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ECOLE NATIONALE DES INGENIEURS DE TUNIS
DEPARTEMENT GENIE ELECTRIQUE
COURS
PROTECTION DES RESEAUX ELECTRIQUES
ENSEIGNANT : GHODBANE Fathi
2004/2005
2
AVANT PROPOS Ce support est destiné aux élèves ingénieurs en troisième année de Génie électrique option
systèmes électriques de l’école nationale d’Ingénieurs de Tunis ENIT pour illustrer le cours
de protection des réseaux électriques.
A travers les notions théoriques de base qui y sont présentées appuyées par un bureau d’étude,
l’étudiant doit être capable de :
• Calculer l’intensité d’un courant de court circuit quelque soit non seulement la nature
et le type de défaut mais aussi la configuration du réseau lui-même.
• Reconnaître les mécanismes de protection : réducteurs de mesure, sélectivité,
caractéristiques des relais…
• Relever les avantages des protections numériques.
• Relever le rôle de chaque organe du réseau
• Recenser les problèmes que peuvent rencontrer les différents organes du réseau.
• Trouver les solutions pour ces problèmes
Sur la base de ces objectifs, ce cours est divisé en trois grandes parties :
• Une introduction à la protection et au calcul des courts-circuits.
• Les généralités concernant les mécanismes de protections
• La protection des différents éléments du réseau.
A noter que ce travail permettra aux élèves ingénieurs d’appréhender d’une manière simple la
protection des réseaux électriques.
3
SOMMAIRE AVANT PROPOS................................................................................................................................................... 2 SOMMAIRE ........................................................................................................................................................... 3 LISTE DES FIGURES............................................................................................................................................ 5 PARTIE I : GENERALITES SUR LA PROTECTION.......................................................................................... 6
CHAPITRE 1 : INTRODUCTION A LA PROTECTION ................................................................................. 7 Introduction..................................................................................................................................................... 7 I- Etude des courts- circuits : ................................................................................................................... 8 II- Défauts triphasés symétriques............................................................................................................ 26 III- Défauts biphasé terre.......................................................................................................................... 28 IV- Défaut phase terre dit homopolaire .................................................................................................... 30 V- Rappels mathématiques sur les vecteurs : .......................................................................................... 35
CHAPITRE 2 : CALCUL DES COURANTS DE COURT- CIRCUIT ........................................................... 39 I- Réseaux basse tension :...................................................................................................................... 39 II- Défauts triphasés symétriques :.......................................................................................................... 40 III- Défauts biphasés sans contact avec la terre :...................................................................................... 44
PARTIE II : PRINCIPE ET CARACTERISTIQUES DES PROTECTIONS ...................................................... 52 CHAPITRE I : LA SELECTIVITE .................................................................................................................. 53
I- Sélectivité ampèrmétrique :................................................................................................................ 53 II- Sélectivité chronométrique : .............................................................................................................. 54 III- Sélectivité logique :............................................................................................................................ 56 IV- Sélectivité directionnelle :.................................................................................................................. 58
CHAPITRE II : LES REDUCTEURS DE MESURE....................................................................................... 60 I- Introduction :...................................................................................................................................... 60 II- Les transformateurs de courant (TC) ................................................................................................. 61 III- Les transformateurs de tension : ........................................................................................................ 66
CHAPITRE 3 : CARACTERISTIQUES ET PERFORMANCES DES SYSTEMES DE PROTECTION ...... 69 I- Conditions imposées aux systèmes de protection : ............................................................................ 69 II- Généralités sur la détection des défauts : ........................................................................................... 69 III- Généralités sur les relais : .................................................................................................................. 70
CHAPITRE IV : LA PROTECTION NUMERIQUE ....................................................................................... 73 I- Introduction :...................................................................................................................................... 73 II- Les protections dans un passé récent : ............................................................................................... 73 III- Dispositifs numériques :..................................................................................................................... 74
PARTIE III : LA PROTECTION DES DIFFERENTS ORGANES DU RESEAU.............................................. 76 CHAPITRE I : LA PROTECTION DES TRANSFORMATEURS.................................................................. 77
I- Rôle des transformateurs :.................................................................................................................. 77 II- Problématiques et contraintes des transformateurs : .......................................................................... 77 III- La protection des transformateurs : .................................................................................................... 81
CHAPITRE II : LA PROTECTION DES ALTERNATEURS......................................................................... 85 I- Introduction :...................................................................................................................................... 85 II- Les défauts affectant l’alternateur : .................................................................................................... 85 III- Mise en œuvre de la protection : ........................................................................................................ 91
CHAPITRE III : LA PROTECTION DES MACHINES ASYNCHRONES.................................................... 96 I- Rôle des moteurs asynchrones ........................................................................................................... 96 II- Problématiques et contraintes des moteurs asynchrones :.................................................................. 96 III- La protection des moteurs asynchrones : ........................................................................................... 97
CHAPITRE IV : PROTECTION DES JEUX DE BARRES .......................................................................... 101 I- Rôle des jeux de barre :.................................................................................................................... 101 II- Contraintes et problématiques des jeux de barre :............................................................................ 101 III- Protections : ..................................................................................................................................... 102 IV- Exemple de protection des jeux de barres :...................................................................................... 104
CHAPITRE V : PROTECTION DES LIGNES HAUTE TENSION ............................................................. 109 I- Rôle des lignes de transport : ........................................................................................................... 109 II- Contraintes et problématiques des lignes de transport : .................................................................. 109 III- Protection des lignes de transport : .................................................................................................. 110
4
IV- Exemple de protection de ligne de transport : .................................................................................. 115 BIBLIOGRAPHIE .............................................................................................................................................. 123
5
LISTE DES FIGURES
Figure 1: Schéma simplifié d’un réseau électrique ................................................................................................. 8 Figure 2: Schéma équivalent du réseau amont au court-circuit............................................................................. 10 Figure 3: Décomposition du courant de court-circuit s’établissant aux bornes l’alternateur ................................ 10 Figure 4: Décomposition du courant de court-circuit d’un alternateur ................................................................. 14 Figure 5: Court-circuit triphasé ............................................................................................................................. 15 Figure 6: Court-circuit monophasé –terre ............................................................................................................. 16 Figure 7: Court-circuit biphasé isolé ..................................................................................................................... 16 Figure 8: Court-circuit biphasé terre ..................................................................................................................... 16 Figure 9: Décomposition d’un système de 3 tensions d’amplitudes et de phases quelconque en la somme de 3 systèmes de tensions triphasées équilibrées .......................................................................................................... 17 Figure 10: Schémas monophasés équivalents direct, inverse et homopolaire du réseau....................................... 18 Figure 11: Impédance homopolaire des transformateurs ...................................................................................... 24 Figure 12: valeurs des réactances en fonction de la nature des câbles .................................................................. 26 Figure 13: circuit affecté par un défaut triphasé symétrique ................................................................................. 26 Figure 14:Schéma du réseau selon les composantes cas d'un défaut triphasé symétrique .................................... 27 Figure 15: circuit affecté par un défaut biphasé terre............................................................................................ 28 Figure 16: Schéma du réseau selon les composantes cas d'un défaut biphasé à la terre ....................................... 29 Figure 17: Circuit affecté par un défaut phase-terre dit homopolaire ................................................................... 30 Figure 18: Schéma du réseau selon les composantes symétriques ........................................................................ 32 Figure 19: Circuit de défaut .................................................................................................................................. 33 Figure 20: représentation vectorielle..................................................................................................................... 35 Figure 21: représentation vectorielle du vecteur V ............................................................................................... 36 Figure 22: représentation du vecteur V ................................................................................................................. 37 Figure 23: application du vecteur a ....................................................................................................................... 38 Figure 24: Schéma homopolaire monophasé ........................................................................................................ 50 Figure 25:Schéma homopolaire correspondant au défaut à la terre en M ............................................................. 51 Figure 26: Principe de la sélectivité Ampermétrique ............................................................................................ 53 Figure 27: principe de la sélectivité chronométrique ............................................................................................ 54 Figure 28: Principe de la sélectivité logique ......................................................................................................... 57 Figure 29: principe de la sélectivité directionnelle................................................................................................ 58 Figure 30: bobinage du transformateur de courant................................................................................................ 61 Figure 31: Schéma de principe d'une protection numérique ................................................................................. 75 Figure 32: câblage de la protection terre jeux de barre ......................................................................................... 84 Figure 33: Câblage alternateur- relais ................................................................................................................... 91 Figure 34: logique de commande .......................................................................................................................... 94 Figure 35: schéma d'une protection différentielle long ......................................................................................... 98 Figure 36: schéma d'une protection différentielle transversale. ............................................................................ 99 Figure 37: principe de la protection de distance.................................................................................................. 103 Figure 38: principe de la protection directionnelle.............................................................................................. 103 Figure 39: la Siemens la SIPROTEC 7SS60....................................................................................................... 104 Figure 40: Schéma de connexion de bas ............................................................................................................. 104 Figure 41: schéma en bloc de l’acquisition des valeurs mesurées....................................................................... 105 Figure 42: zone de déclenchement de la protection ............................................................................................ 106 Figure 43: exemple d'un enregistrement avec le perturbographe ........................................................................ 106 Figure 44: principe des protections à comparaison ............................................................................................. 111 Figure 45: la sélectivité ....................................................................................................................................... 113 Figure 46: AREVA MiCOM P442..................................................................................................................... 116 Figure 47: schéma de connexion de base ............................................................................................................ 116 Figure 48 : Détection d’une transition................................................................................................................. 117 Figure 49 : Principe de fonctionnement de l’algorithme en Delta ...................................................................... 118
6
PARTIE I : GENERALITES SUR LA PROTECTION
7
CHAPITRE 1 : INTRODUCTION A LA PROTECTION
Introduction La production de l’énergie électrique à proximité des lieux d’utilisation n’est pas toujours
possible. Généralement, cette énergie est produite par des groupes de production « G » sous
une moyenne tension (15,5 kV ; 12,5 kV ; 11 kV ; 5,5 kV) dans des lieux de plus au moins
distants des centres de consommation. Elle sera ensuite transformée sous une haute tension
(90 kV ; 150 kV ; 225 kV…..) par des transformateurs élévateurs « TE » installés à la sortie
des générateurs.
