 36 MVA
Lorsque la protection Pa voit un défaut monophasé en extrémité de ligne, une partie du courant
de défaut se reboucle par les transformateurs de secours, et ne passe donc pas par le transformateur de
courant de Pa. Le défaut est alors vu au-delà du poste B. Ceci oblige à allonger la deuxième zone à 145 %
si la ligne est à un circuit, et à 200 % si elle est à deux circuits.
233 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 -2 -LIGNE 225 KV, PIQUAGE PASSIF SYMETRIQUE COURT. ( voir troisième partie, § 2-1-5-2-1,
et annexe 10)
z
D1
X
P1
D2
X
P2
z
X D3
Si le réglage est fait pour obtenir un déclenchement rapide, la première zone de la protection P1doit être
inférieure à 80% de la réactance de la ligne complète, (voir figure ci-dessus), et à 80% de la réactance de
l'ensemble formé par le tronçon D1-D3 et le transformateur, et réciproquement pour la protection P2.
Si le réglage est fait pour obtenir un déclenchement lent et sélectif, la première zone de P1 est réglée à
80% de la réactance de D1-D3.
Dans les deux cas la deuxième zone est réglée à 120 % de la réactance de D1-D2.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - 3 - LIGNE 225 KV, PIQUAGE DISSYMETRIQUE LONG, PASSIF OU FAIBLEMENT ACTIF.
(voir troisième partie, § 2-1-5-2-3, et annexe 10)
Dans ce cas, un calcul de courant de court-circuit permet de savoir si P1 se met en route sur défaut situé
près de P3, (voir figure du § cité), et si un défaut en P1 fait fonctionner une protection de distance en P3.
Les résultats de ces calculs permettent de déterminer le système de protection à adopter, et ensuite les
réglages.
4 - 4 - SCHEMAS SUSCEPTIBLES DE PROVOQUER DES DEFAUTS APPAREMMENT
EVOLUTIFS
Il s'agit de schémas dans lesquels la séquence d'élimination d'un défaut provoque une modification
apparente de la position de ce défaut dans le plan d'impédance des protections de distance, pouvant se
traduire par un changement de zone. Considérons deux exemples:
Exemple 1
z
A
X
B
X
XC
z
La protection placée en A voit le défaut en deuxième zone à cause de l'injection venant de B, puis en
première zone après ouverture de B.
Exemple 2
X
B
X
C
X
X
A
La protection placée en B voit le défaut en amont, puis, après ouverture de A, en aval. Elle peut
alors voir le défaut en troisième zone, du fait de l'injection venant de C. Après ouverture de C, elle le voit
en première ou en deuxième zone.
Certaines protections commutées ont un mauvais comportement sur les défauts évolutifs, réels ou
apparents. En effet, leur temporisation se remet à zéro à chaque changement de zone, de direction, ou de
sélection de phase, ce qui conduit à des temps d'élimination inacceptables. Il est important de ne pas les
utiliser sur ces schémas. Elles ne doivent pas non plus être utilisées dans des zones favorables à
l'apparition de défauts réellement évolutifs, telles qu'installations vétustes ou sous - isolées.
Bibliographie [57], [102]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
5 - REGLAGE DES PROTECTIONS DE BARRES
5 - 1 - PROTECTION DIFFERENTIELLE DE BARRES A HAUTE IMPEDANCE
Elle est caractérisée par le fait que les réducteurs de courant principaux se saturent avant les
transformateurs de courant auxiliaires.
5-1-1- Données préliminaires
- Courant de court-circuit maximal et courant de court circuit minimal.
Ces valeurs sont données par le programme de calcul de courant de court circuit, pour les différentes
configurations possibles du réseau.
- Résistance des éléments de circuit situés entre la protection, qui occupe généralement une
position centrale dans le poste, et chacun des réducteurs de courant principaux.
Ces valeurs sont données par des mesures avant mise en service. Ce sont:
rtcp
rf
rp
n
rs
rd
réducteur
principal
- rtcp
- rf
-n
- rp
- rs
- rd
transformateur
auxiliaire
=
=
=
=
=
=
résistance d'enroulement du réducteur principal
résistance de la filerie entre le réducteur principal et le transformateur auxiliaire
rapport du transformateur auxiliaire
résistance d'enroulement primaire du transformateur auxiliaire
résistance d'enroulement secondaire du transformateur auxiliaire
résistance du relais de détection de la protection
Exemples de valeurs:
n
rp
rs
1 / 0,1 à 1 / 0,5
0,4 à 4 Ω
4Ω
5 / 0,2 à 5 / 1
0,04 Ω à 0,2 Ω
4Ω
- Tension de coude de saturation des réducteurs de courant.
Elle est généralement donnée par le constructeur. Dans le cas contraire, elle peut être obtenue par la
formule suivante:
Vc
S≥ (
- rtcp) * In²
(1)
Incc
avec:
S = puissance maximale de précision du réducteur
Vc = tension de coude
Incc = courant nominal secondaire de court-circuit, soit 20 * In pour un réducteur de classe 5p20.
Exemple:
S = 15 VA;
In = 5A;
Incc = 100 A;
Rs = 0,18 Ω;
236 / 320
ce qui donne
Vc ≤ 42 V
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
5-1-2- Réglages
- Valeur de la résistance du relais de détection Rd:
Il faut vérifier qu'en marche normale, c'est à dire lorsque le courant circulant dans chaque départ est
inférieur ou égal à In, aucun réducteur n'est saturé. Sinon un courant de déséquilibre apparaît, susceptible
de donner une alarme, comme si un circuit courant avait été laissé court-circuité.
La condition est la suivante:
rs + rd
Vc >= 1,2 * In * (rtcp + rf + rp +
)
(2)
n²
sur la boucle la plus résistante.
La valeur de rd peut être sélectionnée parmi un choix de valeurs disponibles, par exemple, pour la DIFB:
113 Ω, 167 Ω, 200 Ω, 250 Ω .
Nous prenons la plus élevée qui soit compatible avec la formule
(2)
- Couple seuil fixe - pente
Id = somme algébrique
des courants
D1
Δ
Id2
Id1
D2
Icc mini
Icc maxi
Is = somme des modules
des courants
Id1 est le seuil fixe du relais de détection.
D1 est le lieu des points correspondant à un défaut barre, sans erreur de mesure et sans saturation.
Dans ce cas, Id = Is.
D2 est le lieu des points correspondant à un défaut extérieur, sans erreur de mesure et sans saturation.
Dans ce cas Id = 0.
Δ est la droite de détection, de pente p. La protection déclenche si le point de coordonnées Id, Is se trouve
au-dessus de Δ.
Id2 est le courant minimal permettant la détection d'un défaut sur le nœud électrique. Il doit être inférieur
au courant de court-circuit minimal Icc mini.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Le paramètre p doit satisfaire à la condition suivante:
1
1<
rd
<1+
p
(3)
n² * (rtcp + rf + rp) + rs + rd
Exemple:
Icc min
In
rd
n² * (rtcp + rf + rp) +rs
d'où
1 > p > 0,33
= 5 kA
= 2 kA
= 200 Ω
= 100 Ω
Pour avoir une bonne sensibilité il faut prendre p aussi faible que possible, mais en gardant toutefois une
marge de sécurité. Nous prendrons p = 0,5.
Si le seuil de courant Id1 choisi vaut In ( 1A sur la protection dans l'exemple choisi), le courant Id2
vaut 2 * In, soit 4000 A coté haute tension.
5-2 PROTECTION DIFFERENTIELLE DE BARRES A BASSE IMPEDANCE.
Chaque type de protection est un cas particulier.
Généralement, les transformateurs auxiliaires se saturent avant les réducteurs principaux, et dans la
formule (3), le terme
rtcp + rf + rp peut être supprimé, ce qui permet d'utiliser un relais de
détection de résistance beaucoup plus faible, et d'obtenir quand même une pente de l'ordre de 0,5.
Bibliographie [57]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6 - PROTECTION DES COUPLAGES
6 - 1 - POSTES 400 KV ET 225 KV
Les couplages sont protégés par des protections de distance montées tête bêche. Chacune d'elles possède
une première zone aval, et une deuxième zone aval. Elles sont réglées de telle manière qu'elles ne
fonctionnent jamais avant les protections de distance de ligne situées dans le poste, ce qui implique que:
- la première zone soit plus courte, de 20%, que la première zone la plus courte des protections
de distance du poste,
- la temporisation de premier stade corresponde à un intervalle sélectif après la protection de
distance la plus lente,
- la largeur de la caractéristique soit inférieure de 20 % à la largeur la plus faible trouvée sur ces
protections,
- la deuxième zone soit inférieure de 20 % à la deuxième zone la plus courte de ces protections,
- la temporisation de deuxième stade soit supérieure de un intervalle sélectif au deuxième stade
de la protection de distance la plus lente.
Nota: sur les postes 400 kV en anneau, des protections particulières sont utilisées, alimentées par la
somme des courants issus du couplage et du tronçonnement du jeu de barres qu'elles protègent (voir
cinquième partie, § 1-4-1). Mais le principe du réglage est le même.
6 - 2 - POSTES 90 KV ET 63 KV.
Ce sont des protections situées sur les départs transformateur, tournées vers les barres, qui font ouvrir le
couplage. Le principe du réglage est le même que précédemment. Il faut toutefois ajouter une
temporisation extérieure, réglée à un intervalle sélectif, pour faire déclencher les disjoncteurs des départs
où elles se trouvent (voir cinquième partie, § 144).
Bibliographie [57]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - PROTECTION DES TRANSFORMATEURS
7 - 1 - PROTECTION SITUEE DANS LA TRANCHE PRIMAIRE.
Elle regroupe les protections contre les défauts internes au transformateur, au régleur en charge,
au transformateur d'alimentation des auxiliaires, et, s'il y a lieu, à la bobine de point neutre et à la
réactance de compensation. Elle ordonne le déclenchement des disjoncteurs dj1 et dj2 (voir fig située
après le § 73).
7-1-1- Protection Buchholz.
Pas de réglage particulier.
7-1-2- Protection masse - cuve.
Le seuil du relais ampèremétrique doit correspondre, coté haute tension, à une valeur comprise
entre 50 A et le courant de court-circuit monophasé minimal au primaire ou au secondaire du
transformateur. Généralement nous prenons des réducteurs de courant de rapport 1000 / 5 pour des
tensions primaires de 400 kV et 225 kV, des réducteurs de rapport 250 / 5 pour des tensions primaires de
90 kV et 63 kV, et un réglage de seuil à 1 A.
7-1-3- Protection du neutre des transformateurs de service auxiliaire. (voir huitième partie, §3)
Elle dépend du type de transformateur de service auxiliaire. Nous utilisons des réducteurs de courant
de rapport 100 / 5. Le seuil de réglage correspond à une valeur «haute tension» de l'ordre de 1 à 5 A si le
transformateur n'est pas cloisonné, et de 30 à 50 A s'il est cloisonné.
7-1-4- Protection de courant de neutre secondaire.
C'est une protection à maximum d'intensité résiduelle, à seuil fixe, alimentée par le courant circulant dans
la réactance de neutre secondaire. Elle possède généralement deux seuils, chacun d'eux étant associé à une
temporisation. Elle assure le secours des protections à puissance homopolaire à temps inverse qui se
trouvent sur les lignes placées coté secondaire. La sélectivité entre ces deux types de protection, de
principe différent, est toujours difficile. Le seuil le plus bas est généralement réglé à 0,1 * In
7-1-5- Protection de courant de neutre primaire.
Cette protection, qui possède un seul seuil réglé à 0,1 * In, délivre seulement une signalisation
destinée à prévenir l'exploitant d'un déséquilibre durable sur le réseau, rupture de bretelle par exemple.
7 - 1 - 6 - Automate contre la défaillance du disjoncteur de la tranche primaire. (voir § 3-8)
Il est actionné par les ordres de déclenchements destinés à ce disjoncteur (dj1), et issus de la
tranche primaire comme de la tranche secondaire. Il ordonne le déclenchement des disjoncteurs du nœud
électrique sur lequel le primaire du transformateur est raccordé.
Comme le relais Buchholz ne retombe pas, l'élimination du défaut est détectée par l'ouverture
des contacts auxiliaires du disjoncteur. C'est leur temps de fonctionnement qui doit être pris en compte
dans le calcul de l'intervalle sélectif.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - 2 - PROTECTIONS SITUEES DANS LA TRANCHE SECONDAIRE.
Elles ont pour but l'élimination des défauts sur la liaison secondaire du transformateur, ainsi que
l'élimination en secours des défauts sur le transformateur, sa liaison primaire, et les jeux de barre
primaires et secondaires.
7-2-1- Protection différentielle de liaison courte. (voir troisième partie, § 233)
Elle ordonne le déclenchement des disjoncteurs de la tranche primaire (dj1) et secondaire (dj2). Le seuil
fixe, réglable de 0,25 * In à 2 * In, est choisi inférieur au courant de court-circuit minimal de la liaison.
Le coefficient k est choisi égal à 25% en 63 kV, et 40% en 225 kV.
7-2-2- Protection de distance
Cette protection est dirigée vers les barres du poste situé coté secondaire. Elle commande le
déclenchement du disjoncteur secondaire dj2.
- sensibilité des seuils de courant.
Suivant la position du défaut, le courant de court-circuit peut varier dans de grandes proportions, et il faut
s'assurer que, avec des réducteurs de courant compatibles avec le courant de court circuit maximal, le courant de court-circuit minimal sur défaut franc reste supérieur au seuil de la protection (0,2 * In à 0,5 * In).
- réglage de la première et de la deuxième zone (cas d'un départ 225 kV)
La protection assure le secours de la protection différentielle de barres. Elle commande le déclenchement
de son propre départ. Elle doit être sélective, en distance et en temps, avec la première et la deuxième
zone du couplage
- réglage de la première et de la deuxième zone (cas d'un départ 63 kV ou 90 kV)
La protection assure le secours de la protection différentielle de barres, si elle existe. Sinon elle assure
l'élimination des défauts barres. Dans les deux cas elle commande le déclenchement du couplage. Un
intervalle sélectif plus tard, elle commande, à travers un relayage auxiliaire, celui du départ transformateur
sur lequel elle est placée. Elle doit toujours être sélective, en distance et en temps, avec la première et la
deuxième zone des départs ligne du poste (voir cinquième partie, §1-4-4).
7-2-3- Protection de secours primaire transformateur.
C'est une protection de distance, tournée vers le transformateur, et sensible à tous les défauts francs ou
faiblement résistants apparaissant sur le transformateur et ses deux liaisons. Sa particularité est d'être
sensible au courant inverse, car sur les transformateurs étoile- triangle les défauts phase- terre au primaire
ne provoquent pas la circulation d'un courant homopolaire au secondaire, mais d'un courant inverse. Ceci
reste pratiquement vrai pour les transformateurs YN/YN, mis à la terre par réactance des deux cotés.
Elle ne fonctionne qu'en secours, et doit donc être sélective avec la protection différentielle de liaison
courte, les protections du transformateur, la protection différentielle de barres du poste primaire, les
premiers stades des départs ligne, et le premier stade de la protection de débouclage du poste primaire.
Elle commande l'ouverture des disjoncteurs dj1 et dj2.
7 - 2 - 4 - Automate de défaillance du disjoncteur de la tranche secondaire.
Il est actionné par les ordres de déclenchement destinés au disjoncteur dj2, et issus de la tranche
secondaire comme de la tranche primaire. Il ordonne le déclenchement des disjoncteurs du nœud
électrique sur lequel le secondaire du transformateur est raccordé. Il est lui aussi désarmé par la retombée
des contacts auxiliaires de son disjoncteur.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - 3 - PROTECTION SITUEE DANS LA TRANCHE TERTIAIRE.
La cellule tertiaire, avec son disjoncteur dj3, son réducteur de courant et sa tranche basse tension avec
une protection à maximum de courant n'existe que si une réactance de compensation est installée (voir
huitième partie, §2). Le seuil de la protection est réglé à 1,5 fois le courant nominal de la réactance.
TRANCHES TRANSFORMATEUR
barres 225 kV
Automate de défaillance du
disjoncteur primaire
X dj1
Vers la protection différentielle de barres 225 kV
Réactance de neutre primaire
dj3
X
réactance de neutre secondaire
vers dj1
Protection de tranche primaire
réactance de
compensation
transformateur de
protection
service auxiliaire (TSA)
différentielle
de liaison
courte
- protection masse cuve transfo principal
- buchholz transfo principal
- buchholz réactance de compensation
- buchholz TSA
- protection ampèremétrique de neutre
secondaire du transformateur principal
- protection ampèremétrique de neutre
primaire du transformateur de services
auxiliaires
vers dj2
protection de distance
protection de secours primaire transfo
automate de défaillance de
disjoncteur secondaire
X
dj2
jeu de barres 63 kV
Bibliographie [57]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
8 - AUTOMATE DE TRANCHE DE REPRISE DE SERVICE
Sur le réseau EDF, la fonction réenclencheur et la fonction automate à manque de tension sont regroupées
dans un même équipement appelé ATRS ( voir 4ème partie, § 5 , § 6, § 62 et 5ème partie, § 4).
8 - 1 - CONTRAINTES
8-1-1- Contraintes dues au réseau.
- Ligne à protéger.
. Ecart maximal de temps entre la commande de l'ouverture des disjoncteurs à chaque extrémité.
. Impédance de la ligne.
- Réseau avoisinant.
. Présence de groupes de production à faible distance électrique.
. Dans les postes d'extrémité, présence de charpentes dont la tenue au courant de court-circuit est proche
du courant de court-circuit maximal susceptible d'apparaître sur le poste.
.
Ecart de fréquence maximal entre deux réseaux séparés, pour lequel le rebouclage reste autorisé.
. Valeur maximale et minimale de la tension.
. Choix du plan de reconstitution du réseau.
8-1-2- Contraintes dues au disjoncteur.
. Temps d'ouverture.
. Ecart de temps minimal entre le déclenchement et le réenclenchement d'un disjoncteur.