La totalité de l’énergie produite ou le surplus disponible sera transporté par un ensemble de
lignes électriques « L » sous une haute tension, plusieurs dizaines ou centaines de kilomètres,
jusqu’aux centres de consommation ; Elle sera de nouveau transformée par des
transformateurs abaisseurs « TA » et distribuée sous une moyenne tension (30kV ; 10 kV….)
pour la mettre à la disposition des usagers.
L’ensemble des générateurs, des lignes de transport, des transformateurs élévateurs et
abaisseurs, constitue le réseau de production et de transport d’énergie électrique. Dans un tel
réseau, les différents centres de production peuvent se prêter mutuellement secours et on peut
dans ces conditions, exploiter chaque générateur au mieux des intérêts de l’ensemble du
réseau. On dit qu’on a affaire avec un réseau interconnecté Fig.1.
Le réseau peut être le siège de défauts et en particuliers de court- circuits. Il est indispensable
de mettre l’élément affecté hors service afin de limiter les dégâts que peut causer l’arc
électrique et d’éviter ses répercussions sur le fonctionnement général du réseau. La mise hors
service automatique d’un élément en défaut est confiée aux systèmes de protections. Ces
systèmes jouent un rôle très important dans le fonctionnement des réseaux électriques,
puisque c’est d’eux que dépend la sécurité du matériel et du personnel ainsi que la continuité
de service.
La sûreté et la disponibilité exemplaire du réseau électrique sont conditionnées par la grande
fiabilité du matériel fourni par les constructeurs mais surtout par un système de protection très
efficace qui à chaque incident d’origine interne ou externe pallie rapidement les effets de
l’incident avant d’en éliminer les causes. Ce système de protection s’est construit
progressivement à partir d’une analyse de défaillance sur un savoir faire important chez les
exploitants de réseau et chez les constructeurs du matériel destiné à assurer la protection du
réseau et de ses éléments essentiels (disjoncteurs, moteurs, transformateurs, etc.).
8
Figure 1: Schéma simplifié d’un réseau électrique
I- Etude des courts- circuits : Une installation électrique est susceptible de subir des courts-circuits dont l’origine peut être :
- mécanique, par exemple une rupture de conducteurs ou une liaison électrique
accidentelle entre deux conducteurs par un corps étrangers tels que outils ou animaux ;
- électrique, suite à la dégradation de l’isolement entre phases ou entre une phase et la
masse ou à la terre, ou suite de surtensions d’origine interne (manœuvres) ou
atmosphérique (coup de foudre) ;
- une erreur d’exploitation, par exemple la mise à la terre d’une phase, un couplage
entre deux sources de tension différentes ou des phases ou la fermeture par erreur d’un
appareil de coupure.
Ces courts-circuits peuvent être fugitifs ou permanents. Les défauts fugitifs disparaissent
d’eux même après l’ouverture des disjoncteurs de protection et ne réapparaissent pas lors de
la remise en service (le défaut est ‘brûlé’). Les défauts permanents nécessitent la mise hors
tension d’un câble, d’une machine… et l’intervention du personnel d’exploitation.
L’installation électrique doit être protégée contre les court-circuits et ceci sauf exception,
chaque fois qu’il y a un raccordement électrique, ce qui correspond le plus généralement à un
changement de section des conducteurs. La valeur du courant de court-circuit doit être
calculée à chaque étage de l’installation pour les différentes configurations possibles du
réseau afin de pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel qui doit supporter ou qui
doit couper ce courant.
Pour choisir convenablement les appareils de coupure (disjoncteurs ou fusibles) et régler les
fonctions de protection, quatre valeurs de courant de court-circuit doivent être connues :
9
La valeur crête du courant de court-circuit maximal (valeur de la première crête de la
période transitoire) ; elle détermine :
- le pouvoir de fermeture des disjoncteurs et des interrupteurs,
- la tenue électrodynamique des canalisations et de l’appareillage ;
La valeur efficace du courant de court-circuit maximal. Elle correspond à un court-circuit
triphasé symétrique à proximité immédiate des bornes aval de l’appareil de coupure. Cette
valeur détermine :
- le pouvoir de coupure des disjoncteurs et des fusibles,
- la contrainte thermique que doivent supporter les matériels.
La valeur maximale des court-circuits entre phases ; elle est indispensable au choix de la
courbe de déclenchement des disjoncteurs et des fusibles ou au réglage des seuils des
protections à maximum de courant, notamment :
- lorsque la protection des personnes repose sur le fonctionnement des dispositifs de
protection à maximum de courant phase ; c’est le cas en basse tension pour les
schémas de liaison à la terre TN ou IT,
- afin d’assurer la sélectivité entre les protections.
La valeur du courant de court-circuit monophasé terre ; elle dépend essentiellement du
régime de neutre et détermine le réglage des protections contre les défauts à la terre.
A. Etablissement des courants de court-circuit et forme de l’onde Lors d’un court-circuit, il apparaît d’abord un courant transitoire, puis le courant évolue vers
une valeur stable. Nous allons étudier deux cas, car la forme de ce courant transitoire est
différente selon que le court-circuit est alimenté par le distributeur d’énergie (dans ce cas, les
alternateurs sont suffisamment éloignés pour que l’on puisse négliger leurs effets) ou qu’il est
alimenté par un alternateur. Dans le cas où les deux sources fonctionnent en parallèle, les
deux courants s’ajoutent.
1. Etablissement du court-circuit aux bornes de l’alimentation du distributeur
Le réseau amont d’un court-circuit peut se mettre sous la forme d’un schéma équivalent
constitué d’une source de tension alternative d’amplitude constante E et d’une impédance en
série Zcc (Figure 2).
Zcc est l’impédance de court-circuit, elle est égale à l’impédance équivalente aux câbles, aux
lignes et transformateurs parcourus par le courant de court-circuit. Toutes les impédances
doivent être ramenées à la tension E.
10
Zcc= 22XR + avec X=Lw
Figure 2: Schéma équivalent du réseau amont au court-circuit
Ainsi, lors d’un court-circuit on applique une tension e=E 2 sin (ωt+α) à un circuit composé
d’une réactance et d’une résistance en série.
α est l’angle d’enclenchement, il définit la phase de la tension à l’instant d’apparition du
court-circuit.
Appelons φ le déphasage entre la tension et le courant en régime établi, on a alors tg φ=R
X.
On démontre que l’expression du courant de court-circuit est :
Icc= ( ) ( )
−−−+
− ωιϕαϕαωι X
R
cc
eE
Zsinsin
2
Figure 3: Décomposition du courant de court-circuit s’établissant aux bornes l’alternateur
Le courant Icc est donc la somme de :
• Un courant sinusoïdal :
Ia = ( )ϕαωι −+sin2
Zcc
E
11
• un courant apériodique tendant vers 0 de façon exponentielle :
Ic= - ( )ωι
ϕα X
R
eZcc
E −−sin2
a plus grande valeur
La valeur efficace du courant en régime établi est donc :
Ieff =Zcc
E
Si l’angle d’enclenchement ϕα = , la composante apériodique est nulle, le régime est dit symétrique.
Si2
πϕα =− , la composante apériodique est maximale, le régime est dit asymétrique
maximal ; c’est la condition qui entraîne la plus grande valeur du courant crête, on a alors :
Icc=
−
+
− ωιπωι X
R
cc
eE
Z 2sin
2
Le courant atteint la valeur crête maximale (1èrecrête) lorsque :
12
sin −=
+
πωι d’où πωι =
La valeur crête maximale du courant est donc :
Î=
+
+
−X
R
e
XR
E1
222
Définissons le coefficient K caractéristique du rapport entre la valeur crête maximale du
courant transitoire et la valeur efficace du courant en régime établi :Î= K Ia
K=
+
− πX
R
e12
Notons que le facteur 2 provient du fait que l’on compare un courant crête à un courant
efficace.
Il est intéressant de définir K en fonction du rapport X
R , caractéristique de l’impédance du
réseau amont (tableau 1).
En général, le rapport X
R est compris :
- entre 0, 05 et 0,3 en HTA,
- entre 0,3 et 0,6 en BT (à proximité des transformateurs).
12
X
R
0 0,05 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 ∞
K 2,83 2,62 2,45 2,17 1,97 1,82 1,71 1,63 1,41
2
K
2 1,85 1,73 1,53 1,39 1,29 1,21 1,151 1
2. Conséquences du courant transitoire
Lors d’un court-circuit sur une installation alimentée par un réseau de distribution publique
(loin des alternateurs), il apparaît une composante apériodique qui dure quelques périodes
(entre 20 et 80ms).
La valeur crête du courant transitoire est 1,6 à 2,5 fois supérieure à la valeur efficace du
courant de court-circuit en régime établi. Elle détermine les forces électrodynamiques que
doivent supporter les canalisations et l’appareillage, et le pouvoir de fermeture des appareils
de coupure.
De plus, les disjoncteurs lorsqu’ils ne sont pas retardés ont généralement un temps
d’ouverture inférieur à la durée de la composante apériodique ; ils devront don être capables
de la couper.
Pour les disjoncteurs BT, le pouvoir de coupure est défini en fonction de22
cosXR
R
+=ϕ .
3. Etablissement du court-circuit aux bornes d’un alternateur
On suppose que le court-circuit est suffisamment proche devant l’impédance de l’alternateur,
de façon à négliger l’impédance des câbles devant l’impédance de l’alternateur.
Les calculs sur les régimes transitoires des machines synchrones montrent que l’expression du
courant est :
( ) ααωι
ιιι
cos"
2cos
11
'
1
'
1
"
12)( '"
addT
dd
T
dd
T
dd
eX
E
Xe
XXe
XXEti
−−−
++
+
−+
−−=
α est l’angle d’enclenchement, il définit la phase de la tension à l’instant d’apparition du
court-circuit.
Le courant i(t) est maximal pour α =0, on a alors :
( ) addT
dd
T
dd
T
dd
eX
E
Xe
XXe
XXEti
ιιι
ωι−−−
+
+
−+
−−=
"
2cos
11
'
1
'
1
"
12)( '"
E : tension simple efficace aux bornes de l’alternateur.
13
X’’d : réactance subtransitoire.
X’d : réactance transitoire.