. Temps de récupération.
. Capacité des chambres de coupure des disjoncteurs et des réducteurs capacitifs de tension.
8 - 2 - Réglages
8-2-1- Présence de tension sur la ligne, et présence de tension sur les barres.
Ces informations sont élaborées par l'automate lorsque les tensions se situent dans une fourchette
comprise entre la tension minimale et la tension maximale observées sur le réseau en marche normale, par
exemple entre 0,8 * Vn et 1,3 * Vn.
8-2-2- Absence de tension sur la ligne, et absence de tension sur les barres.
Ces informations sont généralement élaborées lorsque la tension est inférieure à 0,2 * Vn. Cependant,
lorsque les chambres de coupure des disjoncteurs ont une forte capacité, elles peuvent former, dans
certaines configurations, un diviseur capacitif avec le transformateur de tension capacitif du jeu de barres
sur lequel elles sont connectées, laissant subsister une tension plus élevée. Dans ce cas nous prendrons
0,4 * Vn par exemple.
8-2-3- Temporisation de renvoi des barres vers les lignes.
Elle doit être supérieure au temps d'extinction de l'arc, donné par la formule de la quatrième partie, §511.
A ce temps il faut ajouter la dispersion des temps de fonctionnement des protections et des disjoncteurs.
Cette temporisation doit cependant être plus élevée lorsque des groupes de production se trouvent à une
faible distance électrique du départ considéré. En effet un court-circuit provoque une variation brutale du
couple qui s'exerce sur leurs arbres de transmission. Ces arbres entrent alors en vibration. Si le défaut est
permanent, le réenclenchement provoque un deuxième choc, qui peut amplifier cette vibration et fatiguer
l'arbre.
En 90 kV ou 63 kV, cette temporisation peut aussi être allongée à cause du système de reprise de service
choisi (voir quatrième partie, §6).
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Les temps retenus vont de 1,5 s, lorsqu'il n'y a pas de contrainte particulière, à 5s, lorsque des contraintes
sont à craindre sur des groupes nucléaires proches, et 8 secondes sur les réseaux 90 kV et 63 kV, lorsque
le système de reprise de service l'exige.
8-2-4- Temporisation de réenclenchement monophasé.
La contrainte sur les groupes n'est pas prise en compte. En revanche, pendant le temps où la phase en
défaut est ouverte, un courant de déséquilibre apparaît, susceptible de faire fonctionner les protections à
puissance homopolaire. Le temps d'isolement doit alors être inférieur au temps de base de ces protections.
Il doit aussi être inférieur au temps de déclenchement triphasé par discordance de pôle, qui est élaboré
dans un coffret de relayage annexe, et que nous réglons généralement à 2 secondes.
Nous prenons généralement 1,5 seconde.
8-2-5- Ecart de phase et temps de glissement.
L'écart de phase entre les extrémités dépend de la longueur de la liaison. A EDF nous avons pris la règle
suivante
θ
60 °
50 °
40°
30°
20°
10 Ω
25 Ω
35 Ω
45 Ω
L'écart de fréquence maximal admis est de 1/36 hz. Le temps de glissement tG est alors lié à l'angle θ par:
tG = θ° / 10
8-2-6- Renvoi rapide sur ligne en antenne.
Sa temporisation est fixée à 0,3 seconde, ce qui donne un temps total, entre l'apparition du défaut et la
remise sous tension de la ligne et du client qu'elle alimente, de l'ordre de 0,5 à 0,6 seconde. Ce type de
renvoi n'est utilisé que si:
- le client ainsi réalimenté y trouve son intérêt,
- le poste peut supporter un réenclenchement rapide sur défaut permanent. En effet, dans nos
dispositions normalisées, une charpente définie pour un courant de court circuit de 20 kA, par exemple,
supporte en fait 26 kA sans réenclenchement rapide, et à peine 20 kA avec réenclenchement rapide sur
défaut permanent,
- le disjoncteur peut supporter la même contrainte. C'est le cas de tous les disjoncteurs à SF6,
mais pas de la plupart des disjoncteurs à huile.
8-2-7- Temps de récupération.
Le temps donné au réenclencheur est le temps de récupération maximal du disjoncteur, compte tenu de sa
vétusté, et majoré de 5 secondes, par sécurité.
8-2-8- Autres temporisations.
Elles sont fonction des systèmes de reprise de service retenus.
Bibliographie [61]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
SEPTIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE
1 - CAPTEUR
2 - COMPTEUR
3 - CONSIGNATEUR D'ETAT
4 - TELEPERTURBOGRAPHE
5 - LOCALISATEUR DE DEFAUT
6 - QUALIMETRE
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - LES CAPTEURS DE TELEMESURE
1 - 1 - LEUR ROLE
Les responsables de la conduite du réseau doivent connaître en permanence les grandeurs circulant dans chaque
ouvrage, à savoir:
- la puissance active P,
- la puissance réactive Q ,
ainsi que, sur les barres des postes:
- la tension,
- la fréquence.
Pour obtenir ces grandeurs, une chaîne d'élaboration et de transmission de ces données est nécessaire:
capteurs
équipement
de téléconduite
calculateur
d'acquisition
visualisation
traitement
cellule
haute tension
bâtiment
de relayage
bâtiment
de commande
centre
de conduite
Les capteurs, situés au bâtiment de relayage, acquièrent les tensions et intensités instantanées au secondaire des
réducteurs (sur les circuits mesure pour les intensités). Chacun d'eux délivre un courant continu proportionnel à la
grandeur (tension efficace, puissance moyenne, fréquence) qu'il a élaborée à partir des grandeurs qu'il a
acquises. Ce courant est ensuite transformé en signaux numériques dans l'équipement de téléconduite, puis
transmis par un circuit de télécommunication au calculateur d'acquisition situé au centre de conduite. Les
grandeurs ainsi transmises sont alors visualisées et utilisées dans les programmes de calcul d'aide à la conduite.
1-2- PRINCIPE DES CAPTEURS DE PUISSANCE
Ils utilisent la méthode "time delay modulation". Le principe est le suivant:
Une tension proportionnelle à l'intensité instantanée -i, à laquelle est ajoutée une tension proportionnelle à une
intensité fixe de référence im, est appliquée sur un intégrateur. A sa sortie nous recueillons une tension de la
forme k * ³ (im - i) * dt. Au bout d'un temps T1 cette tension atteint un seuil donné S. Un commutateur
électronique (chopper) provoque alors le remplacement de -i par +i à l'entrée de l'intégrateur. La tension de sortie
revient alors à zéro au bout d'un temps T2. Le commutateur revient alors à sa position initiale. Nous avons:
T1
T1 + T2
S = k * ³ (im - i) * dt = k * ³ ( im + i) * dt
0
T1
D'où:
T1 + T2
im * (T1 - T2) = ³
i * dt
0
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Si l'intervalle de temps T1 + T2 est petit par rapport à la période 20 ms du courant i, nous admettons que i n'a
pas varié pendant ce temps, et nous trouvons:
T1 - T2
i = im *
T1 + T2
Le temps T1 + T2 dépend de la valeur de i. Il est minimale pour i = 0. Il est de l'ordre de 0,2 à 0,5 ms.
Le courant i doit toujours être nettement inférieur à im.
résistance
-i
chop per
+i
amplificateur
im
s
+v
puissance instantanée
P
-v
³
puissance
moyenne
Pendant cette même période, la tension instantanée v est appliquée à l'entrée d'un commutateur électronique
synchrone au précédent. Sur la sortie nous trouvons une tension égale à +v pendant le temps T1, et -v pendant le
temps T2. Si nous admettons que v n'a pas varié pendant ce temps, la valeur moyenne de la tension au point P
pendant le temps T1 + T2 vaut:
T1 - T2
v *
i
= v*
T1 + T2
1m
valeur proportionnelle à la puissance instantanée.
La tension délivrée par le commutateur est alors envoyée sur un intégrateur, qui délivre un courant
continu proportionnel à la puissance moyenne, dans une plage de 0 à 10mA s'ils fournissent une grandeur
toujours positive, de -5mA à + 5mA dans le cas contraire.
s
T1
T2
t
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 -3 - DIFFERENTS TYPES DE CAPTEURS UTILISANT LE MEME PRINCIPE
1-3-1- Capteurs de puissance active pour réseau triphasé déséquilibré
Trois éléments sont nécessaires, chacun d'eux mesurant la puissance active de chaque phase. Un
sommateur commun délivre alors le courant proportionnel à la somme des trois puissances.
P = Va * Ia * cos ϕa + Vb * Ib * cosϕb + Vc * Ic * cosϕc
1-3-2 Capteurs de puissance active pour réseau triphasé équilibré
Il mesure la puissance active sur une seule phase.
P = 3 * Va * Ia * cosϕa
1-3-3- Capteurs de puissance réactive pour réseau triphasé déséquilibré.
Trois éléments sont nécessaires, mais sur chacun d'eux, à l'intensité d'une phase est associée la tension
composée mesurée entre les deux autres phases.
Q = (Ubc * Ia * cosϕa + Uca * Ib * cosϕb + Uab * I c* cosϕc) / √ 3
1-3-4- Capteurs de puissance réactive pour réseau équilibré.
Trois méthodes sont possibles:
- utilisation d'un élément du capteur précédent
Q = √ 3 * Ubc * Ia
- utilisation d'un capteur de puissance active avec un condensateur sur une des deux grandeurs.
Ceci permet de la déphaser de 90°
Q = √ 3 * Va * Ia * sinϕa
- utilisation d'un élément sollicité par la différence de courant Ia - Ic
Q = √ 3 * (Ia - Ic) * Vb
1-3-5- Capteurs de tension
La tension est appliquée sur les deux entrées. Le courant de sortie est proportionnel au carré de la
tension efficace.
1 - 4 - CHOIX DES CAPTEURS.
Pour un capteur donné, les grandeurs maximales d'entrée sont fixes. Un capteur ne doit donc pas être
réglé mais choisi. La modification de la capacité de transport d'une ligne, ou du rapport de transformation d'un
réducteur de mesure, peut donc conduire à son remplacement. D'où l'intérêt d'installer ces capteurs sur des
embases embrochables.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 5 - CAPTEURS DE FREQUENCE
La tension du réseau est mise sous forme de créneaux dont la largeur est comparée à des créneaux de 10
ms démarrés par les passages par zéro de la tension. L'écart est envoyé sur un intégrateur, qui fournit un courant
continu, positif ou négatif, proportionnel à l'écart de fréquence par rapport à 50 Hz.
- fréquence inférieure à 50 hz
tension du réseau
A
B
créneaux de 10 ms
_
A*B
écarts (f <50 hz)
_
A*B
écarts (f >50 hz)
- fréquence supérieure à 50 hz
tension du réseau
A
B
créneaux de 10 ms
_
A*B
écarts (f < 50 hz)
_
A*B
écarts (f > 50 hz)
Bibliographie [62], [63], [128]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - LES COMPTEURS D'ENERGIE
Les installations de comptage du réseau de transport d'énergie concernent:
- les clients industriels alimentés directement en 400 kV, 225 kV, 90 kV, et 63 kV,
- les centrales de production
- les points de livraison aux sociétés de distribution d'électricité ne faisant pas partie d'EDF, et
alimentées en 225 kV, 90 kV, ou 63 kV,
- les points de livraison aux centres de distribution d'EDF, qui sont les postes 225 kV / 20 kV, ou
90 kV / 20 kV, ou 63 kV / 20 kV, les alimentant.
2 - 1 - INSTALLATIONS DE COMPTAGE DES CLIENTS INDUSTRIELS LES PLUS IMPORTANTS.
Elles sont conçues de manière à obtenir le meilleur compromis possible entre les contraintes d'EDF et
les désirs du client.
2-1-1- Contraintes d'EDF:
- facturer au client l'énergie qu'il consomme à un prix tenant compte du coût marginal du kwh,
- facturer les pertes en ligne dues à la consommation d'énergie réactive du client,.
- assurer une facturation précise, fiable, et rapide,
- se donner la possibilité de diminuer rapidement la consommation en cas de situation difficile,
- obtenir des données statistiques utiles à la planification de ses investissements.
2-1-2- Désirs du client:
- connaître à l'avance le coût auquel lui sera facturé le kwh, de manière à optimiser son plan de charge,
- connaître sa consommation d'énergie active et réactive, afin de pouvoir agir pour éviter les surcoûts,
- être prévenu à l'avance des coupures volontaires d'EDF (le problème des coupures fortuites sur
incident est traité dans la neuvième partie).
2-1-3- Exemple de contrat.
C'est un contrat type "effacement jour de pointe". Il existe, dans cet exemple cinq périodes tarifaires,
classées dans l'ordre des tarifs décroissants:
- tarif n°1, dit tarif "jour de pointe".
Il y a au maximum 22 jours de pointe, choisis parmi les jours ouvrables des mois de Novembre, Décembre,
Janvier, et Février. Pendant ces jours, le tarif n°1 peut être appliqué pendant quatre heures au maximum, à des
horaires spécifiés dans le contrat. Ces jours sont choisis par EDF, la veille pour le lendemain. Les tarifs pratiqués
sont dissuasifs et permettent d'éviter la mise en place de moyens de production coûteux pour EDF, en incitant le
client à arrêter sa consommation ou à s'alimenter par des moyens autonomes.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- tarif n°2, dit tarif "heures pleines d'hiver"
Ce tarif est applicable de 6h à 22h, tous les jours ouvrables de la période allant du premier Octobre au 31 Mars
- tarif n°3, dit tarif "heures pleines d'été"
Ce tarif est applicable aux mêmes heures, les autres mois de l'année.
- tarif n°4, dit tarif "heures creuses d'hiver"
- tarif n°5, dit tarif "heures creuses d'été"
La puissance souscrite est fonction de la période tarifaire. Elle est plus élevée pendant les périodes
creuses que pendant les périodes pleines. Des dépassements sont autorisés à titre exceptionnel. Ils donnent lieu à
facturation.
Si l'énergie réactive dépasse 60% de l'énergie active pendant les pointes et les heures pleines, le
dépassement est facturé.
Pour gérer des contrats de ce type, le système de comptage dit "palier 90" a été mis en place.
2-1-4- Architecture générale du palier 90.
Console du service
commercial national
calculateur
national
console
statistique
niveau
national
(Clamart)
réseau de
télécommunication
console du centre
de conduite
calculateur
de
gestion
des
comptages
horloge
synchronisée
niveau
régional
(Nancy par exemple)
consoles commerciales
statistiques et techniques
réseau de
télécommunication
contrôleur
local
armoire de
comptage
niveau client
armoire de
comptage
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-4-1- Fonctions du calculateur de gestion des comptages
- Il acquiert, par la console du service commercial national, et à travers le calculateur national, les règles
tarifaires à appliquer,
- il acquiert, à partir de la console du service commercial régional, les règles de facturation prévues dans chacun
des contrats EDF - client,
- il acquiert, à partir de la console du centre de conduite, les ordres tarifaires aléatoires autorisés par les contrats
EDF - client, tels que le choix des jours de pointe,
- il acquiert, à partir d'une horloge synchronisée sur un émetteur national, l'heure exacte, qu'il distribue à tous les
contrôleurs locaux,
- il acquiert, à partir des contrôleurs locaux, les données nécessaires à la facturation: énergie consommée pour
chaque tranche de tarif, puissance active, puissance réactive, puissance moyenne sur chaque période de 10
minutes.
- il calcule les factures et les envoie au service facturation,
- il envoie au contrôleur local les données prévues par le contrat, et permettant au client, d'une part de s'adapter
aux ordres tarifaires aléatoires émis par le centre de conduite, et d'autre part de vérifier ses factures: relevé de
puissance active, réactive, dépassements, consommation d'énergie active et réactive, et s'il y a lieu fourniture
d'énergie à EDF.
2-1-4-2- Fonctions du contrôleur local.
- Il acquiert les données issues des compteurs, calcule les sommes dues en fonction du contrat, et les envoie au
calculateur de gestion des comptages,
- il élabore les documents prévus par contrat, permettant au client d'optimiser sa consommation d'électricité. Ce
sont essentiellement les courbes de charge,
- il transmet au client les informations issues du calculateur de gestion des comptages et prévues par contrat,
- il commande, si le client le désire, des basculements automatiques liés aux conditions tarifaires dans ses
installations.
2-1-4-3-Compteurs
Un point de livraison peut comporter un ou plusieurs départs. Sur chacun d'eux se trouvent:
- un compteur actif, de classe 0,5 S ou 0,2 S, la lettre S signifiant qu'ils répondent à la norme relative aux
compteurs statiques,
- un compteur réactif, classe 3,
- un compteur monophasé sur chaque phase, classe 1.
2-1-5- Fonctionnement des compteurs
Les compteurs statiques possèdent un élément de mesure identique à ceux des capteurs de puissance (voir § 1).
Le signal de sortie, proportionnel à la puissance, est ensuite intégré jusqu'à ce qu'il atteigne un niveau correspondant à une quantité d'énergie donnée. Le compteur émet alors une impulsion, et l'intégrateur est remis à zéro.
Les compteurs électromécaniques utilisent le principe du disque de Ferraris, décrit au chapitre consacré aux
protections électromécaniques (voir troisième partie, § 2123).
Le contrôleur local acquiert ces impulsions et calcule, à partir de ses tables tarifaires, le coût de l'énergie à
facturer au client. La facturation est essentiellement réalisée à partir du compteur triphasé actif, qui est un
compteur statique.
Le compteur d'énergie réactive, électromécanique, est utilisé pour facturer les dépassements d'énergie réactive
pendant les heures pleines ou les heures de pointe.
Les compteurs monophasés, électromécaniques, ne sont pas connectés au contrôleur local. Ils ne sont
utilisés que localement, pour vérifier le bon fonctionnement du système. En effet chacun des cinq compteurs
possède un ou plusieurs affichages numériques qui peuvent être comparés entre eux.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - 2 - ALIMENTATION DES AUTRES CLIENTS.
Un contrôleur local possédant toutes les performances décrites ci-dessus n'est pas toujours nécessaire,
surtout pour des clients dont la puissance installée est relativement peu importante. C'est pourquoi une version
simplifiée a été développée.
2 - 3 - LIAISONS INTERNATIONALES et centrales de production à participation étrangère.
Depuis les différents sites de production, et les différents départs de liaisons internationales, des
capteurs envoient leurs mesures au centre de conduite régional. A cet endroit les mesures sont intégrées pour
obtenir les quantités d'énergie nécessaires aux opérations de facturation internationale, et envoyés à Laufenbourg
(Suisse), où se fait la facturation des échanges d'énergie.
Ces chaînes d'acquisition sont doublées par des équipements de comptage installés sur les différents
sites, et qui envoient directement leurs résultats à Laufenbourg.
2 - 4 - SOCIETES DE DISTRIBUTION D'ELECTRICITE N'APPARTENANT PAS A EDF.
Les points de livraison sont traités comme ceux des clients importants.
2 - 5 - CENTRES DE DISTRIBUTION FAISANT PARTIE D' EDF
Chaque départ 20 kV comporte un compteur actif triphasé classe 0,2, deux compteurs réactifs triphasés classe 3,
un dans chaque sens, et un enregistreur de puissance télérelevable, qui est en fait un contrôleur local simplifié.
Ses fonctions sont:
- acquisition des impulsions émises par le compteur de chaque départ,
- établissement des opérations inter - organisme (factures internes),
- établissement des tableaux de puissance moyenne sur 10 minutes: puissance active, puissance réactive
absorbée, puissance réactive refoulée. Ces tableaux sont mis à la disposition du centre de distribution.
Ce type de comptage est aussi installé sur les départs alimentant la Société Nationale des Chemins de fer
Français.
Bibliographie [64], [65]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - LE CONSIGNATEUR D'ETAT
3 - 1 - SON ROLE.
Acquérir les différentes signalisations, telles que position d'appareils, ordres venant des protections, ou
indications de défaillances, susceptibles d'apparaître dans les tranches basse tension, et les restituer sous une
forme lisible, avec, pour chacune d'elles, l'heure exacte de son apparition et de sa disparition, à 10 ms près.
Ceci permet à l'exploitant, si une anomalie apparaît, de prendre une décision permettant de continuer, ou de
rétablir, le fonctionnement de la partie du réseau qui pourrait en être affectée. Ceci permet aussi, ultérieurement,
en cas d'incident important, d'analyser avec précision ce qui s'est passé.
La restitution a lieu, au fur et à mesure de l'arrivée des signalisations, sur une imprimante située à proximité de
l'équipement.
Elle peut aussi être réalisée à distance, sur appel par modem utilisant le réseau téléphonique public, à partir
d'une console réalisée à partir d'un microprocesseur.
Dans un poste, certaines signalisations doivent être suivies d'une action immédiate. Pour ce faire elles mettent en
route une alarme sonore. Les consignateurs d'état élaborent cette alarme, mais EDF n'utilise pas cette possibilité,
car cette fonction est réalisée dans un autre équipement appelé tranche générale.
3 - 2 - EXEMPLE D'EQUIPEMENT.
Nous considérons le PAS 692 de Techniphone.
- Il est alimenté en courant continu 48 V, afin de pouvoir fonctionner sur batterie d'accumulateurs en
cas de panne d'alimentation.
- Il peut être connecté à une horloge extérieure, synchronisée sur un émetteur national.
- Il peut acquérir les signalisations de 16 tranches, à raison de 32 signalisations simples par tranche.
C'est un calculateur de petite capacité.
- Chaque signalisation est restituée sous forme d'une ligne de 64 caractères, comportant:
. 8 caractères pour l'heure,
. 16 caractères pour le nom de la tranche et du poste,
. 32 caractères pour le libellé. Par exemple " décl. premier stade protection PX ",
. 6 caractères pour l'état de l'ordre émis ou la position de l'appareil surveillé. Par exemple, pour un disjoncteur, "
ouvert" ou "fermé", et pour un ordre de déclenchement émis par une protection, "début " ou " fin".
La configuration, c'est à dire le texte correspondant à chaque signalisation, peut être réalisée soit directement sur
l'appareil, soit sur un configurateur. La deuxième possibilité permet, lors d'un changement de structure du poste,
de préparer la nouvelle carte mémoire et de l'installer rapidement sur le consignateur d'état, sans interrompre
l'exploitation du poste. Elle permet aussi de conserver une copie de la configuration en cas de panne sur
l'équipement. L'équipement peut conserver en mémoire jusqu'à 2000 enregistrements.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - 3 - PROBLEMES D'EXPLOITATION
Le principal problème est la discrimination des signalisations d'exploitation et des signalisations apparaissant lors
d'essais. En effet, une série d'essais sur une tranche provoque l'apparition d'un nombre de signalisations aussi
important que l'exploitation normale du poste pendant plusieurs mois, et si l'on n'y prend pas garde, les
signalisations importantes se trouvent noyées au milieu de signalisations sans intérêt. Il est donc important de
pouvoir discriminer la tranche qui est essayée, de manière à pouvoir aiguiller ses signalisations sur une
imprimante différente de l'imprimante d'exploitation.
3 - 4 - PLACE DE L'EQUIPEMENT DANS LA CONDUITE DU RESEAU: voir huitième partie, § 4
Bibliographie [66], [67], [68]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - LE PERTURBOGRAPHE
4 - 1 - SON ROLE.
Le consignateur d'état décrit précédemment est généralement insuffisant pour analyser correctement les
incidents. En effet, cet équipement ne donne de renseignements que sous forme de signaux tout - ou - rien, et il
est souvent nécessaire de connaître l'évolution de la forme des tensions et courants pendant un défaut.
4 - 2 - SES FONCTIONS.
- enregistrer en permanence la forme des ondes de tension et de courant, avec une dynamique suffisante
pour distinguer les courants de défaut des courants de fonctionnement normal, s'ils sont effectivement différents,
- enregistrer de même quelques signalisations d'événements pouvant influer sur les ondes de tension et
de courant,
- garder en mémoire ces enregistrements pendant quelques centaines de millisecondes,
- les restituer sur imprimante, lorsqu'il est sollicité par une signalisation significative d'incident, comme
par exemple la mise en route d'une protection. Les enregistrements effectués juste avant l'incident font bien
entendu partie de la restitution, car c'est là l'intérêt essentiel de l'appareil. La restitution dure quelques secondes,
et peut être réinitialisée par une nouvelle sollicitation, par exemple une signalisation d'ordre d'enclenchement.
- conserver en mémoire les grandeurs restituées localement, de manière à pouvoir aussi obtenir leur
restitution à distance, comme le consignateur d'état.
- être, comme lui, connecté à une horloge synchronisée, généralement la même, de manière à rendre
possible une corrélation aisée des documents de l'un et de l'autre.
4 - 3 - EXEMPLE D'EQUIPEMENT
Nous considérons le TPE 2000 de GEC-Alsthom. C'est un système qui comprend:
- une unité d'acquisition pour deux départs, capables d'enregistrer 8 grandeurs analogiques, tensions ou courants,
et 16 informations par tout ou rien. Cette acquisition se fait par échantillonnage (32 échantillons par période) et la
numérisation se fait sur 12 bits.
La mise en mémoire, réglable de 200 à 500 ms, est, à EDF, prise égale à 200 ms.
La durée de restitution, réglable de 0,1s à 25 s, est réglée, à EDF, à 3s.
Cette unité peut restituer ses acquisitions en les transmettant immédiatement à une unité de restitution
proche par une liaison RS 232, ou une boucle de courant;
- une unité de restitution par poste. Elle est installée au bâtiment de commande et reçoit les enregistrements des
unités d'acquisition du poste. Elle possède sa propre horloge, qui peut être synchronisée par une horloge externe.
Elle restitue sur imprimante ses informations, et peut être interrogée à distance par une console extérieure, via le
réseau téléphonique public, au moyen d'un modem;
- une console extérieure, éventuellement. Elle est réalisée à partir d'un ordinateur type PC. Elle peut interroger
les unités de restitution.
Dans les petits postes, où une seule unité d'acquisition suffit, l'unité de restitution peut ne pas être installée. Dans
ce cas , l'unité d'acquisition transcrit ses renseignements sur une disquette, qui peut être lue sur une unité de
restitution située sur un autre site. Elle peut aussi transmettre, via le réseau téléphonique public, ses informations
à la console extérieure. La datation des enregistrements peut être retrouvée en observant les tensions enregistrées.
Bibliographie [69], [70]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
5 - LOCALISATEUR DE DEFAUT
5 - 1 - SON ROLE.
Mesurer, à partir des tensions et courants d'un départ, la réactance du tronçon de ligne situé entre ce
départ et l'emplacement d'un court-circuit. Cette réactance étant proportionnelle à la distance, l'emplacement du
défaut peut alors être déterminé.
Cet appareil permet à l'exploitant de localiser rapidement, dans les terrains d'accès difficile, les avaries
telles que rupture de câble, rupture de manchon en ligne, ou ruine de pylône. Il peut aussi s'avérer utile, en cas de
défaut intermittent, pour mettre en évidence des points faibles tels qu'arbres mal élagués, isolateurs pollués, ...
5 - 2 - SON PRINCIPE.
Il doit acquérir et mémoriser les données lui permettant de mesurer la réactance, pendant le temps
séparant l'apparition du défaut de son élimination, soit moins de 100 ms dans la plupart des cas. Il doit donc
s'accommoder d'un éventuel régime transitoire lent, du type de ceux obtenus à l'enclenchement d'une réactance.
Pour cela, il utilise les mêmes grandeurs que les protections de distance statiques (voir la troisième
partie, § 213), lors de la détermination de la première zone. Cependant, au lieu de simplement comparer les
signes des tensions compensées lorsque les pilotes passent par zéro, il met en mémoire, à cet instant, la tension de
défaut et la tension image, puis, ultérieurement, en fait le rapport.
Soit x ce rapport. Si la tension image est obtenue avec la résistance et la réactance de toute la ligne, le
rapport x est la distance du défaut, en pourcentage de la longueur de la ligne. En effet, pour une boucle phase terre, par exemple, la tension simple vaut:
d
v = [ R * (ia + ko * ir) + L *
( ia + ko * ir ) ] * x + Rd * ir
dt
et nous créons
d
v image = R * ( ia + ko * ir) + L *
(1)
( ia + ko * ir)
dt
R, L, et Rd étant respectivement la résistance de la ligne, son inductance, et la résistance du défaut.
Pour ir = 0, les tensions instantanées deviennent:
v' = ( R * ia + L * dia / dt) * x
v' image = R * ia + L * dia / dt
d'où:
v' = x * v' image
De plus, l'appareil comporte un sélecteur de phase, de principe analogue à celui de la PDS, et un boîtier
de compensation homopolaire, de même principe que celui décrit au § 2127 de la 3ème partie.
Les localisateurs de défaut d'un même poste envoient leurs informations à une unité de restitution située
dans le poste, par liaison RS 232 ou par boucle de courant. L'unité de restitution est interrogeable à distance.
Bibliographie [71]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6 - QUALIMETRE
Cet appareil est destiné à analyser les grandeurs citées dans le contrat "Emeraude", pour caractériser la qualité de
fourniture d'énergie (voir 9ème partie, §5), à savoir:
- les creux de tension et coupures brèves,
- le taux de déséquilibre,
- les harmoniques,
- le papillotement.
Il est installé sur les points de livraison d'énergie du réseau de transport aux clients industriels ou aux réseaux de
distribution.
Il acquiert:
- les trois tensions et la tension résiduelle,
- les trois courants et le courant résiduel.
Il élabore les grandeurs à analyser selon deux modes:
- le mode "cyclique": L'appareil calcule, pendant un temps donné, 100 s par exemple, la grandeur
considérée, et la stocke en mémoire. Ce mode est utilisé pour observer le comportement des grandeurs
électriques du départ en fonctionnement non perturbé,
- le mode "seuil": Lorsque une grandeur franchit un seuil, l'appareil note l'instant de franchissement et la
valeur moyenne de la grandeur jusqu'au franchissement suivant. L'instant de franchissement du seuil dans l'autre
sens est lui aussi noté, et le mode est désarmé lorsque la grandeur retrouve une valeur normale. Ce mode est
utilisé en fonctionnement perturbé.
Ces grandeurs sont:
- les 4 tensions efficaces,
Leur observation en mode "seuil" donne les creux de tension et les coupures brèves. Sept seuils sont utilisés, afin
de caractériser la profondeur du creux,
- les 4 courants efficaces,
- la fréquence,
- la puissance active sur chaque phase,
- la puissance réactive sur chaque phase,
- le facteur de puissance sur chaque phase,
- le taux d'harmonique, pour chaque rang choisi, entre l'harmonique 2 et l'harmonique 50, sur les
tensions et courants de chaque phase,
- le taux de distorsion global sur la tension et le courant de chaque phase,
- le taux de déséquilibre,
- la présence de signaux 175 hz et 188 hz supérieurs à un seuil donné (0,5 * Un).
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Ces valeurs peuvent ensuite être affichées en face avant. Elles peuvent aussi être stockées en mémoire
pour être relevées localement ou à distance.
Nota: Un problème qui se pose fréquemment entre EDF et son client est celui de savoir, en cas de taux
d'harmoniques anormal, où se trouve la source d'harmoniques:
chez le client ou sur le réseau?
Pour le déterminer, il est nécessaire de placer plusieurs qualimètres. Celui qui indique la plus forte valeur est
celui qui est placé sur le départ source d'harmoniques.
réseau
3
poste
1
2
Client n° 1
client n° 2
Si le taux d'harmoniques donné par le qualimètre placé en 1 est supérieur à celui placé en 2 et à celui placé en 3,
la principale source d'harmoniques est le client n° 1.
Bibliographie [72], [73]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
HUITIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
INSTALLATION ET EXPLOITATION
1 - NORMALISATION EDF, DOCUMENTATION CONTRACTUELLE
2 - CABLAGE, PRECAUTIONS CONTRE LES SURTENSIONS
3 - ALIMENTATION AUXILIAIRE
4 - ORGANISATION DE LA CONDUITE ET DE LA SURVEILLANCE
5 - MISE EN SERVICE
6 - MAINTENANCE PREVENTIVE
7 - ANALYSE DE DEFAUT
8 - MAINTENANCE CURATIVE
9 - RETOUR D'EXPERIENCE
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - NORMALISATION EDF, DOCUMENTATION CONTRACTUELLE
EDF s'est efforcée, à partir des plans de protection décrits dans la cinquième partie, de réaliser des
tranches normalisées. Cette normalisation s'est trouvée concrétisée par un ensemble de documents destinés à
faciliter la tâche des personnes chargées de définir, d'installer, de régler et d'exploiter les tranches de commande,
protection et surveillance du réseau de transport. Ce sont:
- la description des plans de protection,
- les spécifications des équipements *,
- les directives d'installation, incluses dans les directives poste,
- - le document «traitement des signalisations nécessaires à la conduite et à la surveillance des
installations», appelé plus communément «brochure violette», et qui décrit le traitement des signalisations au
poste, au pupitre de commande groupé, et au centre régional de conduite (transmission, libellé, mise en route de
l'alarme sonore),
- la schémathèque, qui comporte, pour chaque tranche normalisée, l'ensemble des schémas nécessaires
à son installation,
- le code de travaux, qui définit les procédures commerciales avec les entreprises effectuant des
travaux de tout type sur le réseau de transport d'EDF,
- les marchés tarifs, qui sont des conventions passées avec les fournisseurs de matériel agréés par EDF,
- les guides de réglage des protections, et des automates ( voir sixième partie)
- les Erreur! Signet non défini. *, ( voir § 5 )
- les guides de maintenance *, ( voir § 6 )
- les notices des constructeurs *.
Nota: les documents marqués d'une astérisque se réfèrent à la norme EDF HN 46 R 01, appelée Erreur! Signet
non défini.. Ce document comprend 6 parties:
- dispositions générales, où se trouvent les références aux normes nationales et internationales, la
structure des documents à réaliser, et l'organisation de la qualité,
- qualification et agrément,
- conception des essais fonctionnels,
- conditions d'installation et d'utilisation, où se trouvent des données technologiques sur les contraintes
que le matériel doit pouvoir subir,
- éléments constitutifs des matériels,
- méthodes de contrôle et d'essai, où certaines données technologiques, directement utilisables pour les
essais, sont précisées.
Bibliographie [3], [49], [57], [61], [74], [75], [76] [77], [104], [107], [123], [124], [125]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2 - CABLAGE, PROTECTION CONTRE LES SURTENSIONS PARASITES
Le phénomène le plus contraignant pour les appareils électroniques et les circuits basse tension situés
dans les postes est l'ouverture des sectionneurs haute tension. Considérons un sectionneur d'aiguillage
maintenant une barre sous tension.
réseau
barre
Le jeu de barres peut être assimilé à un condensateur, et le réseau à une source de tension débitant à
travers une inductance.
a
b
L
z
C
Lorsque le sectionneur est fermé, il est traversé par un courant capacitif faible, dépendant de la capacité
de la barre qu'il maintient sous tension. Lorsqu'il commence à s'ouvrir, un arc apparaît entre ses mâchoires. Cet
arc se coupe lorsque le courant passe par zéro, et donc que la tension vb a une valeur maximale Vbm. A cet
instant la capacité est chargée au maximum. Après ouverture, la tension vb reste égale à Vbm, alors que la
tension va décroît. Lorsque l'écart entre va et vb est suffisant, l'arc se réamorce. La capacité C forme alors avec
la réactance L un circuit oscillant, ce qui crée une tension et un courant oscillatoires amortis, à une fréquence de
100 KHz à 1 MHz.
De tels réamorçages se produisent ensuite à chaque alternance, pour un écart de tension de plus en plus
élevé, jusqu'à ce que les mâchoires soient suffisamment écartées.
Ces trains d'ondes créent alors, par induction et couplage capacitif, des surtensions dans les fileries des
protections et des automates du poste.