T’’d : constante de temps subtransitoire.
T’d : constante de temps transitoire.
Ta : constante de temps apériodique.
Le courant de court-circuit est donc la somme de
• un courant apériodique :
aT
t
dc e
X
Ei
−
="
2
• un courant sinusoïdal amorti :
ωι
ιι
cos11
'
1
'
1
"
12)( '"
+
−+
−−=
−−
d
T
dd
T
dd Xe
XXe
XXEti dd
La composante apériodique a une valeur élevée mais une durée très courte, de 10 à 60ms.
Pour la composante sinusoïdale amortie, tout se passe comme si la réactance de la machine
était variable et évoluait suivant les trois périodes suivantes :
- subtransitoire (X ‘’d) : intervenant pendant 10 à 20 ms après le début du court-circuit,
- transitoire (X’d) : se prolongeant jusqu’à 100 à 400ms,
- synchrone (X d) : réactance synchrone, à considérer après la période transitoire.
Le courant de court-circuit est donc la somme de 4 composantes illustrées par la figure 3 :
- (a) contribution de la réactance transitoire,
- (b) contribution de la réactance subtransitoire,
- (c) contribution de la réactance synchrone,
- (d) contribution de la composante apériodique,
- (e) courant de court-circuit total.
14
Figure 4: Décomposition du courant de court-circuit d’un alternateur
B. Le court-circuit triphasé C’est le défaut correspondant à la figure 5. En général, il provoque les courants de défauts
les plus importants. Son calcul est donc indispensable pour choisir les matériels (intensités
et contraintes électrodynamique maximales à supporter).
15
Le calcul du courant de court-circuit triphasé est simple en raison du caractère symétrique
du court-circuit. En effet, le courant de court-circuit a la même valeur dans chaque phase.
On peut donc faire un calcul en utilisant un schéma monophasé équivalent du réseau
amont au court-circuit, comme on peut le faire en régime normal.
Figure 5: Court-circuit triphasé
La valeur du courant de court-circuit triphasé Icc3 est :
Icc3 =
cc
n
Z
U
3
Un : tension composée efficace
Zcc : impédance de court-circuit.
L’impédance de court-circuit est égale à l’impédance équivalente aux câbles, aux lignes et
aux transformateurs parcourus par le courant de court-circuit.
Dans la pratique on commence par déterminer l’impédance équivalente de la source
d’alimentation (alimentation par le réseau de distribution publique ou par un alternateur), puis
les impédances de chaque transformateur, câble ou ligne, parcourus par le courant de court-
circuit.
Chaque impédance doit être ramenée au niveau de tension du défaut présumé. La tension à
prendre en compte pour le calcul est différente selon que le réseau où est situé le défaut
ZSprésumé est en haute ou basse tension.
En basse tension, le guide pratique UTE C 15-105 prend la tension à vide (réseau hors
charge) pour le calcul du courant de court-circuit maximal :
Icc3=
ccZ
U
3
0
En haute tension, le guide pratique UTE C 13-205 et la norme CEI 909 appliquent un
coefficient 1,1 à la tension nominale pour le calcul du courant de court-circuit maximal :
16
cc
ncc
Z
UI
3
1,13 =
C. Les courts-circuits déséquilibrés Les types de court-circuit déséquilibré sont :
- Le court -circuit monophasé à la terre ou défaut phase-terre (figure 6),
- Le court-circuit biphasé isolé (figure 7),
- Le court-circuit biphasé terre (figure 8).
Figure 6: Court-circuit monophasé –terre
Figure 7: Court-circuit biphasé isolé
Figure 8: Court-circuit biphasé terre
17
La méthode de calcul des courants de court-circuit déséquilibré est plus complexe que celle
des courts-circuits triphasés symétriques. En effet, le caractère déséquilibré des courants et
des tensions ne permet pas l’utilisation d’un schéma monophasé équivalent.
Par exemple, pour un défaut monophasé terre franc sur la phase1, au lieu du défaut :
- V1=0, V2=U12 et V3= U13
- I1= Icc, I2=0 et I3=0 (en négligeant le courant de charge).
La méthode de calcul généralement utilisée est la méthode des composantes symétriques.
D. Méthodes des composantes symétriques Elle consiste à décomposer un système de trois tensions d’amplitudes et de phases
quelconques en la somme de trois systèmes de tensions triphasées équilibrées dits direct,
inverse et homopolaire. On peut démontrer mathématiquement que cette décomposition existe
quelles que soient les valeurs des courants et des tensions.
Le système direct est le système de tensions de l’alimentation, 3 tensions égales déphasées de
120° dans le sens des aiguilles d’une montre : V1d, V2d et V3d.
Le système inverse est le système de 3 tensions égales déphasées de 120° dans le sens inverse
des aiguilles d’une montre : V1i, V2i et V3i.
Le système homopolaire est le système de 3 tensions phase terre égales non déphasées : V10,
V20 et V30.
Figure 9: Décomposition d’un système de 3 tensions d’amplitudes et de phases quelconque en la somme de 3 systèmes de tensions triphasées équilibrées
Le réseau est alors équivalent à la somme de 3 schémas monophasés Figure.9.
18
Figure 10: Schémas monophasés équivalents direct, inverse et homopolaire du réseau
La source d’alimentation étant un système triphasé direct, elle apparaît comme de tension du
schéma monophasé direct. Les schémas monophasés inverses et homopolaires sont a priori
dépourvus de source de tension.
Les valeurs des impédances Zd, Zi et z0 sont données par les constructeurs (câbles, lignes,
transformateurs, alternateurs…) et le distributeur ou peuvent être déterminées à partir des
règles. Malgré le caractère un peu abstrait de la méthode de calcul, ces impédances sont
mesurables facilement et ont un caractère physique concret.
Pour mesurer l’impédance direct d’un élément du réseau (câble, transformateur, machines
tournantes…), on lui applique un système direct de tensions triphasées aux bornes des 3
phases et on mesure le courant.
Pour mesurer l’impédance inverse d’un élément du réseau (câble, transformateur, machines
tournantes…), on lui applique un système inverse de tensions triphasées aux bornes des 3
phases et on mesure le courant.
Pour mesurer l’impédance homopolaire d’un élément du réseau (câble, transformateur,
machines tournantes…), on lui applique une tension phase-terre aux bornes des 3 phases et on
mesure la valeur du courant.
1. Valeurs des impédances des éléments du réseau
Remarques générales concernant les impédances directes
Zd est l’impédance directe d’un élément, elle correspond à l’impédance mesurée lorsqu’on lui
applique un système de tensions triphasées aux bornes de trois phases. Elle est identique à
l’impédance Zcc utilisée pour le calcul des courants de court-circuit triphasé symétrique. En
effet, lors d’un court-circuit triphasé symétrique, le système direct de tensions de
l’alimentation est appliqué aux éléments du réseau parcourus par le courant de court-circuit.
On a donc la relation Zd= Zcc pour tous les éléments du réseau.
19
Remarques générales concernant les impédances inverses
Le caractère symétrique des câbles, des lignes et des transformateurs entraîne que
l’impédance directe est égale à l’impédance inverse pour ces éléments.
On a donc la relation Zi =Zd=Zcc pour tous les éléments du réseau autres que les machines
tournantes.
Remarques générales concernant les impédances homopolaires
Elle est directement liée au régime du neutre du distributeur :
- si le neutre est mis à la terre par une bobine de Petersen, l’impédance homopolaire est
considérée comme infinie, car le courant de défaut à la terre est nul.
- Si le neutre est mis directement à la terre, l’impédance homopolaire est à peu près
égale à l’impédance directe ;
- Si le neutre est mis à la terre par résistance, l’impédance homopolaire est à peu près
égale à 3 fois cette résistance, car les impédances du transformateur et des liaisons
sont négligeables devant la résistance de limitation.
Z0=3Zn avec Zn=l
n
I
U
3
Il : courant de limitation
Exemple :
Pour le réseau EDF de la France, les réseaux HTB et basse tension sont à neutre mis
directement à la terre.
Les réseaux HTA sont à neutre mis à la terre par résistance de limitation à :
- Il = 300A pour les réseaux aériens,
- Il = 1000A pour les réseaux souterrains.
Pour une tension composée Un= 21kV :
Z0 = 40300
1
3
21000=x Ω
Z0 = 121000
1
3
21000=x Ω
2. Impédance des alternateurs
Pour les alternateurs, au lieu de donner les valeurs des impédances caractéristiques (Xd, X’d,
X’’d, Xi, X0) en ohms, les constructeurs donnent celles-ci en %.
On a, par définition, la relation suivante :
20
X (Ω) =( )
n
n
I
VX
100
%
Les constructeurs donnent la puissance nominale apparente Sn en kVA :
Sn=3VnIn
d’où X (Ω) =( )
100
%3 2X
S
V
n
n
ou : X (Ω) =( )
100
%2X
S
U
n
n
La résistance est négligeable devant la réactance pour les différentes impédances directes,
inverses et homopolaires des alternateurs
a) Impédance directe
Le courant de court-circuit triphasé évolue suivant les 3 stades suivants :
- subtransitoire (X’’d) : intervenant pendant 10 à 20 ms après le début de court-circuit,
- transitoire (X’d) : se prolongeant jusqu’à 100 à 400 ms,
- synchrone (X d) : réactance permanente ou synchrone à considérer après la période
transitoire.
L’impédance à prendre en compte dépend donc de l’objectif de calcul :
- Pour la vérification des contraintes électrodynamique, le courant de court-circuit
maximal est calculé d’après la réactance subtransitoire :
d
n
X
UIcc
''33 =
- Pour la vérification des contraintes thermiques, le courant de court-circuit maximal est
calculé d’après la réactance transitoire :
d
n
X
UIcc
'33 =
- Pour le réglage des seuils des protections à maximum de courant phase, notamment
lorsque l’alternateur peut fonctionner iloté du réseau de distribution publique, le
courant de court-circuit minimal est calculé d’après la réactance transitoire et la
réactance inverse :
id
n
XX
UIcc
+=
'3
21
Il n’est généralement pas tenu compte du régime permanent en supposant que les
dispositifs de protection coupent le courant pendant le régime transitoire. Dans le cas
contraire, on utilise une protection à maximum de courant phase à retenue de tension.
- Pour la détermination du pouvoir de coupure des disjoncteurs basse tension, le courant
de court-circuit maximal est calculé d’après la réactance subtransitoire :
d
n
X
UIcc
'33 =
- Pour la détermination du pouvoir de coupure des disjoncteurs haute tension, il faut
déterminer la valeur de la composante périodique et la valeur de la composante
apériodique à l’instant d’ouverture minimal des contacts, auquel on ajoute une demi-
période de la fréquence assignée.
b) Impédance inverse
Le champ produit par un système triphasé inverse de courants tourne dans le sens
opposé au sens de rotation de la machine, il n’y a donc de réaction d’induit. L’impédance
inverse est alors la réactance propre du circuit inducteur :
Xi=X’’d
c) Impédance homopolaire
Lorsque l’on applique un système de 3 tensions homopolaires sur le stator, le flux induit
sur le rotor est nul (car il n’y a pas de champ tournant), il n’y a donc pas de réaction
d’induit. Ainsi, cette impédance ne dépend que de l’enroulement statorique, sa valeur est
donc faible.
Notons que pour calculer le courant de court-circuit phase-terre, le mode de mise à la terre
du neutre de la machine est très important pour déterminer l’impédance homopolaire de
l’ensemble alternateur et impédance de mise à la terre du neutre :
- lorsque le neutre est mis directement à la terre Zens=jX0
- lorsque le neutre est mis à la terre par une impédance ZN, Zens = 3 ZN +j X0 ≡ 3 ZN. car
en général X0<<ZN.
- lorsque le neutre est isolé de la terre Zens=
3. Impédance des moteurs asynchrones
a) Impédance directe
Elle est définie par rapport au courant de court-circuit du moteur, c'est-à-dire son impédance
au démarrage.
22
( ) 100%' ×=d
nM
I
IX
Sa valeur est généralement comprise entre 10 et 20 %.
b) Impédance inverse
Elle est très peu différente de l’impédance directe.
Zi= X’M
c) Impédance homopolaire
Comme pour les alternateurs, elle ne dépend que de l’enroulement statorique, sa valeur est
donc faible ; Pour les calculs de court-circuit homopolaire, on ne s’y intéresse pas car le
neutre d’un moteur est généralement isolé, elle apparaît donc comme infinie.
4. Impédance des transformateurs
Pour les transformateurs, au lieu de donner la valeur de l’impédance en ohms, le constructeur
donne la tension de court-circuit Ucc exprimée en %.
Cette tension de court-circuit représente la tension en primaire qui, appliquée au
transformateur en court-circuit au secondaire, donne un courant égal au courant nominal.
On a : ( )
nncc ZIV
U=
100
%
D’où : ( )
n
ncc
I
VUZ
100
%=
Les constructeurs de transformateurs donnent la puissance nominale apparente Sn en kVA :
Sn=3 Vn, In
d’où : ( )
n
ncc
S
VUZ
23
100
%=
ou : ( )
n
ncc
S
UUZ
2
100
%=
Si on prend pour Un une tension primaire du transformateur, on trouve son impédance vue du
primaire, et si on prend pour Un la tension secondaire, on trouve son impédance vue du
secondaire.
a) Impédance directe
En général, en première approximation on peut prendre ZT=XT
Par exemple, pour les transformateurs HTA/BT, T
T
X
Rest proche de 0.3
23
On a alors : Z2T=X2
T+R2T=X2
T+ (0.3)2X2T=1,09X2
T
D’où : XT=0,96ZT
Pour les transformateurs HTB/HTA, T
T
X
Rest proche de 0,05, on trouve :
XT=0,999ZT
L’impédance d’un transformateur est donc souvent considérée comme réactance pure.
La valeur de la résistance du transformateur RT est déterminée à partir des pertes dues à la
charge :
Pertes= 3RT I2n
nT
I
pertesR
23=
pertesS
UR
n
nT 2
2
=
On a alors : TTT RZX 22 −= La connaissance de la valeur de RT est notamment intéressante pour les petits transformateurs
pour lesquels la valeur de RT est proche de XT.
b) Impédance homopolaire
Pour les transformateurs, l’impédance homopolaire dépend des possibilités de rebouclage des
courants de défauts à la terre.
La figure 11 indique l’impédance homopolaire des transformateurs en fonction des modes de
couplage.
24
Figure 11: Impédance homopolaire des transformateurs
25
5. Impédance des liaisons
a) Résistances des lignes aériennes, des câbles et des jeux de barre
Elle se calcule aisément avec la formule suivante :
S
LR
ρ=
L : longueur de la liaison en m
S : Section du conducteur en mm2
ρ: Résistivité du matériau de l’âme
Afin de tenir compte de l’influence de la température du matériau pendant le court-circuit, la
résistivité ρ est prise égale à :
- 1,25 fois la résistivité des conducteurs à 20°C pour le calcul des courants de court-
circuit maximaux, soit 0,0225 Ωmm2/m pour le cuivre et 0,016 Ωmm2/m pour
l’aluminium.
- 1,5 fois la résistivité des conducteurs à 20°C pour le calcul des courants de court-
circuit minimaux, soit 0,027 Ωmm2/m pour le cuivre et 0,041 Ωmm2/m pour
l’aluminium.
b) Réactance directe des lignes aériennes
La réactance linéique des lignes aériennes est proche de celle du videµ0 ω (µ0 = 4 π x10-7).
Les valeurs à retenir sont :
- X= 0,3 Ω/Km pour les lignes BT ou HTA
- X= 0,4 Ω/Km pour les lignes HTB
c) Réactance directe des câbles
La réactance directe des câbles se calcule par la formule suivante :
+=
r
dLogX 144,00157,0 en Ω/Km
d : distance moyenne entre les conducteurs
r : rayon des âmes conductrices
Log : logarithme décimal
Les valeurs à retenir sont présentées dans le tableau de la figure 12.
26
Figure 12: valeurs des réactances en fonction de la nature des câbles
d) Réactance homopolaire des câbles
En HT, elle est à peu près égale à 3 fois l’impédance directe
X0=3Xd
En BT, elle est proche de Xd, pour le calcul on peut prendre :
X0=Xd
e) Réactance homopolaire des lignes aériennes
La réactance homopolaire des lignes aériennes est à peu près égale à 3 fois la réactance
directe :
X0=3Xd
II- Défauts triphasés symétriques
1. Ecriture des équations :
Figure 13: circuit affecté par un défaut triphasé symétrique
27
Dans la zone D :
V1=V2=V3=Z( I1+I2+I3)
Dans la zone S :
I1 =Ii+ Id+Io
I2 =a2 Id+aIi+Io
I3= a Id + a2Ii + Io
V1= Vd+ Vi+Vo
V2= a2Vd+ aVi+ Vo
V3= aVd+ a2Vi+ Vo
Continuité à la frontiére D- S:
I1+I2+I3= 3Io= Vo/Z
Vd= Vi= 0
V1= V2= V3= Vo
Fonctionnement de S:
E= Vd+ Zd*Id
0= Vi+ Zi*Ii
0= Vo+Zo*Io
2. Résolution des équations :
Figure 14:Schéma du réseau selon les composantes cas d'un défaut triphasé symétrique
Id=E/Zd
Io=Ii=0
Vd=Vi=Vo=0
I1= E/Zd
I2= a2E/Zd
I3= aE /Zd
V1=V2=V3=0
28
Les résultats sont indépendants des valeurs de Zd, Zi et Zo
III- Défauts biphasé terre 1. Ecriture des équations :
Figure 15: circuit affecté par un défaut biphasé terre
Dans la zone D :
Dans la zone S :
Continuité à la frontiére D- S:
2. Résolution des équations :
29
Figure 16: Schéma du réseau selon les composantes cas d'un défaut biphasé à la terre
30
IV- Défaut phase terre dit homopolaire Le circuit est supposé non chargé :
Figure 17: Circuit affecté par un défaut phase-terre dit homopolaire
1. Ecriture des équations
Isolement de la zone dissymétrique (cf. fig. 17 )
Equations des composantes réelles dans (D)
Ces équations décrivent le cas examiné. Ce sont les seules qui soient propres à ce cas de
figure.
Equations des composantes symétriques dans (S)
31
Ces équations lient respectivement les courants réels et les tensions réelles à leurs
composantes symétriques. On les retrouvera à l’identique dans tous les calculs de régimes
déséquilibrés. Elles résultent des définitions précédentes.
Continuité à la frontière D-S
En combinant entre elles les équations des composantes réelles dans (D) et les équations des
composantes symétriques dans (S) on obtient :
Equations de fonctionnement de S
Ces trois équations se retrouveront systématiquement dans tous les calculs de régimes
déséquilibrés ne comportant qu’une seule source de tension.
2. Résolution des équations
• Valeurs des composantes symétriques des courants et des tensions
E + 0 + 0 = Vd + Vi + Vo + Zd × Id + Zi × Ii + Zo × Io
= 3Z × Io + (Zd + Zi + Zo) Io
soit :
32
• Valeurs des tensions et des courants réels
Figure 18: Schéma du réseau selon les composantes symétriques
33
Nota :
Le terme :
est appelé facteur de « défaut à la terre », sa valeur varie entre 1 et 1,8.
3. Cas particuliers
• Défaut franc
Soit Z = 0, le courant de défaut phase-terre prend la valeur :
• Défaut de terre impédant
Soit 3Z >> Zd + Zi + Zo, le courant de défaut phase-terre est défini par l’impédance de
défaut:
I1 = E/Z
Exemple :
Figure 19: Circuit de défaut
34
Problème
Quel doit être le pouvoir de coupure du disjoncteur ?
Solution
Quand le disjoncteur intervient, la composante apériodique est éteinte à l’intérieur du réseau
mais pas à l’intérieur des enroulements de l’alternateur.