Pour s'en prémunir, il faut:
- utiliser des câbles avec gaine métallique. Ceux qui donnent les meilleurs résultats sont des câbles sous
gaine de cuivre, cette gaine étant placée autour de l'isolant non pas en hélice, mais comme une feuille de papier à
cigarette. Nous l'utilisons pour tous les postes, bien que son usage ne soit vraiment indispensable qu'en 400 kV,
- faire cheminer les câbles sur des trajets suivis au plus près par des câbles de terre, et, de manière plus
générale avoir un circuit de terre correct,
- mettre les gaines des câbles à la terre aux deux extrémités, avec des connections aussi courtes que
possible
266 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Bibliographie [78], [79], [80]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - ALIMENTATION AUXILIAIRE
3 - 1 - ALIMENTATION EN COURANT ALTERNATIF
Schéma général d'un niveau de tension
Jeu de barres primaire, 225 kV par exemple
alimentation des aéroréfrigérants
X
X
X
X
10 kV*
90 kV par exemple
transformateur
de service auxiliaire
(250 kVA)
automate de
permutation
barre non secourue
220 / 380 V
groupe diesel de 63 kVA
z
armoire du
groupe diesel
alimentation
non secourue
des parties
communes
alimentation
non secourue
des tranches
(une par bâtiment
de relayage)
barre secourue
redresseurs du bâtiment
de commande, alimentant
les équipements communs
alimentation
secourue
des parties
communes
alimentation
secourue de
chaque tranche
(une par tranche)
* 20 kV pour les tertiaires des autotransformateurs ou des transformateurs de groupes nucléaires
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redresseurs des
tranches (un
par bâtiment de
relayage)
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Tous les postes ont deux sources auxiliaires en courant alternatif. La première est considérée comme source
principale, et l'autre comme source de secours. La mise en service de la source de secours, en cas de défaillance
de la source principale, est réalisée par l'automate de permutation.
L'enroulement tertiaire de chaque transformateur de puissance a son neutre fixé par le transformateur de
service auxiliaire.
Comme les défauts entre phases sur le circuit connecté au tertiaire du transformateur de puissance ne
peuvent pas être détectés par les protections situées au primaire ou au secondaire, les phases sont séparées par
des écrans métalliques, dans le transformateur de services auxiliaires ainsi que sur le trajet le séparant du
transformateur de puissance.
Lorsque les transformateurs de puissance ont un couplage de type YD, le transformateur de service
auxiliaire est connecté à la bobine de point neutre, qui comporte alors un enroulement secondaire.
L'alimentation commune non secourue comprend le chauffage du bâtiment de commande, une partie de
l'éclairage des abords, la prise de 250 kVA pour le traitement des huiles de transformateurs, et les ateliers.
L'alimentation non secourue des bâtiments de relayage comprend le chauffage et l'éclairage de ces
bâtiments.
L'alimentation secourue du bâtiment de commande comprend une partie de l'éclairage des abords et
l'éclairage du bâtiment.
L'alimentation secourue des tranches comprend l'alimentation des armoires des disjoncteurs et des
sectionneurs, et, pour les tranches primaires des transformateurs, l'alimentation des régleurs en charge.
Dans les postes 63 kV / 20 kV, les transformateurs de service auxiliaire sont connectés au secondaire
des transformateurs de puissance. Il n'y a pas de groupe Diesel. L'alimentation des armoires des sectionneurs et
des régleurs en charge est alors réalisée en courant continu.
Dans les postes où il n'y a pas de transformateur de puissance, les deux sources d'alimentation auxiliaire
sont obtenues d'une part grâce au réseau de distribution local, et d'autre part grâce à un groupe diesel de 130
kVA supplémentaire.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - 2 - ALIMENTATION A COURANT CONTINU
Bâtiment de commande
Alimentation des équipements locaux (1)
alimentation des équipements de
télécommunication (2)
Barre alternative secourue
X
redresseur
en service
(40 A par exemple)
redresseur
en attente
batterie de
500 Ah par
exemple
idem
X
X
48 V continu
X
X
X
alimentation divisée en plusieurs groupes, chacun d'eux
étant protégé par son disjoncteur.
Alimentation des équi-
pements de tranche (3)
Bâtiment de relayage
(1 pour deux tranches)
redresseur de 25 A
par exemple
batterie de 200 Ah
par exemple
X
48 V continu
X
X
X
alimentation divisée en plusieurs groupes
La batterie alimentant les équipements de télécommunication a sa borne + directement à la terre. Les autres
batteries sont mises à la terre en leur point milieu à travers une résistance et un relais de courant qui signale les
courts - circuits entre les deux polarités de l'alimentation continue et la terre.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Sont alimentés en courant continu les équipements qui doivent impérativement fonctionner lors d'une
perturbation (les chiffres renvoient à la figure ci-dessus):
- les protections (3),
- les équipements de téléaction (2 et 3),
- les automates (3),
- les perturbographes (3),
- les consignateurs d'état (1),
- les équipements de téléconduite (2),
- les circuits de commande des disjoncteurs (3),
- les circuits de signalisation (1),
De plus, ont aussi été raccordés les équipements dont le fonctionnement est indispensable en cas de panne de
longue durée:
- les capteurs (3),
- les équipements de régulation des transformateurs ( 3),
- le téléphone de sécurité (2).
Les équipements de comptage sont alimentés par le réseau alternatif, secouru s'il existe, car chacun
possède une batterie interne ayant une autonomie de 8 jours.
Nota: les postes 90 kV / 20 kV ou 63 kV / 20 kV ne comportent pas de bâtiment de relayage. C'est la batterie
centrale qui alimente les protections et les automates. Elle est alors doublée.
Bibliographie [3], [107]
271 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - ORGANISATION DE LA CONDUITE ET DE LA SURVEILLANCE
centre national de conduite
il commande 7 régions
centre régional de conduite
(30 personnes)
chacun d'eux commande une
vingtaine de pupitres de
commande groupée
pupitre de commande groupée
(7 à 20 personnes)
chacun d'eux commande de
10 à 30 postes non gardiennés
et le poste où il se trouve
poste non gardienné
il contient de 2 à 30 tranches
tranche
à chaque disjoncteur correspond une tranche.
Il faut ajouter la tranche générale et la tranche contrôle barres
qui sont des éléments communs
Bibliographie [75], [83]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
La conduite est réalisée de la manière suivante.
- Chaque tranche envoie au bâtiment de commande du poste l'ensemble des signalisations permettant
de conduire le réseau, d'analyser les défauts, et d'identifier les avaries de tous ordres.
- Au bâtiment de commande de chaque poste sont enregistrées toutes ces signalisations, à l'exception
des mesures des capteurs. Elles sont disponibles sur les consignateurs d'état et les unités de restitution des
perturbographes qui peuvent être interrogés à distance en temps différé.
Elles sont triées et regroupées pour être envoyées en temps réel au pupitre de commande groupé, par un
équipement de téléconduite.
Celles d'entre elles qui sont nécessaires à la conduite peuvent être envoyées sur les dispositifs de commande et
d'affichage d'un tableau synoptique local, tourné - poussé lumineux, verrine, si le poste est conduit localement,
c'est à dire en cas d'indisponibilité de la téléconduite. Les organes de coupure peuvent alors être manœuvrés
depuis le tableau synoptique.
En situation normale, personne ne reste en permanence dans les postes, sauf dans celui où se trouve le pupitre de
commande groupé.
- Au pupitre de commande groupé se trouve en permanence une équipe de 7 à 12 personne, dont la
tâche principale est le petit entretien des matériels des postes qui lui sont raccordés. De plus, lorsque la
téléconduite depuis le centre régional de conduite est indisponible, cette équipe assure la conduite du
groupement, sur ordre de ce centre, transmis par téléphone. Pour cela, les signalisations nécessaires à la conduite
sont reçues en temps réel et sont affichées sur un tableau synoptique ou une console de conduite.
L'ensemble des postes raccordés à un même pupitre de commande groupée forme un groupement de postes.
Les signalisations qui concernent les avaries de matériel sont regroupées dans le poste, puis la signalisation
commune ainsi élaborée est émise vers le pupitre de commande groupé. Elle a pour but de provoquer une visite
du poste concerné par un agent du groupement, ou une autre personne mandatée par lui. Ce dernier trouve sur
place le détail des signalisations lui permettant de réaliser son dépannage. Il pourra aussi, avant de se déplacer,
interroger par modem les appareils de surveillance du poste.
Les personnes qui se trouvent au pupitre de commande groupé ne travaillent que pendant les heures ouvrables,
mais le reste du temps elles sont, par roulement, en situation d'astreinte, c'est à dire qu'elles sont tenues de rester
chez elles pour pouvoir être jointes en cas d'incident. A ce moment là une alarme les avertit à leur domicile.
- Au centre régional de conduite sont reçues toutes les informations permettant la conduite du réseau, y
compris les télémesures issues des capteurs. C'est là que sont prises toutes les décisions concernant les réseaux
de répartition. Ce centre dispose des commandes des appareils. En revanche il ne dispose pas de moyens de
surveillance, à l'exception de la restitution de quelques localisateurs de défaut installés sur des lignes
particulièrement importantes.
Le personnel qui assure la conduite en temps réel depuis le centre régional de conduite, à savoir une trentaine de
personnes, est présent par roulement en permanence, jours ouvrables et fériés, à toute heure du jour et de la nuit.
- Au centre de conduite national sont reçues les informations permettant la conduite du réseau 400 kV. C'est
là que sont prises les décisions le concernant, mais les manoeuvres sont exécutées par les centres de conduite
régionaux. Là aussi, le personnel assure une permanence totale.
De nouveaux matériels ont été installés depuis 1998:
- PEXI (pupitre d'exploitation informatisé) pour les pupitres de commande groupé. Les tableaux
synoptiques sont remplacés par des consoles de conduite. De plus, ce système peut faire face plus facilement au
flux d'informations vers le centre régional de conduite.
- NCP (nouveau calculateur de poste). Cet équipement remplace l'ensemble consignateur d'état téléconduite. Il est alors doublé.
Mais les principes décrits plus haut ne sont pas remis en cause.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
5 - ESSAIS AVANT MISE EN SERVICE DES TRANCHES NEUVES
Avant leur mise en service, les tranches subissent des essais destinés à vérifier leur aptitude à remplir les
fonctions qui leur sont demandées. Ces essais sont réalisés par les personnes qui seront ensuite chargées
d'exploiter le réseau.
Pour réaliser les essais des tranches normalisées, ces personnes disposent des documents suivants:
- le dossier de tranche normalisé, établi au niveau national par EDF,
- le guide de mise en service de la tranche, établi au niveau national par EDF,
- les notices des équipements, et plus particulièrement, pour chacun, la notice de mise en service, établie
par le constructeur, conformément au DICOT,
- la note de réglage de la tranche, établie par le responsable des réglages.
Si la tranche n'est pas normalisée, des documents complémentaires doivent être créés.
Elles disposent du matériel d'essai suivant:
- réseau d'essai.
Son rôle est d'envoyer sur les protections et réenclencheurs des tensions et intensités simulant une séquence
d'apparition de défaut, puis d'élimination de ce défaut. Ce réseau peut être électromécanique, formé de
déphaseurs et de transformateurs à rapport variable, ou électronique, à partir d'un réseau à bas niveau et
d'amplificateurs opérationnels de tension et de courant. Dans ce dernier cas, il peut être piloté par un micro ordinateur, qui est aussi utilisé pour lire les résultats.
- disjoncteur et sectionneurs fictifs.
Son rôle est de boucler le système précédent en simulant le comportement du disjoncteur et des sectionneurs
d'aiguillage. Exemple:
. avant le temps t=0, le réseau d'essai envoie 3 tensions équilibrées et 3 courants équilibrés simulant un
fonctionnement normal,
. au temps t = 0, le réseau d'essai, sur ordre extérieur, modifie la tension et le courant de la phase a pour simuler
un défaut,
. au temps t = 40 ms, la protection émet son ordre de déclenchement vers le disjoncteur fictif, et vers le
réenclencheur,
. au temps t = 90 ms, le disjoncteur fictif envoie au réseau d'essai un ordre qui coupe le courant sur la phase a et
rétablit la tension coté barres,
. au temps t = 1540 ms, le réenclencheur émet vers le disjoncteur fictif un ordre de réenclenchement, qui échoue
parce que ce dernier a été programmé en récupération. Le réenclencheur émet alors un ordre de déclenchement
triphasé, et, 60 secondes plus tard, tente un renvoi barre ur ligne. Pour cela il utilise une tension barre créée par le
réseau fictif et aiguillée par les sectionneurs fictifs.
- matériel de test pour essais particuliers. Par exemple des transformateurs d'injection pour tester les
limiteurs de tension des réducteurs de courant performants.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Les essais avant mise en service ne doivent commencer que lorsque les travaux d'installation sont terminés. Ils
se déroulent en trois étapes:
- étape n°1,
. contrôle des réducteurs de mesure. Voir deuxième partie, § 5,
. contrôle de continuité de leurs circuits secondaires,
. contrôle de l'alimentation continue,
. contrôle de l'interface.
- étape n°2,
. étalonnage des équipements. Les valeurs de réglage sont affichées sur les équipements, préalablement
déconnectés les uns des autres, puis vérifiés avec le réseau fictif.
- étape n°3,
. essais fonctionnels de l'ensemble. Les équipements sont entièrement connectés entre eux. Des sollicitations sont
envoyées par le réseau d'essai vers la tranche, qui commande le disjoncteur fictif, lequel envoie des ordres et des
informations vers la tranche et le réseau d'essai. Ces séquences peuvent être soit commandées par l'opérateur,
soit réalisées à partir d'un programme préétabli.
- étape n° 4,
. essais finaux avec commande réelle du disjoncteur.
Il importe principalement de vérifier le raccordement correct des phases de la ligne ou du transformateur à la
cellule, ainsi que le repérage des phases des tensions et courants issus du secondaire des réducteurs de mesure,
de telle sorte que les éléments directionnels des capteurs et des protections soient correctement orientés.
La méthode utilisée est la suivante:
Nous faisons transiter l'énergie à travers le nouveau raccordement, et nous mesurons, avec un wattmètre, les
puissances actives suivantes:
__
__
__
Va * Ia
Va * Ib
Va * Ic
__
__
__
Vb * Ia
Vb * Ib
Vb * Ic
__
__
__
Vc * Ia
Vc * Ib
Vc * Ic
Nous notons les résultats dans une matrice disposée comme ci-dessus.
Si la structure de cette matrice est la suivante,
Va
Vb
Vc
Ia
α>0
β<0
γ<0
Ib
γ<0
α>0
β<0
Ic
β<0
γ<0
α>0
ou
(transit positif)
Va
Vb
Vc
Ia
α<0
β>0
γ>0
Ib
γ>0
α<0
β>0
Ic
β>0
γ>0
α<0
(transit négatif)
avec α + β + χ = 0,
les raccordements et les repérage sont corrects.
275 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Si la structure de la matrice est la suivante:
Va
Vb
Vc
Ia
β<0
γ<0
α>0
Ib
α>0
β<0
γ<0
Ic
γ<0
α>0
β<0
ou
Va
Vb
Vc
Ia
β>0
γ>0
α<0
Ib
α<0
β>0
γ>0
Ic
γ>0
α<0
β>0
Va
Vb
Vc
Ia
γ>0
α<0
β>0
Ib
β>0
γ>0
α<0
Ic
α<0
β>0
γ>0
ou
Va
Vb
Vc
Ia
γ<0
α>0
β<0
Ib
β<0
γ<0
α>0
Ic
α>0
β<0
γ<0
ou
le sens de rotation et correct mais les phase des tensions ne correspondent pas aux phases des courants
Si α + β + χ ≠ 0,
le branchement du wattmètre est incorrect.
Si, par exemple
Va
Vb
Vc
Ia
α>0
β<0
γ<0
Ib
β<0
γ<0
α>0
Ic
γ<0
α>0
β<0
le sens de rotation et incorrect
pour I ou pour V
(ici Ib et Ic sont inversés)
A la fin de ces essais, les personnes qui les ont réalisés fournissent un compte rendu à partir de fiches contenues
dans les guides de mise en service, informent par courrier les différents services intéressés des valeurs de réglage
affichées. Ils inscrivent ces valeurs dans une base de donnée centralisée au niveau régional, dans laquelle se
trouve répertorié l'ensemble des matériels à haute ou basse tension, leurs sous-ensembles, et leurs réglages. Cette
base est appelée OCCITANE (outil conventionnel concourant à l'informatisation des tâches nécessaires à
l'entretien).
Bibliographie [111]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
6 - MAINTENANCE PREVENTIVE
Nous pratiquons trois types de maintenance préventive sur les tranches basse tension:
- manœuvre annuelle du des organes de coupure, dans le cadre de l' E3P (entretien périodique préventif
programmé). Cette manœuvre est réalisée en provoquant l'émission, par une protection, d'un ordre triphasé et
d'un ordre monophasé sur chaque phase. Il constitue une vérification de la chaîne de commande du disjoncteur,
mais constitue un test très incomplet sur les protections;
- reprise des opérations définies dans l'étape n°2 des essais avant mise en service. Cette opération
demande deux à trois jours à deux personnes;
- reprise complète des essais avant mise en service. Cette opération demande une à deux semaines à
deux personnes.
Des études économiques ont montré que l'espacement optimal entre deux opérations de maintenance du
deuxième type varie de 2 à 6 ans, suivant l'importance de la tranche: Celles qui participent à la protection des
liaisons d'interconnexion importantes, ainsi qu'à celle des ouvrages dont la perte peut provoquer la coupure de
l'alimentation d'une agglomération importante, ou d'un client important, doivent être vérifiés plus souvent que les
autres tranches.
Ces opérations, pour pouvoir être effectuées commodément et sans risque, doivent être réalisées avec la tranche
hors réseau. C'est pourquoi il faut profiter au maximum des coupures nécessaires à l'entretien du matériel haute
tension: disjoncteur, régleur en charge, etc..., ainsi que, pour les liaisons de sortie de centrale nucléaire, des
périodes de rechargement des réacteurs, quitte à s'écarter notablement des périodicités optimales calculées.
Dans l'avenir, si les protections numériques sont aussi fiables que les protections actuelles, et si de plus elles sont
dotées de systèmes d'auto - contrôle performants, les périodicités pourront être allongées.
Les opérations de maintenance du troisième type sont généralement réalisées à l'occasion de mises à niveau
importantes des tranches.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - ANALYSES
D'INCIDENT
Cette fonction est fondamentale pour l'exploitation du réseau, car c'est elle qui permet de valider, ou non, les
choix qui ont été faits quant au système de protection utilisé, et d'améliorer ce système.
Elle est réalisée à partir des enregistrements des consignateurs d'état et des perturbographes. Elle nécessite,
pour le responsable de ces analyses, une bonne connaissance du réseau et des équipements.
Elle a de plus un aspect formateur important pour cette même personne.
Généralement, une première analyse est réalisée par les personnes responsables des pupitres de commande
groupée, puis, s'il s'agit d'incidents complexes, l'analyse complète est confiée à un spécialiste.
Exemple de rapport d'incident:
BOUCLE 63 KV DE TROYES
Rapport d'incident du 27 Août 1991 à 6 h 55
7 - 1 - Chronologie de l'incident (voir le schéma d'exploitation page suivante)
to=6 h 55 mn 11s 60 c
(vu sur le perturbographe)
apparition courant neutre sur le secondaire du transformateur 637 de Creney
t = to + 5 s 02 c
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par courant neutre secondaire du transformateur 637 de Creney coté 225 kV et 63 kV
t = to + 5 s 05 c
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par courant neutre secondaire du transformateur 634 de Creney coté 225 kV et 63 kV
t = to + 5 s 21 c
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par courant neutre secondaire du transformateur 633 de Creney coté 63 kV uniquement
( système destiné à préserver l'alimentation d'un transformateur de services auxiliaires).
Le poste 63 kV de Creney est alimenté depuis Froncles via Ailleville.
t = to + 6 s 39 c
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par protection homopolaire du départ Polisot à Creney
t = to + 6 s 89 c
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par protection homopolaire du départ Creney à Polisot
t = to + 18 s
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par protection de débouclage ampèremétrique du départ Arcis - Fére à Creney
t = to + 25 s
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par protection de débouclage ampèremétrique du départ Creney - La Morge à Ailleville
t = to + 33 s
(vu sur le consignateur d'état)
déclenchement par manque de tension du départ Haut-Clos à Creney
t = to + 33 s
(vu sur le consignateur d'état)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
déclenchement par manque de tension du départ Troyes Industrie 1 à Creney
t = to + 12 mn
(vu sur le consignateur d'état)
Ouverture manuelle de Troyes Est 2; Troyes Industrie 2; Romilly; Arcis;
t = to + 13 mn
(vu sur le consignateur d'état)
Ouverture manuelle du transformateur Y 312; couplage 63 kV à Creney. Mise hors service des automa
tes à manque de tension.
t = to + 17 mn
(vu sur le consignateur d'état)
mise sous tension de la barre 1 de Creney par La Morge. Cette barre est saine.
t = to + 20 mn
(vu sur le consignateur d'état)
remise sous tension de la barre 1 de Creney par le transformateur 633.
t = to + 21 mn
(vu sur le consignateur d'état)
refermeture de Troyes Industrie 1; Hauts Clos; Troyes Est 2 par renvoi.
t = to + 21 mn
(vu sur le consignateur d'état)
refermeture de Troyes Industrie 2 par rebouclage.
t = to + 22 mn
(vu sur le consignateur d'état)
remise sous tension du transformateur 634 par le 225 kV, puis rebouclage sur la barre 1.
t = to + 23 mn
(vu sur le consignateur d'état)
mise sous tension de la barre 2 de Creney par La Morge. Cette barre est saine.
t = to + 24 mn
(vu sur le consignateur d'état)
remise sous tension du transformateur 637 par le 225 kV, puis remise sous tension progressive de
l'ensemble du réseau.
7 - 2 - Schéma d'exploitation
Le pupitre de commande groupé est au poste de Creney. Le réseau 63 kV issu de Creney est bouclé sur
d'autres postes 225 kV à travers les postes d'Ailleville, Arcis et Romilly.
7 - 3 - Répercussions
- coupure de Troyes Industrie
- Maladière et Aix en Othe
- Haut Clos
- Troyes Est
- Creney 33 kV
- Romilly
- Arcis
: 16 MW pendant 21 mn
: 12 MW pendant 21 mn
: 14 MW pendant 21 mn
: 16 MW pendant 22 mn
: 29 MW pendant 33 mn
: 13 MW pendant 30 secondes (basculement automatique)
: 15 MW pendant 40 secondes (id)
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
7 - 4 - Analyse de l'incident
7 - 4 - 1 - Recherches sur l'élimination du défaut
- vérification de la protection à puissance homopolaire du départ Polisot à Creney-
bonne.
- vérification des circuits courant l'alimentant-
bons.
-
vérification des valeurs de réglage des protections homopolaires et des protections
ampèremétriques situées sur le neutre secondaire des transformateurs de Creney.
La sélectivité n'est pas toujours assurée:
le déclenchement des disjoncteurs des transformateurs par protection ampèremétrique de neutre peut se produire
avant celui du départ Polisot par protection à puissance homopolaire pour certains défauts très résistants sur la
ligne Creney-Polisot.
7 - 4 - 2 - Recherche de l'origine du défaut sur la ligne Creney-Polisot
L'équipe d'entretien des lignes procède à une visite de la ligne. Parmi les différentes observations faites,
la plus intéressante semble la présence d'une poussière blanche sur trois pylônes et leurs isolateurs, liée aux
travaux d'une autoroute en construction.
7 - 5 - Solution trouvée
Les protections ampèremétriques de neutre ont été dotées de deux seuils, réglés différemment en
courant et en temps, ce qui a permis de garantir la sélectivité.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Creney 225 kV
X
Creney 63 kV
Arcis sur
Romilly Sézanne
aube
20 kV ou 33 kV
X
Troyes industrie
Haut clos
Polisot
Ailleville
vers un
autre
groupement
z
La Morge
(centrale hydraulique)
La Maladière
Aix en Othe
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
8 - DEPANNAGE
Le dépannage d'un équipement sur le site est provoqué soit par les conclusions d'une analyse d'incident, soit par
la détection d'une anomalie au cours d'une opération de maintenance préventive. Il nécessite des essais de même
type que l'étape n°2 des mises en service, et par conséquent les mêmes documents et les mêmes matériels d'essai.
Il se traduit généralement par un échange de circuit imprimé ou de sous-ensemble.
Les pièces de rechange peuvent être
- des stocks constitués par EDF, au niveau régional,
- des stocks chez les constructeurs, mis à la disposition d'EDF par contrat.
Le dépannage des circuits imprimés ou des sous-ensembles se fait, suivant les cas, dans des laboratoires
régionaux d'EDF, ou chez les constructeurs.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
9 - RETOUR D'EXPERIENCE
Son but est de nous renseigner sur les causes des erreurs présentes dans le système de protection, et susceptibles
de provoquer des fonctionnements erronés.
9 - 1 - TYPES D'ERREUR
Ces erreurs sont de cinq types:
9 - 1 - 1 - Erreurs de câblage constatées lors des mises en service
Elles peuvent provenir
- des erreurs de schéma. Dans ce cas, une action est lancée auprès des personnes responsables de ces
schémas, et qui font partie d'EDF;
- de la non- observation de ces schémas par le constructeur ou l'installateur du matériel. C'est alors lui
qui est fautif.
9 - 1 - 2 - Mauvaise conception du système de protection
Elle est généralement constatée lors d'une analyse d'incident. Son observation peut conduire soit à une
amélioration de détail, soit à une modification du plan de protection, cette dernière pouvant s'accompagner de la
recherche d'un équipement plus performant.
Exemple: le problème des boucles 63 kV vu dans la cinquième partie, § 144 a conduit à préconiser
l'installation de protections différentielles de barre sur certains postes 63 kV.
9 - 1 - 3 - Erreur de principe dans le fonctionnement des équipements
Elles sont détectées par les analyses d'incident. Elles conduisent généralement à l'établissement d'un correctif par
le constructeur, qui est ensuite appliqué aux nouveaux équipements, et, s'il y a lieu , aux équipements en service.
9 - 1 - 4 - Pannes sur les équipements
Elles ont été évoquées au § 8.
9 - 1 - 5 - Erreurs de manipulation
Ce sont celles qui se produisent essentiellement au cours d'opérations de dépannage, ou de
modifications partielles de tranches préalablement en service.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
9 - 2 - ORGANISATION DU RETOUR D'EXPERIENCE
9 - 2 - 1 - Mises en service
Elles donnent lieu à un rapport qui est envoyé aux concepteurs des schémas. Ces derniers, après avoir réalisé la
modification correspondante, décident s'il y a lieu de modifier les tranches du même type déjà en service.
9 - 2 - 2 - Mauvaise conception du système de protection
Les rapports d'incident s mettant en cause le plan de protection sont analysés au niveau national, de manière à
conserver une bonne cohérence entre les régions.
9 - 2 - 3 - Erreur de principe dans le fonctionnement des équipements
Le suivi du fonctionnement des équipements est réalisé au niveau national, en partageant cette tâche entre les
différentes régions. Les décisions de modification restent cependant prises par un organisme central.
9 -2 - 4 - Pannes sur les équipements.
Elles sont collectées sous forme de fiches d'anomalies et de fiches de réparation , qui sont saisies sur
microprocesseur. Cette base de données, jointe à la base OCCITANE (voir § 5), permet des traitements
statistiques qui peuvent conduire à identifier les équipements de qualité insuffisante, et les éléments faibles à
l'intérieur de ces équipements. Ces traitements permettent aussi, pour les équipements anciens, de détecter
l'apparition des indices de vétusté et de programmer le remplacement de ces équipements.
9 - 2 - 5 - Erreurs de manipulation
Chacune d'elles est analysée de manière aussi complète que possible, répertoriée et commentée auprès de tous
ceux dont l'activité pourrait les conduire à commettre la même erreur. Cette action n'est possible que si un bon
climat de confiance existe entre chacun des manipulant et sa hiérarchie, faute de quoi l'auteur de l'erreur de
manipulation, se sentant en position d'accusé, sera tenté de cacher la vérité.
Bibliographie [85]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
NEUVIEME PARTIE
(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)
QUALITE DE FOURNITURE D'ENERGIE
1 - Harmoniques
2 - Papillotement
3 - Déséquilibre
4 - Creux de tension et coupures brèves
5 - Contractualisation de la fourniture d'énergie
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
La qualité de fourniture d'énergie à la clientèle concerne essentiellement la forme de l'onde de tension qui lui est
fournie. Cette tension, qui doit être sinusoïdale, peut être perturbée par plusieurs phénomènes. Pour chacun d'eux,
sont impliqués d'une part le système de production - transport d'EDF, et d'autre part les clients eux - mêmes, qui sont
source de pollution vis à vis de certains de ces phénomènes. Nous distinguerons, lorsque ce sera le cas, le niveau de
qualité qu'EDF garantit à ses clients, et la pollution maximale qu'EDF leur autorise.
1 - HARMONIQUES
1 - 1 - DEFINITIONS
Une tension périodique v de fréquence f, et donc de pulsation ω= 2 * π * f se décompose en une série de
tensions sinusoïdales de fréquences f, 2f, 3f, .... La première est la tension fondamentale. Les autres sont les tensions
harmoniques. Nous posons:
v = V1*sin ω*t + V2* sin (2*ω*t + j2) + ... + Vn* sin (n*ω*t + ϕn) + ...
Les valeurs V1, V2, ... Vn, ... sont les amplitudes maximales des tensions de rang 1 (fondamental), 2, ... n, ...
Le taux de distorsion de chaque harmonique est donné par τn = Vn / V1
Le taux de distorsion global est donné par:
t=
n
Σ (τn)
2
et la tension de distorsion est donnée par:
V = V1 * τ
Les mêmes définitions peuvent être données sur les courants.
1 - 2 - ORIGINE DES HARMONIQUES
1-2-1- Transformateurs et machines tournantes
Les moteurs asynchrones ou les alternateurs engendrent des tensions périodiques. Ces machines se
comportent comme des sources de tensions harmoniques, de rangs impairs, phase par phase, et d'impédances internes
relativement faibles, de l'ordre de grandeur de l'inductance de court-circuit inverse. Les tensions harmoniques
proviennent du champ inducteur non parfaitement sinusoïdal, et de ses irrégularités dues aux encoches des circuits
magnétiques. Pour les machines asynchrônes, les fréquences sont liées aux encoches, et décalées légèrement par
rapport aux multiples du 50 Hz, à cause du glissement. La conception des machines permet de réduire les tensions
harmoniques à des valeurs très faibles.
Les transformateurs peuvent également être assimilés à des sources de tensions harmoniques impaires, phase par
phase, d'impédances internes très élevées, de l'ordre de grandeur de l'impédance magnétisante lorsqu'il s'agit des
tensions harmoniques des systèmes directs et inverses. La valeur des forces électromotrices des sources de tensions
harmoniques est élevée, et approximativement proportionnelle à leurs impédances internes.
Aux bornes des transformateurs, les tensions harmoniques sont, en règle générale, de valeur très faible,
étant donné qu'en pratique, les impédances vues des bornes des sources de tensions harmoniques ont un ordre de
grandeur beaucoup plus faible que la valeur de leurs impédances internes.
287 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-2-2- Charges non linéaires.
L'expérience prouve, ce qui est également conforme à la théorie, que les tensions harmoniques des réseaux dues aux
machines tournantes et aux transformateurs restent en deça du pour cent, ou d'une fraction de pour cent de la tension
nominale.
Un phénomène plus gênant est la prolifération d'appareils situés chez les clients, et comportant soit un arc électrique,
tels que fours à arc, soudeuses, éclairage fluorescent..., soit des redresseurs, comme il est possible d'en rencontrer
plus particulièrement dans la sidérurgie ou l'électrochimie.
Les ponts redresseurs de puissance sont actuellement les plus nocifs de par l'importance croissante de leur puissance
et de leur nombre. Vus du réseau, ils apparaissent comme autant de sources de courants harmoniques de systèmes
directs ou inverses en règle générale (voir § 121). Le problème global de la limitation des distorsions harmoniques
doit donc être centré sur celui des redresseurs de puissance.
Exemple: le redresseur monophasé à simple effet.
commande
z
charge
Dans le pont de diodes, une seule a été remplacée par un thyristor .
i
commande de la gâchette du thyristor
288 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
L'harmonique de rang n est donné par la formule suivante:
2*π/ω
Hn = (ω / π) * ³ (sin ω * t) * (sin n * ω * t) * dt
α/ω
Après calcul nous trouvons
H1 (fondamental)
H2
Hn
= Is *[ 1 - (α / (2*π)) +(sin 2*α) / (4*π)]
= Is * [1 / (6*π)] * [ sin 3*α - 3 * sin α]
= Is * [1 / (2*π)] * [ (sin (n+1) * α) / (n+1) - (sin (n-1)*α) / (n-1)]
Le même calcul montre qu'avec un double effet, c'est à dire avec une commande sur les deux alternances, les
harmoniques de rang pair sont nuls.
Les redresseurs les plus répandus sont les redresseurs triphasés à simple effet, et les redresseurs en pont de Grätz
mixtes semi - contrôlés, pour les petites puissances. Ils créent des harmoniques de courant de rang impair, dont le
taux de distorsion est inversement proportionnel au rang.
Redresseur triphasé à simple
effet.
charge
Pont de Grätz mixte semi - contrôlé
charge
Pour les grandes puissances, sont utilisés a minima des ponts de Grätz symétriques triphasés. Des astuces de montage
permettent d'obtenir des ponts symétriques hexaphasés et dodécaphasés. Ceci permet d'éliminer les harmoniques
3, 9, 15, 21, 27, 33, ... pour le pont symétrque triphasé, auxquels il convient d'ajouter 5, 7, 17, 19, 29, 31, ... pour le
pont symétrique hexaphasé,
11, 13, 35, 37, 59, 61, ... pour le pont ymétrique dodécaphasé.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1 - 3 - INCONVENIENTS DUS AUX DISTORSIONS HARMONIQUES
Les perturbations harmoniques se traduisent par la déformation des tensions et courants appliqués aussi bien aux
matériels de réseau qu'à l'appareillage de la clientèle. On peut principalement représenter la gêne par la seule
distorsion de tension, chose admise en règle générale. Chaque tension harmonique de rang donné participe
individuellement à la gêne.
- Aspects de la gêne
Chaque tension harmonique de rang n engendre des surtensions par superposition de sa valeur crête à celle de la
tension fondamentale, des décalages du passage par zéro de l'onde de tension qui peuvent perturber le
fonctionnement de certains appareillages électroniques synchronisés par la tension d'alimentation, des échauffements
par effet joule, ...
Il est admis que plusieurs tensions harmoniques agissent en fonction de leur somme quadratique, cette dernière étant
significative des échauffements parasites. Elle est également physiquement et statistiquement significative des autres
phénomènes de gêne dus aux distorsions de tension; Par exemple, la tension de distorsion définie au § 1-1 est la
surtension crête la plus probable.
- Seuils de nocivité des tensions harmoniques
Le seuil de nocivité apparaît dans deux types d'information:
. l'expérience montre que des perturbations dans le fonctionnement du réseau et des plaintes de la clientèle
surviennent dès qu'une tension harmonique de rang donné dépasse un taux de 7 à 10 % au point de raccordement du
client au réseau public.
. des éléments de règlement de normes, ou d'essais spécifiques à des appareils variés situent toujours les seuils de non
- nocivité à un taux variant entre 3 et 7% par rang. Les fréquences paires sont souvent les plus nocives.