• Impédances
De l’alternateur ramenées au secondaire transformateur :
Za homopolaire = négligée
Du transformateur ramenées au secondaire transformateur :
Totales :
Z directe = j1,22 Ω
Z inverse = j1,17 Ω
Zt homopolaire = jl,04 Ω
• Courants de court-circuit
Triphasé
Monophasé
Biphasé isolé
35
Biphasé terre
• Le disjoncteur devra donc couper un courant de court-circuit de18 kA, soit une
puissance de coupure de : 18 x 36 e = 1122 MVA
V- Rappels mathématiques sur les vecteurs :
A. Représentation vectorielle d’un phénomène physique Un phénomène physique vibratoire est sinusoïdal quand l’élongation d’un point vibrant est
une fonction sinusoïdale du temps :
x = a cos(ωt + φ).
L’application à l’électrotechnique, dans laquelle tensions et courants sont des phénomènes
sinusoïdaux, est bien connue.
Considérons un vecteur OM de module a, tournant dans le plan (Ox, Oy) autour de son
origine O avec une vitesse angulaire constante ω ;
Si à l’instant initial t = 0, l’angle (Ox, OM) a la valeur φ, à l’instant t il aura la valeur (ωt + φ).
Projetons le vecteur courant OM sur l’axe Ox.
Figure 20: représentation vectorielle
La valeur algébrique de sa projection est, à l’instant t : x = a cos(ωt + φ). Ainsi :
• le mouvement de la projection de l’extrémité du vecteur tournant sur l’axe Ox
est un mouvement sinusoïdal d’amplitude a égale au module de ce vecteur,
• la pulsation ω du mouvement sinusoïdal est égale à la vitesse angulaire du
vecteur tournant,
36
• la phase initiale φ est égale à l’angle que fait le vecteur tournant avec l’axe Ox
à l’instant initial t = 0.
Réciproquement on peut faire correspondre un vecteur tournant à toute fonction sinusoïdale
x = a cos(ωt + φ).
Par convention on représente la fonction x par le vecteur OM dans la position qu’il occupe à
l’instant initial t = 0 ; le module du vecteur représente l’amplitude a de la fonction sinusoïdale
et l’angle (Ox, OM) représente sa phase initiale.
Donc l’étude d’un phénomène physique sinusoïdal peut se ramener à l’étude du vecteur qui
lui correspond. Ceci est intéressant car la manipulation mathématique sur les vecteurs est
assez aisée. Cela s’applique en particulier au domaine des phénomènes électriques triphasés
dans lesquels tensions et courants sont représentés par des vecteurs tournants.
B. Définition de base soit un phénomène électrique vibratoire sinusoïdal représenté par un vecteur tournant V
On se donne a priori dans le plan :
• Un axe de référence Ox de vecteur unitaire x : x = 1.
• Un sens de rotation conventionnellement défini comme positif dans le sens anti-
horaire + .
• Le vecteur V dont on ramène l’origine en O est essentiellement caractérisé par :
Une amplitude V: à un instant donné, la longueur du vecteur est égale numériquement au
module de la grandeur du phénomène.
Une phase φ : c’est à un instant donné, l’angle (Ox, V) , que fait V avec l’axe de référence
Ox, compte tenu du sens de rotation adopté.
Une pulsation : c’est la vitesse constante de rotation du vecteur en radians par seconde.
Figure 21: représentation vectorielle du vecteur V
On l’exprime très fréquemment en tours par secondes, il s’agit alors de la fréquence du
phénomène donnée en Hz (1 Hz = 2π rd/s).
37
Un système triphasé est un ensemble de 3 vecteurs V1, V2, V3 , de même origine, de même
pulsation et ayant chacun une amplitude constante.
Un système électrique est linéaire quand il y a proportionnalité des relations de causes à
effets.
C. Représentation vectorielle Le vecteur V est représenté classiquement dans un système d’axes de coordonnées
rectangulaires.
Figure 22: représentation du vecteur V
V=OM=OX+OY=OX x+OY y
• Opérateur « j »
Pour faciliter les opérations sur les vecteurs, V peut être représenté de façon équivalente par
un nombre complexe en utilisant l’opérateur « j ».« j » est un opérateur vectoriel qui consiste
à faire tourner de + Π/2 le vecteur auquel l’opération est appliquée, donc j x = y. On voit alors
que :
j2=-1 (rotation de Π)
j3=-1 (rotation de 2Π/3)
j4=1 (rotation de 2Π)
d’où : V=OX x+OY j x=x (OX+j OY)
• Opérateur « a »
« a » est un opérateur vectoriel qui consiste à faire tourner de + 2π/3 le vecteur auquel
l’opération est appliquée.
38
Figure 23: application du vecteur a On voit alors que :
a2 fait tourner un vecteur de : 2 2Π/3= 4Π/3 (équivalent à -2Π/3).
a3 fait tourner un vecteur de : 3 2Π/3= 2Π (équivalent à 0).
a=-0.5+j√ 3/2
a2= -0.5-j√ 3/2
D’où :
A0=a3=a6=…=1
A=a4=a7…
A2=a-2=a-5…
a-a2= j√3 et 1+a+a2=0
Cette dernière relation se vérifie graphiquement en constatant sur la figure que la somme des
vecteurs représentés est nulle : V+aV+a2V=0
d’où V(1 + a + a2) = 0
donc 1 + a + a2 = 0
39
CHAPITRE 2 : CALCUL DES COURANTS DE COURT- CIRCUIT
I- Réseaux basse tension :
Avec :
U0 : Tension entre phase à vide au secondaire du transformateur MT/BT
Pcc : Puissance de court-circuit donnée par le STEG.
Ucc : Tension de court-circuit en %.
Pcu : pertes cuivres (W).
RT=∑R2
XT=∑X2
NB :
La détermination des intensités de court-circuit dans une installation est à la base de la
conception d’un réseau. Elle détermine :
• Le pouvoir de coupure des appareils de protection.
• La tenue des câbles.
• La sécurité des protections.
40
II- Défauts triphasés symétriques :
1. Court-circuit aux bornes d’un alternateur :
La loi d’Ohm permet d’écrire
C’est le courant par phase qui est déphasé de π/2 en arrière sur la F.e.m puisque R=0.
2. Court-circuit sur une ligne raccordée à un alternateur :
Zd = ZdA + ZdL
D’où
Or
On aura alors :
41
3. Exemple de calculs de courants de court-circuit en triphasé :
Court-circuit dans un réseau comprenant un alternateur, une ligne et un transformateur.
On sait que la réactance directe d’un transformateur est :
ZdT = p*U2/ (100*Sn)
4. Application :
42
Alt : Sn = 167MVA, Un = 15.75KV, Xd’’= 0.12
Transformateur 1: Sn = 180MVA, 15.75/247KV, Ucc = 14%
Transformateur 2: Sn = 60MVA, 90/11KV, Ucc = 10.5%
Transformateur 3: Sn = 15MVA, 30/6.6KV, Ucc = 8%
Autotransformateur Sn = 120MVA, 225/99/33KV,
UHM = 9% ; UHB=32% ; UMB= 18%
Les lignes :
L1 : 150Km ; X0= 0.4 Ohm/Km
L2 : 60Km ; X0= 0.4 Ohm/Km
L3 : 2,5Km ; X0= 0.08 Ohm/Km ; r0= 0.45 Ohm/Km
L4 : 13Km ; X0= 0.4 Ohm/Km
Déterminer la valeur de la composante périodique du courant de court-circuit triphasé au point
K1.
Choisissons une tension unique celle de l’échelon II où la ligne 2 est branchée.
X1= Xd’’*(Un2/Sn) = 0.12* (15.752/167)*[(247/15.75)*(99/225)] 2 = 8,49Ω
E” = (15.75/√3)*(247/15.75)*(99/225)= 108.7/√3 KV
X2= (Ucc/100) *UnT12/Sn = (14/100)* (2472/180)*(99/225)2 = 8,49Ω
X3= Xd’’ Un2/Sn = 0.4*150 *(99/225) 2 = 11,6Ω
Pour l’autotransformateur, il faut déterminer la tension de court-circuit de chaque
enroulement:
UccHT = ½ ( UHM + UHB - UMB) = 0.5 * (9+32-18) = 11.5%
UccMT = ½ ( UHM + UMB - UHB) = 0.5 * (9+18-32) = -2.5%
UccBT = ½ ( UHB + UMB – UHM) = 0.5 * (32+18-9) = 20.5%
43
Ainsi
X4 = 11.5/100 * (992/120) = 9.39Ω
X5 = -2.5/100 * (992/120) = -2.04Ω
X6 = 20.5/100 * (992/120) = 16.74Ω
X7 = 0.4 * 60 = 24Ω
X8 = 10.5/100 * (902/60) = 14.2Ω
X9 = 0.08* 2.5 * (90/11) 2 = 13.4Ω
r9 = 0.45* 2.5 * (90/11) 2 = 74.3Ω
X10 = 0.4* 13 * (99/33) 2 = 46.8Ω
X11 = (8/100)* (302/15) * (99/33) 2 = 43.2Ω
Lors d’un court-circuit au point K1:
X∑1= X1 + X2 + X3 + X4 +X5 +X7 = 8.49 + 9.19 + 11.6 + 9.39 – 2.05 + 24 =60.62Ω
Icc1 = 108.7/ (√3* 60.62)= 1.035 KA
Dans la ligne L1
Icc1(L1) = 1.035 * 99/ 225 = 0.455 kA
Lors d’un court-circuit au point K2 :
X∑2= 60.62 + 14.2 + 13.4 = 88.22Ω
R∑2= r3 = 75.3 Ω
Z∑2 = (75.32+ 88.222) = 115.99Ω
Les courants sont :
Dans la ligne L2 : Icc2 = 108.7/(√3 * 115.99) = 0.541 kA
Au point K2 : Icc2 = 0.541 * 90/ 11 = 4.43 Ka
Lors d’un court-circuit au point K3 :
X∑3 = 8.49 + 9.19 + 11.6 + 9.36 + 16.74 + 46.8 + 43.2 = 145.41Ω
Les courants sont :
Au point K3 : Icc3 = 108.7/(√3 * 145.41) * (99/33) * (30/ 6.6) = 5.886 kA
Dans la ligne L4 : Icc3 = 108.7/(√3 * 145.41) * (99/225) = 0.19 KA
44
III- Défauts biphasés sans contact avec la terre :
On suppose que le défaut biphasé affecte les phase 2 et 3 d’une ligne issue d’un jeu de barres
sur lequel dédite un alternateur de force électromotrice E.
Soient les courants de défaut suivant correspondant à chaque phase :
Leurs composantes symétriques :
De même désignons par V1, V2 et V3 les tensions par rapport au sol ou bien de défaut.
Et leurs composantes symétriques :
Equation du défaut :
La phase 1 n’est pas intéressée par le défaut, en conséquence, elle n’est traversé par aucun de
court-circuit :
Les phases 2 et 3 en court-circuit franc, donc :
Les courants de défaut qui les traversent sont égaux mais de sens contraire :
Les tensions par rapport au sol des phases 2 et 3 sont identiques :
Application du principe de superposition :
La F.e.m aux bornes de l’alternateur s’écrit d’après la loi d’ohm :
A l’endroit de défaut prend naissance une tension inverse Vi correspondant à l’établissement
d’un régime inverse caractérisé par une impédance inverse Zi et un courant Ji.
45
Quand au régime homopolaire, il n’existe pas dans ce cas puisque les phases en défaut n’ont
pas de contact avec le sol ; on aura donc :
Calcul des composantes symétriques :
Compte tenu de l’égalité suivante
Les composantes symétriques des courants sont données par les équations :
Comme :
Compte tenu de l’égalité suivante :
Les composantes symétriques des tensions sont données par les équations :
Puisque:
On aura:
En tenant compte de la relation précédente, on peut écrire :
46
De plus comme , on obtient:
Calcul du courant de court-circuit biphasé :
Compte tenu de :
On peut écrire les relations suivantes :
L’expression (a2-a) définit à la fois une direction du vecteur et une grandeur arithmétique.
(a2-a) est décalé en arrière sur le vecteur 1 de 90° donc multiplier un vecteur par (a2-a) est
équivalent à le faire tourner de П/2 en sens inverse du sens trigonométrique, en conséquence
J2 et perpendiculaire à Jd.
47
Comme valeur arithmétique (a2-a) est la base d’un triangle isocèle d’angle au sommet 120°
dont les côtés égaux valent , donc | a2-a|=√3 .
Quant au vecteur J3, il est opposé à J2, mais l’un et l’autre ont pour valeur arithmétique √3 Jd.
Ou encore
Cette expression représente la valeur du courant de défaut biphasé.
Dans le cas d’un réseau de distribution MT où les impédances prédominantes sont celles des
lignes et des transformateurs, on peut écrire :
Le courant de défaut biphasé s’écrit alors :
Par ailleurs, le courant de défaut triphasé IccT a été trouvé égal à :
On en déduit alors :
D’où IccB< IccT
Exemple :
Un départ 15 kV, issu d’un poste 60/15kV est formé de 10 km de lignes de 48mm2 de section
(R=Lw= 0.4Ω/km) et de 30km de lignes de 40/10 de mm2 (R=1.5 Ω/km et Lw= 0.4Ω/km).
Le poste 60/15kV comporte un transformateur 60/15kV de 5MVA et de réactance égale à 7%.
La puissance de court-circuit en amont du transformateur est 800MVA.
Calculer l’intensité du court-circuit biphasé à l’extrémité de départ.
48
La réactance directe du réseau amont :
La réactance directe amont est égale à :
La réactance directe du transformateur est :
L’impédance des lignes aériennes est :
L’impédance totale est
Le courant de défaut a pour valeur :
Défauts monophasés :
Valeur de courant de défaut
Le courant de défaut vaut trois fois le courant homopolaire Jo.
Remarque :
On suppose que la phase en défaut est réalisée à travers une résistance R.
Cas d’un réseau ayant le neutre isolé:
49
Avec :
Co la capacité homopolaire par phase Co = Co1 + Co2 + …..
Avec :
ZoR = -j/Cow
Cas d’un réseau avec neutre relié à la terre :
Application :
Transformateur triangle étoile avec neutre à la terre :
Avec 5 < x < 14
Si le neutre est relié directement à la terre, le courant du défaut franc à la terre J sur le jeu de
barre MT du transformateur est égal à :
Ou encore :
En fait, ce couplage donnant lieu à un courant de défaut à la terre élevé, il est indispensable
de le limiter par une résistance de neutre.
50
Soit un transformateur de 10MVA de réactance directe de 7.5%.
ZdT =ZoT = (7.5/100)*(152/10) = j1.7Ω
J = 8660/1.7 = 5100A
On va supposes que le courant de défaut franc à la terre par 300 spires aux bornes secondaires
MT du transformateur.
La résistance Rn à intercaler dans le neutre sera donnée par la relation :
En négligeant ZoT ,ZiT et ZoT; on aura :
Rn = E/J = 8660/300 = 28,8Ω
Cas d’un transformateur HT/MT avec un réseau alimentant plusieurs départ, un de ces départ
est affecté d’un défaut à la terre sur la phase 1.
Figure 24: Schéma homopolaire monophasé
51
Si le neutre est isolé le courant de défaut ne peut se fermer que par la capacité homopolaire
du réseau.
Si le neutre est mis à la terre, le courant de défaut peut se refermer aussi par le neutre.
Figure 25:Schéma homopolaire correspondant au défaut à la terre en M
52
PARTIE II : PRINCIPE ET CARACTERISTIQUES DES PROTECTIONS
53
CHAPITRE I : LA SELECTIVITE La sélectivité des protections consiste à isoler le plus rapidement la partie du réseau affectée
par un défaut et uniquement cette partie, en laissant sous tension toutes les parties saines du
réseau.
Pour y parvenir différents systèmes peuvent être mis en œuvre :
La sélectivité ampèremetrique (par les courants)
La sélectivité chronométrique (par le temps),
La sélectivité par échange d’informations dite sélectivité logique,
La sélectivité par utilisation de protections directionnelles ou différentielles.
I- Sélectivité ampèrmétrique : Elle est basée sur le fait que dans un réseau, la valeur du courant de court-circuit est
d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné de la source.
La protection à maximum de courant est réglée à un seuil Ir vérifiant la relation suivante :
Iccmax (B) < Ir < 0.8 Iccmin (A)
Une protection ampèrmetrique est disposée au départ de chaque tronçon. Son seuil est réglé à
une valeur inférieure à la valeur du courant de court-circuit minimal provoqué par un défaut
sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué par un défaut
situé en aval (au delà de la zone surveillée).
Figure 26: Principe de la sélectivité Ampermétrique
54
II- Sélectivité chronométrique : Elle consiste à donner des temporisations différentes aux protections à maximum de
courant. Ces temporisations sont d’autant plus longues que la protection est plus proche de la
source.
Figure 27: principe de la sélectivité chronométrique Le défaut en D est vu par toutes les protections (A, B, C et D). Cependant la protection située
en D est activée plus rapidement que les protections situées en C, B et A.
Ir(A) > Ir(B) > Ir(C) > Ir(D)
Sélectivité chronométrique avec des protections à maximum de courant à temps
indépendant :
La temporisation de la protection est constante et indépendante du courant.
55
Sélectivité chronométrique avec des protections à maximum de courant à temps
dépendant :
La temporisation de la protection est d’autant plus petite que le courant est élevé.
56
La différence ∆t des temps de fonctionnement entre deux protections successives est
l’intervalle de sélectivité, il comprend :
• Le temps de coupure des disjoncteurs tc,
• Les tolérances des temporisations δt,
• Le temps de mémoire de la protection amont tm,
• Une marge de sécurité.
∆t doit satisfaire la relation suivante : ∆t >= tc + tm + 2 δt + marge
Exemple : En valeurs maximales pour le relais Syam 2000
tc= 85 ms
tm= 5ms
δt= 25 ms
∆t est de l’ordre de 0.3 s ou parfois de l’ordre de 0.255s.
III- Sélectivité logique : Les sélectivités ampèremetriques et chronologiques ont des inconvénients :
Si le nombre de protections en cascade est grand, le temps d’élimination du défaut le plus en
amont est prohibitif et incomparable avec la tenue des matériels au courant de court-circuit.
De plus, le courant de défaut le plus élevé est éliminé après la temporisation la plus longue.
Lorsqu’un défaut apparaît dans un réseau en antenne, le courant de court-circuit
circule du point de défaut jusqu’à la source :
• Les protections en amont du défaut sont sollicitées.
• Les protections en aval du défaut ne sont pas sollicitées.
• Seule la première protection directement en amont du défaut doit être activée.
Dans le système de sélectivité logique, à chaque disjoncteur est associé une protection apte à
émettre et à recevoir un ordre d’attente logique. Lorsqu’une protection est sollicitée par un
courant de défaut :
• Elle émet un ordre d’attente logique à la protection située directement en amont
57
• Elle provoque le déclenchement du disjoncteur associé si elle n’a pas reçu d’ordre
d’attente logique par une autre protection.
Figure 28: Principe de la sélectivité logique Lors d’un défaut en A :
• Les protections 1, 2, 3 et 4 sont sollicitées.
• La protection 1 émet un ordre d’attente logique vers la protection amont N°2 et un
ordre de déclenchement au disjoncteur D1.
• La protection N°2 émet un ordre d’attente logique vers la protection N°3 et reçoit
l’ordre d’attente logique provenant de la protection N°2 qui verrouille l’ordre de
déclenchement du disjoncteur D2.
• La protection N°3 émet un ordre d’attente logique vers la protection amant N°4 et
reçoit l’ordre d’attente logique provenant de la protection N°2 qui verrouille l’ordre de
déclenchement du disjoncteur D3.
58
• La protection N°4 reçoit l’ordre d’attente logique provenant de la protection N°3 qui
verrouille l’ordre de déclenchement du disjoncteur D4.
Le disjoncteur D1 élimine le défaut en A au bout de temps : tD1=t1 + tc (D1)
Avec : t1 : temporisation de la protection N°1.
tc (D1) : temps de coupure du disjoncteur D1.
Par soucis, de sécurité, la durée l’attente logique est limitée par exemple à 200 ms après la
temporisation de la protection aval donnant l’ordre d’attente logique.
IV- Sélectivité directionnelle : Dans un réseau bouclé, où un défaut est éliminé par les deux extrémités, il faut utiliser
des protections sensibles au sens de circulation du courant de défaut, pour pouvoir le localiser
et l’éliminer de façon sélective. On utilise pour cela des protections à maximum de courant
directionnelles.