Dans l'état actuel, la cote d'alerte se situerait autour de 5% par rang et légèrement plus en distorsion globale.
Voici quelques aspects de la nocivité des distorsions harmoniques, pour les principaux types de matériels, tant
producteurs que consommateurs:
1-3-1- Alternateurs
Si nous considérons un système de trois tensions équilibrées, la tension à la fréquence fondamentale, ainsi que les
harmoniques 4, 7, 10, ... créent un champ direct, tournant à la vitesse du rotor (voir annexe 1), et dans le même sens,
les harmoniques de rang 2, 5, 8, ... créent un champ inverse qui tourne en sens inverse du rotor, et les harmoniques de
rang 3, 6, 9, ... créent un champ homopolaire immobile. Ces deux derniers champs provoquent l' échauffement du
rotor, et plus particulièrement de la cage d'amortisseur, par courant de Foucault. De plus, l'ensemble des courants
harmoniques crée un échauffement du circuit magnétique du stator.
Pour les grosses machines, le taux de distorsion global sur les courants ne doit pas dépasser 5%, ce qui équivaut
pratiquement à un seuil de distorsion de 1/n % sur chaque harmonique de tension de rang n.
Pour les machines de petite taille, le taux de distorsion global peut atteindre 10%.
290 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-3-2- Transformateurs
Les courants harmoniques créent des pertes supplémentaires dans le circuit magnétique par courant de Foucault, qui
sont approximativement proportionnelles au carré du taux de distorsion.
Ils créent aussi des échauffements supplémentaires dans les enroulements, qui ne correspondent pas à un transfert
d'énergie. Par exemple, les harmoniques de rang 3 sur les courants primaires créent, sur les bobines secondaires, trois
tensions égales qui, dans le cas d'un couplage étoile - triangle, provoquent la circulation d'un courant parasite dont le
seul effet est d'échauffer le transformateur.
1-3-3- Moteurs à induction, synchrônes ou asynchrônes
Les harmoniques de la tension alimentant ces moteurs créent, là aussi, des pertes supplémentaires, tant dans
le fer que dans le cuivre. Ces pertes sont proportionnelles à :
2
Σ ( τn / n)²
n
Ils peuvent aussi intervenir en provoquant des oscillations parasites, qui peuvent s'avérer gênantes lorsqu'elles
entrent en résonance avec des fréquences propres d'oscillations mécaniques de ces moteurs.
1-3-4- Câbles
Nous trouvons:
- des pertes ohmiques supplémentaires, surtout dans les câbles de retour de neutre, ou les gaines, où
circulent les courants harmoniques 3. En effet, les courants harmonique 3 provenant de chaque phase s'ajoutent, en
formant un système homopolaire.
- des pertes diélectriques liées à la distorsion de tension. Elles peuvent entraîner des détériorations
Le taux de distorsion global ne doit pas dépasser 10%. Il doit rester inférieur à 7% sur chaque harmonique.
1-3-5- Condensateurs de puissance.
La tension appliquée à leurs bornes crée des pertes supplémentaires dans les diélectriques, conduisant à un
vieillissement accéléré. Ils sont surtout sensibles aux harmoniques de rang élevé, pour lesquels le condensateur
constitue une impédance inversement proportionnelle au rang de l'harmonique.
Le taux d'harmonique admissible est donné par:
τn = 83% / n
1-3-6- Ordinateurs et électronique industrielle
La distorsion sur leur alimentation en tension peut créer des troubles fonctionnels. Le seuil de distorsion admissible
est:
τ = 5%
1-3-7- Ponts redresseurs
Ils sont à la fois générateurs de courants harmoniques et perturbés par eux. Ils sont sensibles à la somme des taux de
distorsion de chaque rang. Le seuil à ne pas dépasser est donné par:
Σ τn = 5%
291 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-3-8- Petit matériel
- Téléviseurs
Risque de déformation de l'image lié à la distorsion de tension.
- Lampes à décharge pour éclairage
Risque de vacillement sous l'effet de tension harmonique de rang 2. Le seuil de perturbation admissible est:
τ2=3 %
- Appareils médicaux pour rayons X.
Perturbations par la valeur crête de la surtension. Le seuil de perturbation admissible est:
τ = 10 %
1-3-9- Equipements de protection et de régulation des réseaux moyenne tension
- Circuits de protection de la clientèle
Risques de déclenchement intempestif attribués aux distorsions de tension. Ces risques sont dus à des particularités
des circuits alimentés, qui peuvent par exemple conduire à des résonances internes. Le seuil est donné par:
τ = 6 à 12 %
- Balances voltmétriques des régulateurs de tension.
Tension mesurée faussée par les distorsions de tension. La tension est alors mal régulée. Le seuil est donné par:
τ (rangs impaires) = 1,5 à 2 / n %
- Relais spéciaux
Risques de déclenchement intempestif, sous l'effet de distorsions de courant, de tension, ou de puissance, des relais à
faible seuil. Les seuils correspondant aux différents matériels sont:
relais statiques
télécommande à 175 Hz
τ3 = 5%;
τ3 = 7%;
τ4 = 4 %;
τ5 = 5 %,
τ5 = 12 %
- Compteurs d'énergie à induction
Sensibilité plus faible du comptage aux fréquences harmoniques qu'à 50 Hz, d'où une dégradation de la classe de
précision.
1 - 4 - COMMENT LIMITER LES TENSIONS HARMONIQUES ?
1-4-1- Comment sont elles créées?
Chaque client contribue en partie à la distorsion générale, notamment lorsque ses installations comprennent des
redresseurs. La distorsion de la tension du réseau se fait en deux temps:
-
individuellement, un redresseur se comporte approximativement comme une source de courants
harmoniques. Ces courants, injectés dans le réseau à son point de raccordement, vont y engendrer
localement des tensions harmoniques également fonction de l'impédance harmonique du réseau en ce
point.
- globalement, les tensions harmoniques créées en tous les points du réseau par les redresseurs se
propagent souvent fort loin de leur point d'origine, et se juxtaposent. Ceci crée, en chaque point de
raccordement, une tension harmonique résultante qui peut être notablement plus élevée que la précédente.
292 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
1-4-2- Raccordement des clients perturbants
1-4-2-1- Prévention des distorsions harmoniques à leur source, dans l'installation perturbante.
Plusieurs précautions simples peuvent être utilisées, séparément ou conjointement, à savoir:
- limiter le nombre de fréquences harmoniques
. en réservant l'usage des ponts triphasés à simple effet et celui des ponts de Grätz mixtes semi-contrôlés aux
installations de faible puissance, ceci pour faire disparaître les rangs pairs;
. en alimentant les ponts redresseurs séparés ou associés par des transformateurs décalés de 30° en 30°, voire de 15 °
en 15 °, par association de transformateurs Δλ avec des transformateurs λλ et des transformateurs λZ;
- favoriser le déphasage et le foisonnement entre les courants harmoniques issus de plusieurs ponts,
en utilisant des couplages différents pour alimenter deux ponts de redresseur voisins, et en échelonnant les
commandes des thyristors,
- absorber, le plus près possible de leur source, les courants harmoniques excédentaires
en utilisant des shunts résonants accordés sur chaque fréquence gênante. Ces filtres permettent simultanément
l'absorbtion des courants harmoniques excédentaires et la création d'énergie réactive, ce qui accroît leur intérêt
économique.
Au niveau contractuel, les ponts de redresseurs triphasés ne peuvent être raccordés sans dispositif de compensation
d'harmoniques que si la puissance est inférieure ou égale à 1% de la puissance de court-circuit minimale, en cas
d'exploitation normale du réseau, au point commun de couplage.
Réciproquement, EDF s'engage à ce que cette puissance de court-circuit soit supérieure à 1500 MVA en 225 kV, 400
MVA en 90 kV et 63 kV, 50 MVA en 20 kV, et 4 MVA en 220 / 380 V.
Si tel n'est pas le cas, EDF peut prendre en charge les frais de désensibilisation du client occasionnés par la puissance
de court-circuit trop faible.
1-4-2-2- Prévention globale des distorsions harmoniques
Tout réseau public d'énergie électrique possède deux possibilités d'action.
- Intervention sur les impédances harmoniques des réseaux.
. Lorsque la puissance de court-circuit des réseaux augmente, l'impédance harmonique diminue, sauf en cas de
résonance, ce qui diminue les tensions harmoniques, généralement produites par des sources de courant harmonique.
. les résonances entre inductances et capacitances constitutives d'un réseau peuvent être éventuellement atténuées en
modifiant la répartition des batteries de condensateurs ou le schéma d'exploitation du réseau,
. les bobinages Δ dans les transformateurs de réseau constituent des filtres pour les tensions harmoniques de rang
multiple de 3.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- Utilisation rationnelle de la faculté d'absorbtion du réseau.
Elle permet l'installation d'un certain nombre d'industries génératrices de courants harmoniques, avant que ne soit
atteint le niveau de tension harmonique nocif en un point au moins du réseau. le taux limite d'harmoniques tolérables
sur les réseaux en situation normale est donné approximativement par le tableau suivant:
rang
3
impair > 3
pair
τ(%)
20 kV
6
27 / n
3/n
≥ 63 kV
2
10 / n
2/n
Bibliographie [81]
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220 / 380 V
7
35 / n
3/n
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2 - PAPILLOTTEMENT ( FLICKER )
La mise en ou hors service des appareils d'utilisation de l'énergie électrique, ou le fonctionnement de certains d'entre
eux entraîne des variations rapides de la tension. Ces variations se font particulièrement sentir sur le flux lumineux
des lampes à incandescence en créant un papillotement de la lumière, fort désagréable pour les usagers. Les moyens
à mettre en œuvre pour se protéger du papillotement résultent de l'estimation des perturbations de tension
qu'entraînera le raccordement d'un appareil d'utilisation en un point donné du réseau.
Les variations rapides de tension peuvent se manifester sous deux formes principales:
- variations périodiques ou erratiques permanentes conduisant à une composition spectrale de fréquence
située dans une bande de 0,5 à 25 Hz,
- à-coups de tension, se produisant de façon systématique ou erratique à des intervalles de temps supérieurs
à quelques secondes.
2 - 1 - VARIATION DANS LA BANDE DE 0,5 A 25 Hz
2-1-1- Principe de base
Le papillotement de l'éclairage engendré par ce type de perturbation est directement ressenti par l'ensemble des
usagers. S'il provient de lampes à incandescence, qui sont les appareils les plus sensibles, il peut être perceptible pour
des variations de tension inférieures à 1 %.
Les autres appareils, d'éclairage ou autre, ne sont généralement perturbés que par des variations de tension
supérieures à quelques pour cent.
Le papillotement des lampes à incandescence constitue donc le principal inconvénient dû aux fluctuations rapides de
tension.
Son étude expérimentale a débuté par l'examen des effets d'une fluctuation sinusoïdale de la tension du réseau sur
une lampe à incandescence d'utilisation courante. On en a déduit les résultats suivants:
- la sensation de gêne ressentie par un observateur moyen est fonction du carré de l'amplitude de la
fluctuation de tension et de sa durée;
- à amplitude constante, le maximum de gêne est ressenti lorsque la fréquence de la fluctuation est très
voisin de 10 Hz;
- il existe un seuil de perceptibilité au-dessous duquel le papillotement n'est pas visible. L'amplitude de la
fluctuation de tension à 10 Hz correspondant à ce seuil est égale à 0,3 %. C'est la valeur minimale;
- à sensation de gêne identique, il est possible de substituer à une fluctuation de tension de fréquence f et
d'amplitude a(f), exprimée en %, une fluctuation de tension équivalente à 10 Hz, d'amplitude a(10) = g(f) * a(f) .
Le terme g(f) est uniquement fonction de la fréquence. La courbe représentative de cette fonction est indiquée sur la
figure 130.
- la superposition de plusieurs fluctuations sinusoïdales de la tension d'amplitude afi et de fréquence fi
conduit à la même sensation de gêne qu'une fluctuation sinusoïdale à 10 Hz, d'amplitude
Σ a(fi)² * g(fi)²
i
a(10) =
(1)
- il y a équivalence de sensation de gêne à égalité de l'intégrale
T
H=
³
a (10)² * dt
(2)
T étant la durée de la perturbation.
0
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Ces résultats expérimentaux permettent de conclure que l'ensemble lampe - observateur peut être représenté par un
modèle analogique, constitué d'un filtre linéaire, dont la courbe de réponse g(f) est donnée par la figure 130. La
grandeur d'entrée de ce filtre est la fluctuation de tension et la grandeur de sortie, élevée au carré puis intégrée dans
le temps, fournit une expression qui est fonction de la gêne perçue.
Des expérimentations complémentaires ont montré que cette représentation restait également valable dans les cas où
la fluctuation de tension n'est plus sinusoïdale, mais périodique ou erratique permanente.
Tout papillotement non intermittent est donc assimilable, du point de vue gêne, à un papillotement équivalent
provoqué par une fluctuation de tension sinusoïdale à 10 Hz, qui produirait la même sensation de gêne que celle
résultant des perturbations réelles de tension.
L'expression (2) , ou dose de papillotement, évaluée en pour cent carré.minute, (10 -4. minute), est représentative du
papillotement observé.
En définitive, le papillotement est donc fonction des paramètres suivants:
- l'amplitude des fluctuations de tension,
- la fréquence de répétition des à-coups,
- la durée de la perturbation.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-1-2- Méthodes de mesure
Nous pouvons alors déduire de l'ensemble des considérations précédentes les principes de mesure, permettant
d'apprécier la gêne due au papillotement. Il faut distinguer deux cas:
- celui du papillotement provoqué par des fluctuations de tension non intermittentes,
- celui du papillotement provoqué par une succession d'à-coups de tension à fréquence de répétition faible.
Dans le premier cas, la mesure peut s'effectuer à l'aide d'un appareil appelé flickermètre, constitué des éléments
suivants (voir figure ci-dessous):
- un circuit d'entrée comprenant un transformateur et un redresseur,
- un filtre dont la courbe de réponse est identique à la fonction g(f),
- un amplificateur linéaire,
- un dispositif quadratique,
- un système intégrateur,
- un dispositif d'enregistrement sur bande magnétique.
La tension perturbée est appliquée au transformateur d'entrée et l'appareil élabore, pendant chaque minute, une
grandeur proportionnelle à l'intégrale de la formule (2).
En ajoutant successivement les valeurs ainsi trouvées, il est alors possible de tracer, minute par minute, la courbe des
doses de papillotement cumulé pendant la durée totale de la perturbation.
2-1-3- limites admissibles.
Ces limites ont été estimées à partir de la tolérance des usagers de l'éclairage à incandescence aux effets des
perturbations de tension.
Pour ce faire, la courbe de dose cumulée de papillotement, mesurée en un point du réseau, a été comparée à celle
relative à une fluctuation de tension sinusoïdale à 10 Hz, d'amplitude constante 0,3 %, et qui correspond au seuil de
perceptibilité du papillotement. Cette dernière courbe est une droite.
Or, il a été constaté expérimentalement que la gêne était tolérable dans les conditions suivantes:
- dans le cas où la durée du papillotement est quelconque, où son amplitude est constante, et où la pente de
la courbe de dose de papillotement est constamment égale ou inférieure à celle de la droite de seuil de perceptibilité.
Dans ce cas, la courbe limite est constituée par la droite de seuil de perceptibilité;
- dans le cas où l'amplitude du papillotement n'est pas constante et où la pente moyenne de la courbe de dose
de papillotement est parfois légèrement supérieure à celle de la droite de seuil de perceptibilité; mais ceci à une
double condition:
. d'une part les intervalles de temps pendant lesquels la dose de papillotement est légèrement supérieure à celle
correspondant à la droite de seuil de perceptibilité doivent avoir une durée inférieure ou au plus égale à 15 minutes;
. d'autre part ils doivent être séparés par des périodes au moins égales à 10 minutes, pendant lesquels le papillotement
ne doit absolument pas être perceptible. La fluctuation de tension équivalente doit alors être inférieure à 0,2 % pour
10 Hz.
Il pourra alors être admis, pendant les intervalles de temps de 15 minutes, que certaines fluctuations de
tension produisent, pendant de courts instants, un papillotement nettement perceptible.
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Courbe limite de dose de papillotement tolérable
Dose de papillotement H
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2 - 2 - A-COUPS A PLUSIEURS SECONDES D'INTERVALLE
Lorsque les variations de tension se présentent sous forme d'à-coups se produisant à des intervalles de temps
supérieurs à environ 0,5 seconde, l'assimilation de l'ensemble lampe - observateur au filtre précédemment mentionné
n'est plus aussi satisfaisante que dans le cas de fluctuations de tension non intermittentes. Ceci est vraisemblablement
dû au fait que l'observateur est doté de mémoire dont la constante de temps est plus importante que celle du filtre
pour les régimes transitoires se succédant à très basse fréquence.
Dans ce cas, la méthode de mesure la plus valable pour s'affranchir de la présence éventuelle d'harmoniques consiste
à effectuer un enregistrement oscillographique des puissances active et réactive absorbées par l'appareil perturbateur.
Connaissant l'impédance de court-circuit du réseau au point de raccordement de cette machine, il est possible de
calculer l'amplitude des à-coups de tension produits; leur fréquence de répétition est obtenue par un enregistrement
des puissances effectué à faible vitesse.
Les limites tolérables sont indiquées par la courbe de la figure ci-dessous. Cette courbe, déterminée
expérimentalement, donne l'amplitude maximale acceptable pour les à - coups de tension isolés, en fonction de leur
fréquence de répétition.
nota: une variation de tension en forme de créneau doit être considérée comme deux à-coups de tension isolés
consécutifs.