Figure 29: principe de la sélectivité directionnelle
59
D1-D2 : équipés de protection à maximum phase directionnel.
D1-D2 : équipés de protection à maximum phase.
Lorsqu’un défaut apparaît en A :
• Les courants de court-circuit Icc1 et Icc2 s’établissent simultanément.
• La protection directionnelle en D2 n’est pas activée car elle est traversée par un
courant circulant dans un sens opposé à son sens de détection.
• La protection directionnelle en D1 est activée car elle est traversée par un courant
circulant dans le sens de sa détection. Elle provoque le déclenchement du disjoncteur
D1, le courant Icc2 est coupé.
• Un système d’inter-déclenchement provoque l’ouverture de D3, le courant Icc1 est
coupé.
• La protection en D4 n’est plus activée.
• Le tronçon en défaut est isolé.
60
CHAPITRE II : LES REDUCTEURS DE MESURE
I- Introduction : Les postes à HT sont le siège de perturbations électriques et électromagnétiques
exceptionnelles, dues en particulier aux manœuvres des appareillages. Les lignes sont
exposées aux décharges atmosphériques et transmettent les surtensions rapides correspondant
aux équipements qui leur sont couplés.
Les équipements chargés du comptage de l’énergie et des la protection du réseau sont
des dispositifs de mesure à BT précis, rapides mais délicats, ils utilisent de plus en plus des
composants électroniques et sont fonctionnellement reliés à des automatismes numériques
dont la fiabilité n’est assurée que par la mise en œuvre dans un environnement électrique et
climatique sain.
Les grandeurs mesurables par ces dispositifs sont relativement à faible niveau, soit
typiquement de l’ordre de 1A pour les courants et de 1000V pour les tensions ; elles sont
normalisées, de façon à les rendre indépendantes des réseaux, autorisant ainsi une
standardisation des équipements.
Le comptage effectué en vue de la facturation doit être précis. Une incertitude de un
pour mille sur la puissance de 1140 MW se traduit en effet au bout d’une année par un
manque à gagner de 10 GWh.
Nécessité du transformateur de mesure :
Il est indispensable d’utiliser un dispositif intermédiaire entre la ligne (ou la câble) et les
équipements à basse tension pour les deux raisons suivantes :
• Réduction des valeurs des courants et des tensions à des valeurs compatibles
avec les appareils de mesure et de protection.
• Découpage de ces appareils vis-à-vis des hautes tensions, permanents ou
transitoires des réseaux.
Ce dispositif appelé souvent réducteur de mesure délivre une image fidèle de courant (ou
tension) en ligne.
La CEI (Commission Electrotechnique Internationale) définit la tension la plus élevée
pour le matériel comme la tension efficace entre phase la plus haute pour laquelle le matériel
est spécifié et qu’il doit pouvoir supporter pendant une durée indéfinie.
61
II- Les transformateurs de courant (TC) Ils fournissent un courant proportionnel au courant traversant le câble afin d’effectuer un
comptage de l’énergie ou d’analyser ce courant par un dispositif de protection.
1 Rappel théorique :
Figure 30: bobinage du transformateur de courant
Circuit magnétique : en alliage de fer.
Primaire : peut être bobiné à n1 spires et peut être réduit à un simple conducteur n1=1.
Ip : courant primaire.
Is courant secondaire.
Figure 2: courbe de magnétisation en fonction de l’induction magnétique B.
• Régime normal B non saturé (1) :
Le courant Im est très faible et peut être négligé B <Bsat.
• Régime saturé (2) :
62
B>Bsat donc le courant Im devient très important. Le transformateur de courant sature et le
courant Is chute lorsque Im croit.
Ip/n+Is=Im
Figure3: évolution du courant primaire
Figure 4: évolution du courant secondaire
Remarque1:
La qualité du TC est liée à la valeur de la perméabilité relative µr du circuit magnétique (µr =
1000 pour le fer).
µr devient très faible lorsque l’induction B dépasser l’induction magnétique de saturation Br.
Pour effectuer une mesure correct du courant, il faut éviter la saturation. La condition est
B<Bsat.
Remarque 2 :
• la valeur de Bsat est imposée par le constructeur du circuit magnétique.
• Il existe une charge maximale de fonctionnement qui ne sature pas le circuit
magnétique et permet d’obtenir une mesure correcte du courant. Zmax comprend
l’impédance du câble reliant le TC au relais et l’impédance d’entrée du relais il faut
63
donc éviter d’avoir une distance trop importante entre le TC et le relais et parfois il
faut augmenter la section du câble de liaison afin de minimiser l’impédance totale de
la charge.
2 L’utilisation des TC dans les réseaux électriques :
Figure5: transformateur de courant
Ces transformateurs alimentent des dispositifs de mesure et de protection. L’isolation
galvanique sépare électriquement le circuit secondaire du circuit primaire. Elle permet la
mise à la terre du dispositif de mesure ou de protection et assure ainsi la sécurité du
personnel d’exploitation.
Le secondaire est connecté sur une faible impédance : le TC est donc utilisé presque en
court-circuit.
P=Z Is² Us = Z Is.
Avec P est la puissance fournie au secondaire.
Si Z=0 P=0 et Us =0 il n’y a pas donc de risque de destruction.
Par contre si le secondaire est ouvert Z∞, P ∞ et Us∞. Les pics de tension peuvent
atteindre plusieurs Kv ce qui est dangereux pour le matériel et le personnel.
Il ne faut donc jamais laisser ouvert le circuit secondaire d’un TC.
3 Caractéristiques générales et paramètres du TC suivant la norme CEI
185.
• Courant assigné au secondaire :
il est égal à 1A ou 5A.
• Courant assigné au primaire :
il est défini par la norme : 10, 12.5,15,20,25,30,40,50,60,75.
64
• Le rapport de transformation kn :
Exemple : 100/5 A kn=Ipn/Isn= 20.
• Puissance de précision :
C’est la puissance apparente en VA à un facteur de puissance spécifié que le transformateur
peut fournir au circuit secondaire. Elle est définie par le courant secondaire assigné et la
charge de précision sur la quelle sont basées les conditions de précision.
Les valeurs normalisée sont : 1,2.5, 5, 10, 15,30 VA.
• Classe de précision
Elle définit les limites d’erreurs garanties sur le rapport de transformation et sur le déphasage
dans des conditions spécifiées de puissance et de courant.
Erreur sur le rapport de transformation :
Erreur de courant%= (Kn Is-Ip)*100/Ip.
Erreur de phase ou de déphasage :
C’est la différence de phase entre le courant primaire et le courant secondaire. Elle exprimée
en minutes.
• Courant de court-circuit thermique assigné (Ith) :
C’est la valeur efficace maximale du courant primaire que le transformateur peut supporter
pendant une secondaire, son secondaire étant mis en court circuit.
Pour déterminer un courant de court circuit thermique Ith’ pendant une durée T différente de 1
seconde, il est admis d’utiliser la formule suivante :
(Ith’)²*T= Ith²*1.
Une durée T=3s est parfois demandée par les utilisateurs.
• Courant dynamique assigné (Idyn)
C’est la valeur crête maximale du courant primaire que le transformateur peut supporter, son
secondaire étant mis en court- circuit.
La valeur normale du courant dynamique assigneé est
Idyn=2.5 Ith
4 Les transformateurs de courant utilisés pour la mesure suivant la norme
CEI 185 :
Ils doivent :
• Protéger les appareils de mesure contre les courts- circuit :
Elle est définie par le facteur de sécurité :
65
FS= Ipl/Ipn.
Avec Ipl : courant limite primaire pour la quelle l’erreur de courant secondaire est égal à 10%.
Ipn : courant primaire assigné.
• Avoir une protection adaptée :
Elle est définie par la classe de précision qui détermine l’erreur admissible en phase et en
module sur une plage de 5% à 120% du courant primaire assigné.
Les classes de précision normalisées CEI sont : 0.1, 0.2, 0.5 , 1, 3, 5.
Figure 6: caractéristique du courant secondaire en fonction du courant primaire
Exemple transformateur de courant utilisé pour la mesure :
5 Les transformateur de courant utilisés pour la protection suivant la norme
CEI 185 :
Ils doivent avoir :
• un facteur limite de précision :
FLP est le rapport entre le courant limite de précision Il pour le quel l’erruer est garantie
inférieure à 5 ou 10% selon que la classe de précision est 5P ou 10P ; courant primaire assigné
Ipn.
FLP= Il/Ipn.
Les facteurs limites de précision normalisés CEI sont :
500/1A 15va
cl 0.5
courant primaire assigné
courant secondaire assigné
puissance de précision
classe de précision.
66
5, 10, 15, 20, 30.
• une classe de précision :
La précision est définie par la classe de précision. Les classes de précision normalisées CEI
185 sont 5P et 10P.
Exemple transformateur de courant utilisé pour la protection :
6 les capteurs de courant amagnétiques :
Les capteurs de courant amagnétiques fonctionnent sur le principe de la bobine de Rogowski.
Ils délivrent à leur secondaire une tension proportionnelle à la dérivée du courant primaire :
• Absence de saturation, d’hystérésis et de flux rémanent.
• Réponse parfaite en régime transitoire
• Linéarité de la caractéristique.
Les phénomènes sont fidèlement reproduits. Cependant, ils n’ont actuellement pas une
précision suffisante pour être utilisés pour un comptage tarifaire.
III- Les transformateurs de tension : Ils sont constitués d’un enroulement primaire, d’un circuit magnétique et d’un enroulement
secondaire. Le tout est enrobé dans une résine assurant l’isolation.
Figure7: transformateur de tension
P= Us²/Z
Avec : P est la puissance fournie au secondaire.
Is est le courant au secondaire.
100/1A 15va 5P10
courant primaire assigné
courant secondaire assigné
Puissance de précision
classe de précision.
FLP
67
Us est la tension au secondaire.
Si Z augmente alors P et Is diminuent. On peut donc sans danger installer aux bornes d’un TT
une impédance comprise entre son impédance nominale et l’infini (circuit ouvert). Par contre,
si Z diminue P augmente et le TT détériorer par sur échauffement.
Il ne faut donc jamais court- circuiter un TT.