A-coups de tension isolés - courbe limite
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2 - 3 - APPLICATION: RACCORDEMENT DES FOURS A ARC SUR UN RESEAU
2-3-1- Diagnostic
Un four à arc est en général alimenté par un réseau dont l'impédance de court-circuit peut être considérée comme
une réactance. On en déduit que les à-coups de tension, crées dans ce réseau lors du fonctionnement du four , sont
dus à des appels de puissance réactive. La dose de papillotement correspondante H est alors représentée par une
expression de la forme:
T
H= ³
k * ( X ²* ΔQ² / Un4 ) * dt
dans laquelle:
0
- X est la réactance de court-circuit du réseau d'alimentation,
- DQ est la variation de puissance réactive, due au four, à l'instant t,
- k est le coefficient permettant de ramener à chaque instant l'amplitude de la variation réelle de la ten- sion
à celle d'une modulation sinusoïdale à 10 Hz, produisant un papillotement équivalent au papillotement réel,
- T est le temps d'intégration.
Dans le cas de deux fours à arc identiques raccordés sur deux réseaux différents, les doses de papillotement
correspondantes H1 et H2 sont proportionnelles aux carrés des impédances de court-circuit de ces réseaux aux points
de raccordement, soit:
H1 / H2 = ( X1 / X2)²
(3)
Nous supposons de plus qu'en première approximation les à-coups de puissance réactive provoqués par des fours à
arc de puissance voisine sont proportionnels à leurs puissances de court-circuit.
Nous en déduisons que si pour un four nous connaissons:
- sa puissance de court-circuit Sccf1,
- la puissance de court-circuit du réseau Scc1, au point de raccordement de ce four,
- la courbe de dose de papillotement cumulé moyenne H1(t) déduite de mesures effectuées en ce point,
nous pouvons déterminer par avance la courbe de dose moyenne cumulée H2(t) que donnera un autre four de
puissance de court-circuit Sccf2, à raccorder en un point du réseau où la puissance de court-circuit est égale à Scc2,
par la relation:
Scc1
Sccf2
H2(t) = (
)² * (
)² * H1(t)
(4)
Scc2
Sccf1
Pour obtenir la courbe H1(t), nous effectuons, au point de raccordement d'un four à arc, déjà en service, de puissance
nominale voisine de celle du four devant être installé, et pour lequel les conditions de conduite sont similaires, des
mesures pendant 20 à 25 périodes de fusion. Ceci permet de tracer la courbe moyenne de dose cumulée de dose de
papillotement H1 (t), pour chaque période de fusion.
Nous en déduisons la courbe H2(t), par la formule (4). Si elle se trouve au-dessous de la courbe limite tracée sur la
figure 132, l'installation du four peut être envisagée sans précautions spéciales. Dans le cas contraire, il faut utiliser
un système de compensation.
Nota: En général il n'y a pas de problème de raccordement si l'impédance de court-circuit du four Zccf est supérieure
à 36 fois l'impédance de court-circuit Zcc au point de raccordement au réseau.
300 / 320
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
2-3-2- Compensation d'un four.
L'une ou l'autre des solutions suivantes, classées par ordre de simplicité décroissante, peuvent être utilisées:
- l'installation d'une réactance placée en série avec le four,
- le raccordement à un réseau de tension supérieure, ou ce qui revient au même, la spécialisation d'un
transformateur pour l'alimentation du four,
- l'installation d'une batterie de condensateurs série, immédiatement en amont du point de raccordement
commun au four et à d'autres clients.
Tous ces procédés reviennent en fait soit à augmenter la puissance de court-circuit Scc2 du réseau, soit à diminuer la
puissance de court-circuit Sccf2 du four, d'une quantité telle que la courbe H2(t) se retrouve au-dessous de la courbe
limite (Voir § 234 "détermination des caractéristiques d'une réactance série pour atténuer le papillotement provoqué
par un four à arc").
Des compensateurs statiques peuvent aussi utilisés pour réduire le papillotement provoqué par les fours à arcs. Ils
sont conçus pour que l'ensemble qu'ils forment avec le ou les fours qu'ils compensent appelle une puissance réactive
pratiquement constante, qu'il est alors possible de compenser par une batterie de condensateurs. Il existe deux types:
- une bobine de réactance est mise en série avec deux thyristors montés tête bêche (figure 134). Par variation
de l'angle d'amorçage des thyristors, nous pouvons faire varier la puissance réactive amorçée par la réactance, de
telle manière que la puissance réactive de l'ensemble soit constante.
Cependant le courant circulant dans la bobine n'est pas sinusoïdal, ce qui crée des harmoniques de tension importants
à ses bornes. Il est alors nécessaire de prévoir des dispositifs d'atténuation des harmoniques;
- une batterie de condensateurs, fractionnée en gradins. Chacun de ces éléments peut être mis en ou hors
tension par des thyristors montés tête bêche. Les thyristors jouent le rôle d'interrupteurs, et la compensation s'effectue
par valeurs discrètes, égales à la puissance réactive d'un gradin.
Pour éviter les régimes transitoires, les condensateurs sont pré - chargés en permanence à une tension continue égale
à la tension crête du réseau, et sont enclenchés lorsque les tensions sont égales de part et d'autre des thyristors. Ils
fonctionnent sous 1000 V, et sont raccordés au réseau à travers un transformateur, les fours à arc fonctionnant
généralement sous une tension de l'ordre de 20 kV.
2-3-3-Compensation d'un ensemble de plusieurs fours.
Lorsqu'il existe plusieurs fours à arcs dans la même installation, et que l'un d'eux est beaucoup plus puissant que les
autres, lui seul est pris en considération. Dans le cas contraire, certaines précautions doivent être prises. Il faut
considérer deux cas:
- les fours sont synchronisés entre eux de telle manière que le début de période de fusion de chacun d'eux
corresponde avec les périodes d'affinage des autres, période pendant laquelle le métal est entièrement fondu et où les
arcs ne sont plus nécessaires. Le papillotement de chaque four est alors étudié de manière indépendante des autres.
- Plusieurs fours fonctionnent simultanément en fusion. A la suite d'essais effectués dans une installation
comprenant quatre fours, la courbe de dose de papillotement global a pu être estimée à partir de celle relative à
chacun d'eux fonctionnant individuellement, à l'aide de la relation empirique suivante:
i=n
H = ( 1,2 - 0,1 * n ) * Σ H(i)
i=1
avec
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2<n<4
Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Si l'on considère par exemple une installation composée de deux fours identiques, la dose globale de papillotement
est égale au double de celle relative à l'un d'entre eux. On peut remarquer que ceci revient à dire que l'amplitude des
fluctuations de tension équivalente à 10 Hz produites par l'ensemble de ces deux fours est √ 2 fois plus forte que
celles produites par le fonctionnement d'un seul four, ou égale à celles produites par un four de puissance √ 2 fois
plus élevée.
Compensateur statique à réactance
Compensateur statique à condensateurs
réseau
Réseau
réactance
compensation
four
compensation
four
2 - 3 - 4 - Détermination des caractéristiques d'une bobine de réactance série
pour atténuer le papillotement provoqué par un four à arc.
Les données du problème sont:
- la tension nominale Un du réseau, au point de raccordement commun avec les autres usagers;
- la puissance de court-circuit Sccf de l'ensemble formé par le transformateur de four et le four;
- la courbe H(1) de dose moyenne cumulée de papillotement, obtenue par exemple par la méthode vue au § 231.
Pour que le papillotement produit par le four soit tolérable, il faut que l'effet de la réactance soit tel que l'on obtienne
une courbe de dose de papillotement cumulée H(2), coupant la droite correspondant au seuil de perceptibilité au bout
de 15 mn (voir § 232). Soit k le rapport H(2) / H(1) à cet instant.
L'impédance de court - circuit de l'installation du four, assimilée à une réactance, est égale à:
Xccf = Un² / Sccf
Si Xs est la réactance par phase de la bobine, la réactance de l'ensemble formé par le four et la bobine est donc
Xccf + Xs . D'où, d'après la formule (3) du § 2-3-1:
H(1)
Xccf²
=k=
H(2)
(Xccf + Xs)²
qui s'écrit aussi:
Xs = Xccf * ( 1 - √ k ) / √ k
ce qui nous permet de déterminer la réactance de la bobine. Il convient ensuite de s'assurer que la valeur ainsi
obtenue ne correspond pas à une impossibilité, soit dans le domaine technologique de construction de la bobine, soit
dans celui de l'exploitation du four.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Détermination du rapport k = H(2) / H(1)
dose de papillotement
Bibliographie [81]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
3 - DESEQUILIBRE.
Les charges déséquilibrées raccordées au réseau à haute et très haute tension sont essentiellement le fait de la
Société Nationale des Chemins de fer Français, sur la partie de son réseau alimenté en 25 kV monophasé. Quelques
déséquilibres peuvent être apportés par des fours à arc qui, bien que raccordés sur trois phases, ont un
fonctionnement aléatoire sur chacune des phases.
Ces charges produisent des déséquilibres sur les tensions qui perturbent les autres clients, voire même le producteur.
En effet, comme indiqué dans l'annexe 1, ce déséquilibre crée, dans les machines tournantes, des champs inverses et
homopolaires qui provoquent des échauffements.
Le taux de déséquilibre permanent crée par un client, c'est à dire le rapport entre la tension inverse et la tension
directe au point où il est raccordé, est donné par la formule:
τi = Sn / Pcc
avec:
τi = taux de tension inverse,
Sn = puissance apparente consommée par la charge monophasée raccordée entre deux phases,
Pcc = puissance de court-circuit au point de raccordement.
Si des déséquilibres apparaissent de manière aléatoire, nous définissons un taux de déséquilibre permanent
équivalent par la formule:
1
τi² =
t+T
* ³
T
Vi
(
t
)² * dt
Vd
Les règles de bon voisinage ont été établies entre client perturbateur et client perturbé:
- chaque client perturbateur peut induire un taux de tension inverse de 1%, pour une puissance de courtcircuit de référence de 1500 MVA s'il est raccordé au réseau 225 kV, 400 MVA s'il est raccordé au réseau 63 kV ou
90 kV, 50 MVA s'il est raccordé au réseau 20 kV, et 2 MVA s'il est raccordé au réseau 220 / 380 V;
- chaque client perturbé doit pouvoir supporter un taux de tension inverse de 2%. Si plusieurs clients
perturbateurs situés dans une même zone provoquent un dépassement de ce taux, alors que chacun reste dans les
limites admises, EDF prend en charge le renforcement correspondant du réseau.
nota: Si trois clients voisins induisent chacun un taux de perturbation de 1 %, et qu'ils sont situés entre des phases
différentes, le taux de déséquilibre global qu'ils provoquent ne dépasse jamais 1%.
Bibliographie [81]
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - PERTURBATIONS CAUSEES PAR LES COURT-CIRCUITS.
4-1- FORME DE LA TENSION D'ALIMENTATION D'UN CLIENT.
Dans un premier temps nous allons étudier quelques cas d'élimination de défauts au voisinage de clients raccordés au
réseau 63 kV. Ensuite, à partir de ces exemples, nous classerons ces défauts en fonction de leur fréquence et de leur
gravité.
4-1-1- Exemple d'alimentation en antenne
- cas n° 1:
le client est alimenté en antenne par une ligne 63 kV. Un défaut phase - terre apparaît sur cette ligne. Il est fugitif
mais la ligne n'est pas équipée de dispositif de réenclenchement rapide.
Un
0,577 * Un
0
t1
t2
Au temps 0, le court-circuit apparaît. La tension représentée ici est la tension entre phases la plus perturbée. C'est en
effet à cette tension que sont le plus sensibles les installations des clients. Après le court-circuit elle prend la valeur
de la tension simple.
Au bout du temps t1, de l'ordre de 100 ms avec des protections statiques et un disjoncteur performant, le disjoncteur
de la ligne s'ouvre, la tension disparaît complètement.
Au bout du temps t2, de l'ordre de 10 à 15 secondes, le disjoncteur se referme et la tension est rétablie.
- cas n° 2:
Même situation, mais le défaut est permanent. La tension simple est retrouvée pendant un temps de l'ordre de 200
ms, au moment de la tentative de réenclenchement.
Un
0,577 * Un
0
t1
t2
t3
- cas n°3
Le défaut est fugitif, mais le départ est équipé d'un réenclencheur rapide, qui réussit son réenclenchement.
Le diagramme est le même que pour le cas n°1, mais le temps t2 vaut alors t1 + 300 ms.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
- cas n°4
Le réenclenchement rapide échoue, mais le réenclenchement lent qui lui succède réussit.
Un
0,577 * Un
0
t1
t2
t3
t4
ici, t1 = 100 ms, t2 = t1 + 300 ms, t3 = t2 + 200 ms, t4 = 60 s ( temps de récupération)
- cas n° 5
Le défaut est permanent. Le premier diagramme donne la tension vue du client. Le second donne la tension vue par
les autres clients alimentés par le même poste.
Un
0,577 * Un
0
t1
t2
t3
t4
t5 = t4 + 200 ms
0
t1
t2
t3
t4
t5
Un
0,577 * Un
4-1-2- Exemple d'alimentation bouclée
Le client est alimenté par un poste situé dans une boucle, et le court-circuit a lieu sur une des lignes de la boucle.
cas n° 1
cas n° 2
cas n° 3
X
poste A
poste B
poste C
20%
80%
client
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- cas n° 1
Un court-circuit phase - terre permanent a lieu dans la première zone des protections du poste B, et dans la deuxième
zone du poste C. Il n'y a pas d'accélération de stade
Un
0,95 * Un
par exemple
0,7 * Un
0
t1
t2
t3
t4
t5
t6
Au bout du temps t1 = 100 ms, le disjoncteur du départ C du poste B s'ouvre. Une légère chute de tension subsiste au
poste B, du fait du maillage du réseau entre le poste C et le poste B. Au bout du temps t2, de l'ordre de 400 ms, le
disjoncteur du poste C s'ouvre, et la tension est rétablie. Au bout du temps t3 = 4 secondes par exemple, le
disjoncteur du poste B tente un renvoi de tension, et redéclenche en t4, 200 ms plus tard. Au bout du temps t5 = 15
secondes par exemple, le disjoncteur du poste C, après inversion des consignes, tente un renvoi, et redéclenche en t6,
200 ms plus tard.
- cas n° 2
Le défaut a lieu au milieu de la ligne
Un
0,7 * Un
0
t1
t3
t4
t5
t6
- cas n° 3
le défaut a lieu dans la deuxième zone des protections du poste B
Un
0,7 * Un
0
t2
t3
t4
t5
t6
- cas n° 4
Le défaut a lieu sur les barres du poste C
Le diagramme est le même jusqu'à t4. Ensuite, la tentative de réenclenchement depuis le poste C n'a pas lieu.
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4 - 1 - 3 - Classification des défauts
Les défauts monophasés sont les plus fréquents. Dans les réseaux bouclés ils n'occasionnent généralement pas de
creux de tension de plus de 30 %. La plupart d'entre eux sont éliminés en moins de 200 ms, mais le temps maximal
d'élimination peut dépasser 1 seconde pour certains schémas de réseau comportant des lignes à trois extrémités ou
plus. Le temps de 200 ms pourrait devenir le temps maximal d'élimination sur fonctionnement normal des
protections si le réseau était systématiquement équipé de protections différentielles sur les barres et d'accélérations de
stade sur les lignes, et si des améliorations étaient apportées sur les dispositions à haute tension, telles que la
suppression des lignes à trois extrémités dont la protection s'avère difficile.
Les autres défauts, moins fréquents, provoquent des creux de tension beaucoup plus sévères, avec des temps
d'élimination du même ordre.
Les coupures correspondent à des courts - circuits sur des alimentations en antenne et leur durée provient
essentiellement des automates: réenclencheurs, automates à manque de tension, bascules, ... .
Elles sont divisées en coupures brèves, de 1 seconde à 1 minutes, et coupures longues, de durée supérieure à 3
minutes. Les premières correspondent aux reprises de service par automates, les autres aux reprises de service après
intervention manuelle.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
4 - 2 - COMPORTEMENT DES INSTALLATIONS DES CLIENTS.
4-2-1- Généralités.
Les surtensions transitoires rapides, d'origine atmosphérique, sont très fortement amorties en traversant le poste de
livraison.
Les coupures longues entraînent un arrêt de tous les équipements. La seule solution pour éviter ces arrêts est d'avoir
recours à une source de secours qui puisse se substituer entièrement au réseau public. Les coupures longues du
réseau public sont alors ressenties par les équipements secourus comme des coupures brèves, et elles seront traitées
comme telles dans la suite de l'étude.
Vis à vis des creux de tension, coupures brèves et autres perturbations, il convient de distinguer deux types
d'équipement:
- les systèmes de contrôle - commande, de régulation, qui font souvent appel à l'informatique, et sont très
sensibles à toutes les perturbations de la tension,
- les machines de forte puissance, sensibles aux creux de tension relativement longs, aux coupures, et aux
autres perturbations si elles ont un caractère permanent.
Il faut cependant noter que ces deux types d'équipement sont liés de façon étroite, et que l'arrêt d'un moteur de forte
puissance peut être dû au déclenchement d'un équipement auxiliaire tel que:
- contacteur de puissance,
- contacteur ou relais auxiliaire,
- système de graissage ou de ventilation,
- protection de la partie sensible,
- dispositif d'excitation
Les creux de tension d'amplitude inférieure ou égale à 30 % de Un, sur une des trois tensions composées, ne
constituent généralement pas une gêne pour l'exploitation industrielle, dans la mesure où elles ne provoquent ni
retombée de contacteurs ou de relais, ni ralentissement important des moteurs. Elles peuvent par contre poser
problème pour les systèmes de gestion ou de contrôle - commande informatisés et pour les convertisseurs si ceux-ci
ne sont pas protégés. C'est surtout le cas si ces derniers peuvent fonctionner en onduleur.
Les creux de tension plus importants peuvent provoquer, si aucun moyen de désensibilisation n'équipe les
installations du client, l'arrêt des systèmes de contrôle - commande et des systèmes informatisés, ainsi que la
retombée des contacteurs et le déclenchement des convertisseurs statiques. Ces perturbations provoquent également
le ralentissement des moteurs, plus ou moins prononcé suivant leur durée.
Les coupures brèves ont les mêmes conséquences, mais en plus grave. Il faut ajouter le risque de faux couplage des
machines synchrônes ou asynchrônes au retour de la tension.
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4-2-2- Comportement des moteurs asynchrônes à cage.
- creux de tension
D'une façon générale, les creux de tension inférieurs à 30 % de Un affectent peu le fonctionnement des moteurs
asynchrônes.
Les couples moteurs subsistant au cours de ces perturbations restent en effet, en règle générale, supérieurs ou égaux
aux couples résistants des machines entraînées. Ce type de perturbation n'entraîne donc qu'un faible ralentissement
des moteurs.
A l'inverse, pour tous les creux d'amplitude supérieure à 30 % de Un les couples moteurs deviennent en général
inférieurs aux couples résistants des machines entraînées. Les ensembles moteurs - machines sont alors soumis à des
ralentissements qui sont fonction de l'amplitude et de la durée des creux ainsi que des moments d'inertie des
ensembles tournants.
Lors du rétablissement de la tension normale, l'ensemble des moteurs tend à réaccélérer et à reprendre sa vitesse
normale. Cette réaccélération engendre, au niveau de chaque moteur, des courants d'autant plus proches des courants
de démarrage que le ralentissement a été plus important.
Lorsque les charges asynchrônes représentent une proportion importante des puissances installées, ces courants de
réaccélération peuvent atteindre les valeurs suivantes au niveau de la distribution, pour des perturbations de tension
de forte amplitude (creux de 80 % sur les trois tensions, correspondant à un court-circuit triphasé assez proche du
poste).
Par exemple:
. 3,5 * In, et un cos ϕ de 0,53, pour les perturbations d'une durée de l'ordre de 0,5 s.
. 5 * In, et un cos ϕ de 0,35, pour les perturbations d'une duréede l'ordre de 1 seconde.
. 6 * In, et un cos ϕ de 0,3, soit un courant égal au courant de démarrage sur chacune des phases, pour les
perturbations d'une durée de l'ordre de 1,5 seconde.
Ces valeurs peuvent être considérées comme des moyennes représentatives de la plupart des cas industriels
Ces courants de réaccélération entraînent des chutes de tension importantes dans les différents éléments constitutifs
du réseau. Dans le meilleur des cas, lorsque le réseau est convenablement dimensionné, elles ont uniquement pour
effet de prolonger la durée des réaccélérations. Mais si le réseau n'est pas conçu pour permettre ces réaccélérations,
ces courants et chutes de tension peuvent par contre provoquer le rampage , perpétuel ou non, des moteurs, avec les
conséquences thermiques correspondantes, et le déclenchement des protections électriques.
- coupures d'alimentation.
Lors des coupures brèves du réseau d'alimentation, les moteurs gardent une tension aux bornes due au flux
rémanent des rotors. Cette tension décroît exponentiellement avec la constante de temps du rotor et la fréquence
décroît comme le ralentissement.
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Défluxage des moteurs asynchrônes de puissance supérieure à 80 kW
U
Un
en trait gras:
en trait fin:
déclenchement
du moteur
20 % de Un
réenclenchement
possible du moteur
tension moteur (défluxage rotorique)
référence réseau
Si la tension résiduelle des moteurs sur l'ensemble du réseau n'alimente pas un défaut polyphasé situé en amont, la
durée d'extinction des flux est de l'ordre de 1 à 2 secondes.
Lors du rétablissement de la tension d'alimentation, les flux moteur peuvent créer une tension importante, proche de
la tension nominale, et qui pourra se trouver, du fait du ralentissement des moteurs, en opposition de phase par
rapport au réseau d'alimentation.
Selon le type des machines et leur moment d'inertie, cette opposition de phase est susceptible d'apparaître au terme
de 100 à 200 ms. Outre les phénomènes de réaccélération décrits pour les creux de tension, cette resynchronisation
brutale a pour effet de provoquer des courants transitoires très élevés pouvant atteindre 12 à 15 fois l'intensité
nominale des moteurs, pendant 10 à 20 ms.
Ceci peut avoir les conséquences suivantes:
. échauffement et efforts électrodynamiques sur les moteurs et autres éléments de réseau,
. efforts mécaniques importants, à-coups de couples essentiellement, sur les machines entraînées, les
accouplements et les réducteurs de vitesse éventuels,
. déclenchements de protections, et fusion de fusibles,
. détérioration éventuelle ou vieillissement accéléré d'actionneurs.
Dans le cas de coupures brèves sur une alimentation d'usine équipée d'un réenclencheur rapide, le réenclenchement
concerne toutes les charges de l'usine, qui s'équilibrent ainsi entre elles. Les conséquences d'un faux couplage sont
alors admissibles pour les moteurs à cage dont la puissance est inférieure à 100 kW. Elles provoquent cependant un
vieillissement un peu plus rapide des moteurs.
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Par contre, en cas de coupure brève due à des permutations de sources normal/secours ou de tableaux, le
réenclenchement concerne un petit nombre de moteurs et il convient d'être très prudent. Il est alors préférable de
couper volontairement l'alimentation des moteurs pendant au moins une seconde, c'est à dire de ne pas effectuer de
permutations entraînant un temps de coupure compris entre 0,1 s et 1 s, par exemple.
Nous pouvons schématiser les différentes zones de fonctionnement sur perturbation de la façon suivante:
ΔU %
risque de faux couplage
100
réaccélération possible
réaccélération impossible
30
nouveau point d'équilibre indépendant de t
0,1
to
1
t (s)
La durée limite au-delà de laquelle la réaccélération n'est plus possible varie en fonction de l'amplitude du creux,
mais pour plus de simplicité nos la considérerons comme indépendante du creux et égale à une valeur to
caractéristique de l'installation. Cette valeur peut atteindre plusieurs secondes si le démarrage simultané de tous les
moteurs est possible.
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4-2-3- Comportement des moteurs asynchrônes à bagues.
Il est similaire à celui des moteurs à cage pour les creux de tension de faible amplitude. Par contre, ces moteurs sont
beaucoup plus sensibles aux surintensités, et ils ne peuvent pas toujours être soumis à un démarrage direct.
La limite au-delà de laquelle le maintien du moteur sur le réseau est dangereux dépend de l'intensité admissible par le
moteur et du couple admissible par la machine entraînée. Le dépassement de cette limite entraîne un vieillissement
plus rapide du moteur, puis un risque de détérioration du moteur ou de la machine.
Nous pouvons schématiser les différentes zones de fonctionnement de la façon suivante:
ΔU %
risque de faux couplage
100
surintensité, surcouple, et risque de détérioration
réaccélération possible
30
nouveau point d'équilibre indépendant de t
0,1
1
t (s)
4-2-4- Equipements à vitesse variable pour moteur à courant continu.
Les perturbations d'alimentation sur les équipements à vitesse variable se traduisent dans la majorité des installations
existantes par l'arrêt des équipements. Ces arrêts sont en règle générale dus, non pas à l'alimentation en puissance de
ces équipements, mais au contrôle et à la régulation des équipements quand ceux-ci n'ont pas été conçus à l'origine
pour être désensibilisés aux perturbations de courte durée, c'est à dire inférieures à la seconde. Le comportement des
machines est toutefois variable et il faut distinguer différents types d'équipements.
- Ponts à thyristors en mode redresseur.
Lors d'un creux de tension de faible amplitude, la régulation du pont à thyristors entraîne une augmentation du
courant qui vise à maintenir le couple sur la machine. Cette augmentation de courant due à un creux de tension de
faible amplitude peut entraîner un dépassement des valeurs admissibles par les équipements et un déclenchement
des protections de ceux-ci. La limite à ne pas dépasser dépend des coefficients de surdimensionnement, qui varient
pour chaque machine. Elle est souvent supérieure à 30 % de Un.
En cas de creux de tension, l'angle d'allumage des thyristors diminue afin de maintenir constante la tension continue.
Si le creux est suffisant pour que l'allumage atteigne la butée, la tension continue devient insuffisante pour maintenir
la vitesse. Le moteur ralentit, et les consignes de régulation de vitesse et de courant se saturent. Lorsque la tension
réseau revient, il se produit une surintensité qui peut provoquer un déclenchement ou des fusions de fusibles de
protection des thyristors.
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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1
Les zones de fonctionnement peuvent être schématisées très simplement:
ΔU %
100
déclenchement ou fusion fusible
ΔU1
fonctionnement correct du pont
t (s)
- Pont à thyristors en mode onduleur
Dans certains cas, par exemple pour les dernières sections de sécherie des machines à papier, il peut être fait usage
de ponts réversibles qui peuvent fonctionner en récupération d'énergie. Le convertisseur permet alors par son
fonctionnement en onduleur de freiner la machine.
En cas de creux de tension tel que la tension du réseau soit inférieur à la force électromotrice délivrée par le pont de
redresseur, ce dernier fonctionne alors en génératrice, et il peut y avoir, suivant l'amplitude et la durée du creux,
défaut de commutation des thyristors, puis court-circuit dans le pont. Ce phénomène entraîne la fusion des fusibles
de protection des thyristors et parfois même la destruction des thyristors eux-mêmes.
- Ponts à diodes.
Les moteurs à courant continu alimentés par pont de diodes, avec régulation de vitesse sur l'excitation, sont très
sensibles aux creux et coupures de la tension.
En cas de creux de tension, au retour de celle-ci, l'intensité augmente sur la boucle à courant continu. La surintensité
dépend de la chute de tension, de la chute de vitesse du moteur, et de l'impédance de la boucle à courant continu. La
limite à ne pas dépasser dépend de la surintensité admissible par le moteur. Au-delà de cette limite, nous risquons un
déclenchement ou une détérioration du moteur.
4-2-5- Equipements à vitesse variable pour moteur asynchrône.
Seuls les convertisseurs de fréquence de type indirect, les plus utilisés dans l'industrie, sont abordés dans ce
paragraphe. Nous distinguerons les convertisseurs de fréquence avec, côté réseau, un pont à thyristors, entièrement
commandés, et les convertisseurs avec, côté réseau, un pont à diodes, non commandés.
- convertisseurs avec pont à thyristors:
Il s'agit principalement de montages à courant
réactance
onduleur à
fréquence
variable
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moteur
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Les problèmes exposés précédemment dans le cas des machines à courant continu (§ 4-2-4-, premier et deuxième
alinéa) se retrouvent de façon semblable avec ce type d'équipement.
- Convertisseurs avec ponts à diodes:
Il s'agit principalement des convertisseurs de fréquence à modulation de largeur d'impulsion. Dans ce cas, le pont
d'entrée à diodes n'est pas commandable. Il y a donc risque, au retour de la tension réseau, de provoquer des
surintensités importantes préjudiciables au matériel, en sortie du pont, selon l'amplitude de la durée de la
perturbation.
En pratique, les convertisseurs à modulation de largeur d'impulsion déclenchent systématiquement sur creux de
tension ou coupure brève. Ce déclenchement est plus ou moins sélectif selon que le critère de déclenchement est la
tension du réseau ou la tension aux bornes de l'étage de filtrage, cette dernière solution étant la plus sélective. Le
niveau d'insensibilité ne dépasse généralement pas quelques dizaines de millisecondes.
4-2-6- Autres équipements
- Equipements de type informatique ou électronique.
D'une façon générale, qu'ils soient utilisés pour la gestion d'administration et de production ou qu'ils soient utilisés
pour la surveillance et le contrôle - commande des installations, tous les équipements numériques sont sensibles aux
perturbations dont l'amplitude est supérieure à 10 % de Un, c'est à dire aux creux de tension occasionnés par tous les
types de courts - circuits apparaissant dans une zone étendue du réseau alimentant le client. La seule parade est
l'installation, en tampon, d'un ensemble redresseur - batterie - onduleur.
- Actionneurs de moteurs ou de réseau
Il s'agit en règle générale de contacteurs de moteurs, mais il peut également s'agir de disjoncteurs équipés de bobines
de déclenchement à manque de tension.
Les contacteurs alimentés en tension alternative directement issue du réseau et non pourvus de bobines à accrochage
magnétique sont sensibles aux perturbations dont l'amplitude dépasse 30 à 40 % de Un, bien qu'ils puissent aussi
parfois être insensibles aux creux de 50 à 60 %.
. Si les contacteurs sont en commande 3 fils, par bouton poussoir marche - arrêt, ils tombent au cours des
perturbations et peuvent provoquer des pertes d'exploitation importantes liées notamment au temps de redémarrage.
. Si les contacteurs sont en commande 2 fils, les contacteurs tombent au cours des perturbations et remontent
instantanément, à la réapparition de la tension, avec tous les inconvénients des coupures d'alimentation décrits plus
haut.
- Dispositifs de régulation
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D'une façon générale et en dehors des équipements numériques dont nous avons déjà parlé, les équipements
traditionnels de régulation de procédé, relayage; actionneurs, capteurs, ..., sont sensibles aux perturbations
d'amplitude supérieure à 30 % de Un.
- Eclairage
Hormis un vieillissement prématuré, les lampes à incandescence et les tubes fluorescents ne sont pas affectés par les
perturbations de courte durée. Seules les lampes à décharge sont sensibles aux perturbations d'alimentation. Une
baisse de tension de l'ordre de 50 % provoque leur extinction. Leur réallumage ne s'effectue que quelques minutes
après la réapparition de la tension.
- Chaudière électrique
En cas de creux de tension, la puissance absorbée par la chaudière diminue. La régulation de la chaudière agit alors
de façon à maintenir la puissance à la valeur de consigne. Cette action a des conséquences variables suivant l'état
initial de la chaudière et ses caractéristiques de construction. Elle peut entraîner le déclenchement d'une des
protections suivantes:
. surintensité primaire,
. surintensité secondaire,
. niveau d'eau très haut, pour les chaudières à électrodes ou à jets avec panier, ou position de masque très haute, pour
les chaudières à jets avec masque,
. Protection à minimum de tension.
La protection à minimum de tension est destinée à arrêter la chaudière en cas de perte de la tension réseau. Elle est
normalement temporisée de façon à laisser passer les perturbations de moins de une seconde.
- Groupes "Ward- Léonard".
Les groupes "Ward- Léonard" sont des ensembles moteur synchrône - dynamo - moteur à courant continu, qui étaient
utilisés, avant l'apparition des redresseurs de puissance, toutes les fois qu'un moteur à courant continu était nécessaire
dans un processus de fabrication. Par exemple ils étaient, et sont encore parfois, utilisés dans les trains de laminoir.
Ils sont pratiquement insensibles aux creux de tension ou aux coupures brèves. Ils ont en effet une inertie importante
qui leur permet de garder une vitesse suffisante pendant la perturbation, et d'être repris au vol au retour de la tension.
Cependant les risques de faux couplage restent les mêmes que pour un moteur asynchrône classique.
Bibliographie [81], [84]
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5 - CONTRACTUALISATION DE LA FOURNITURE D'ENERGIE
5 - 1 - VALORISATION DE L'ENERGIE DISTRIBUEE
Comme nous l'avons vu dans l'avant-propos, la coupure d'un client pendant un temps donné correspond à un coût
très supérieur au seul coût de l'énergie qui n'a pas pu être facturée au client pendant la coupure.
Les coûts suivants sont généralement pris en compte dans les études d'investissement:
- 16 F (2,4 euros) / kwh pour les coupures longues entraînant une énergie non distribuée inférieure à
30 Mwh,
- 150 F (22,5 euros) / kwh pour les coupures longues entraînant une énergie non distribuée supérieure à
100 Mwh , une interpolation linéaire assure la continuité entre ces deux valeurs,
- la puissance coupée est valorisée à 2 F (0,3 euros) / kW dans le cas général, et 4 F (0,6 euros) / kW
si elle concerne uniquement des industriels.
A titre comparatif, le coût du kwh, option "jour de pointe", heures d'hiver, très longue utilisation, est de
0,30 F (0,045 euros).
5 - 2 - GARANTIE NORMALE
Elle a été définie dans le "contrat Emeraude". Dans ce contrat il est mentionné que:
- la tension du réseau 63 kV doit rester à l'intérieur d'une plage Un ± 5%. Réciproquement, le démarrage des
moteurs d'un client ne doit pas provoquer de chute de tension supérieure à 3%,
- les creux de tension et les coupures très brèves ont une durée inférieure à une seconde,
- les coupures brèves sont les coupures d'alimentation comprises entre 1 seconde et 60 secondes. Chaque
client raccordé au réseau 63 kV, ou plus, ne doit pas en subir plus de 7 par an. Chaque client raccordé au réseau 20
kV ne doit pas en subir plus de 15 par an, en milieu urbain,
- les coupures longues sont les coupures d'alimentation supérieures à une minute. Chaque client raccordé au
réseau 63 kV, ou plus, ne doit pas en subir plus de 2 par an. Chaque client raccordé au réseau 20 kV ne doit pas en
subir plus de 5 par an, en milieu urbain,
- les taux d'harmonique autorisés sont ceux définis au § 13,
- les taux de papillotement autorisés sont ceux définis au § 213,
- les taux de déséquilibre autorisés sont ceux définis au §3.
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5 - 3 - GARANTIE SUPPLEMENTAIRE
Il a été prévu que des clients particulièrement sensibles à certains de ces phénomènes puissent demander des
conditions particulières, par exemple un nombre très faible de creux de tension de durée supérieure à 0,5 seconde.
Ces conditions sont négociées au cas par cas entre le client et EDF, en fonction des investissements tels que
protections et téléactions dans les cas les plus simples, mais aussi parfois appareillage haute tension, voire même
lignes supplémentaires, qu'EDF devra installer pour satisfaire ces garanties. C'est le contrat optionnel "réseau plus".
Notons cependant que ce contrat rencontre peu de succès auprès des clients, qui préféreraient qu' EDF s'engage à
éliminer les défauts les plus courants en moins de 200 ms (voir cinquième partie § 116).
5 - 4 - MESURE CONTRACTUELLE DE LA QUALITE
Elle est réalisée par un qualimètre placé dans le poste d'alimentation du client (voir septième partie, § 6).
Bibliographie [82]
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