1. Caractéristiques générales et définitions des paramètres du
transformateur de tension suivant la norme CEI 186 :
• Tension primaire assignée (Up) :
Suivant leur conception, les transformateurs de tension seront raccordés entre phase et terre
ou entre phases :
• Tension secondaire assignée :
Elle est égale à 100 en 100V pour les TT raccordés entre phase. Pour les transformateurs
monophasés destinés à être raccordés entre phase et terre, la tension secondaire assignée doit
être divisée par √3.
• Puissance de précision
Elle est exprimée en VA ? c’est la puissance apparente que le transformateur de tension peut
fournir au secondaire lorsqu’il est branché mais sa tension primaire assignée est racordée à sa
charge de précision, sans introduire d’erreur dépassant les valeurs garanties par la classe de
précision.
Les valeurs normalisées CEI sont 10, 15, 25, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 500 VA.
• Classe de précision :
Elle définit les limites d’erreurs garanties sur le rapport de transformation et sur la phase dans
des conditions spécifiées de puissance et de tension.
68
Erreur sur le rapport de tension :C’est l’erreur en % que le transformateur introduit dans la
mesure de tension.
Erreur de tension (%) = (Kn*Us-Up)*100/ Up
Erreur de phase ou de déphasage : C’est la différence de phase entre la tension primaire et la
tension secondaire. Elle est exprimée en minutes
2. Les transformateurs de tension utilisé pour la mesure suivant la norme
CEI 186 :
Les classes primaires normalisées sont :
• 0.1, 0.2 : pour les appareil de laboratoire.
• 0.5, 1 : les plus utilsés.
• 3 : peu utilisé.
Exemple :
3. Les transformateurs de tension utilisé pour la protection suivant la norme
CEI 186 :
Les classes de précision CEI sont 3P et 6P. En protection seule la classe 3P est utilisée.
Exemple :
La tension maximale que peut supporter le TT Umax =1.9*20000/√3=21.9Kv.
20000/√3- 100/√3 100 VA cl1
tension primaire assigné
Tension secondaire assigné
Puissance de précision
classe de précision.
20000 /√3- 100/√3
100 VA cl3 P Kt =1.9
courant primaire assigné
courant secondaire assigné
puissance de précision
classe de précision.
Facteur de tension.
69
CHAPITRE 3 : CARACTERISTIQUES ET PERFORMANCES DES SYSTEMES DE PROTECTION
Afin de limiter les dégâts que peuvent causer les défauts survenus sur un réseau
électrique et d’éviter les répercussions que le maintien d’un défaut aurait sur le
fonctionnement général du réseau (en particulier la stabilité), il est indispensable de mettre
hors tension le plus rapidement possible l’élément du réseau (ligne, transformateur ou
générateurs…) en défaut. Cette opération est confiée aux systèmes de protection.
I- Conditions imposées aux systèmes de protection : Une protection doit être
• Sélective : pour assurer la discrimination de l’élément en défaut.
• Sûre : elle doit fonctionner dans tous les cas requis.
• Autonomes : alimentation sûre car elle doit fonctionner dans des conditions
d’alimentation défavorable.
• Rapide : elle doit fonctionner dans un temps aussi court que possible.
• Indépendante de la configuration du réseau.
• Insensible aux variations de la topologie du réseau.
• Sensible : elle doit fonctionner quelque soit la valeur de l’intensité, la nature et
l’endroit du défaut.
• Insensibles aux surcharges admissibles et aux oscillations de U et I lors d’une
marche hors synchronisme pour éviter une reprise longue et pénible du service.
II- Généralités sur la détection des défauts :
Le but essentiel de la protection est de non seulement détecter les défauts, mais aussi
commander automatiquement les appareils de coupure nécessaires pour éliminer le défaut.
Les grandeurs utilisées pour détecter un défaut sont :
• La vitesse.
• La pression.
• La température.
• L’apparition de fumée.
70
• La tension U.
• La fréquence F.
• L’intensité I.
• La vitesse de variation (la dérivée) de U, I ou F.
• La puissance apparente S= UI.
• La puissance active P = UIcosψ.
• La puissance réactive Q= UI sinψ.
• L’impédance Z=U/I.
III- Généralités sur les relais :
1- constitution :
Un relais électrique est constitué schématiquement d’une ou plusieurs bobines, parcourus par
un courant, destinées à créer un ou plusieurs champs électriques qui provoquent le
mouvement d’une armature mobile solidaire d’un ou plusieurs contacts. Ils peuvent être,
d’après la machine du courant d’alimentation, à courant continu ou alternatif et d’après leur
fonctionnement Ampermétrique, voltmétriques ou wattmétrique.
2- Classification des relais :
Les relais utilisés sont munis à l’action d’une des grandeurs précédentes. Ils sont réglables et
caractérisées par leur seuil de fonctionnement. On distingue :
• Les relais qui peuvent effectuer une mesure ou en fonctionnement par tout ou
rien.
• Les relais qui peuvent être instantanés ou temporisés.
3- Qualités des relais :
• Robustesse : un relais doit effectuer plusieurs manœuvres sans détérioration
pour assurer la sécurité de fonctionnement.
• Capacité de surcharge : le relais doit pouvoirs supporter les surintensités ou
les surtensions dans une certaine mesure sans détérioration ce qui caractérise le
choix du relais dans la pratique
71
• Consommation : c’est la puissance exprimée en VA absorbée par le relais sous
la tension ou le courant nominal. Elle définit l’impédance du circuit
d’excitation du relais (bobiné).
• Sensibilité : elle définit la valeur minimum de fonctionnement. Cette notion
(exprimée en valeur absolue ou en %) est considérée uniquement pour le relais
de mesure.
Exemple : un relais wattmétrique de 5A et de 100V est sensible à une puissance de 3%, d’où
S=VI*sensibilité= 100*5*3/100= 15 VA
• Fourchette de fonctionnement : c’est l’écart entre la valeur de fonctionnement
du relais et la valeur de retour au repos du relais. Elle est fonction des
conditions physiques d’emplois du relais.
Exemple : un relais de fourchette 0.9 A signifie que si le relais fermes ses contacts pour un
courant de 6A, alors le courant de retour sera de Ir=( 6-0.9)=5.1A. on définit également un
pourcentage de retour pour le rapport Ir/If.
• Vitesse de fonctionnement à l’excitation : c’est le temps qui s’écoule entre
l’instant qui alimente le relais et l’instant où l’ouverture ou la fermeture du
contact du relais est effectuée.
• Vitesse de fonctionnement à la désexcitation : c’est le temps qui s’écoule entre
l’instant où l’on coupe l’alimentation du relais et l’instant où les contacts
s’ouvrent ou se ferment. La vitesse de fonctionnement d’un relais se
décompose en : Temps mort (temps d’établissement ou d’évanouissement du
flux) et en Temps de coupure des contacts.
• Dispersion : La détermination, plusieurs fois, de la sensibilité d’un relais, de sa
fourchette, ou de sa vitesse de fonctionnement permet de trouver des valeurs
légèrement différentes. C’est ce qu’on appelle la dispersion du relais. Elle est
due à la variation des frottements d’un fonctionnement à un autre. On distingue
deux cas pour déterminer ces valeurs à partir des mesures effectuées :On trace
la courbe des valeurs moyenne ou on trace une courbe correspondante aux
valeurs maxima et une courbe correspondant aux valeurs minima mais ce cas
n’est intéressant que si la dispersion est grandes.
• Capacité des contacts : elle est définie :
A la fermeture : c’est le courant que le contact peut établir dans un circuit sous une
tension donnée.
72
A l’ouverture : c’est le courant que le contact peut interrompre en s’ouvrant.
En régime permanent : c’est l’intensité du courant que le contact peut supporter.
Elle est exprimée en VA ou en A pour une tension donnée.
• Rebondissement : ce phénomène se produit avec certains relais au moment de
la fermeture du contact. Le courant mobile frappe plusieurs fois le contact fixe
avant la fermeture totale. Il n’est dû plus principalement au fait que l’équipage
mobile a acquis au cours de son mouvement une force vive qui ne peut pas être
absorbée en totalité par l’élasticité du contact mobile.
Remarque : ces qualités sont en contradiction, par conséquent, on réalise généralement un
compromis entre les différentes qualités au cours de la construction du relais.
73
CHAPITRE IV : LA PROTECTION NUMERIQUE
I- Introduction : Les nouvelles méthodes développées dans l’industrie depuis quelques années, la sollicitation
croissante du réseau… ont mis en évidence l’importance de la notion de protection. Suivant la
technologie, les dispositifs de protection se sont évolués dépassant les inconvénients déjà
rencontrés et se surpassant dans leur fonction primaire. Le but de ce chapitre est de non
seulement suivre l’évolution des protections vers le numérique et en connaître les causes mais
aussi avoir un aperçue sur leur principe de fonctionnement.
II- Les protections dans un passé récent : 1. Dispositifs électromécaniques :
On distingue selon leurs principes :
• Les relais électromagnétiques :
Ces relais sont basés sur l’action qui s’exerce entre les éléments de fer aimantés.
• Les relais électrodynamiques :
le champ d’un électro-aimant exerce son action sur un circuit mobile parcouru par un
courant.
• Les relais magnétoélectriques :
Le champ produit par un aimant exerce son action sur un cadre mobile parcouru par un
courant.
• Les relais à induction :
Au moins deux champs alternatifs exercent leurs effets sur les courants induits dans des
éléments conducteurs tels que disques ou autres (cas des protections de distance).
2. Dispositifs statiques :
Les dispositifs statiques (électroniques) n’ont pas d’inertie et sont conçus à base de transistors
et de composants électroniques (comparateurs de phases, amplificateurs, filtres etc.). Leurs
principaux inconvénients sont :
• Consommation importante en courant continu.
• Coût élevé.
• Dérive des composants au bout d’un certain nombre d’années de fonctionnement.
• Nécessite un contrôle périodique pour vérifier son bon état de marche.
74
III- Dispositifs numériques : C’est à la base de tous ces inconvénients pour un dispositif aussi important qu’une protection
que le numérique a vue le jour.
1. Avantages :
Ils sont basés sur des composants électroniques et des microprocesseurs. Leurs principaux
avantages sont :
• Communication facile (locale ou à distance).
• Intégration de plusieurs fonctions (par exemple : protection de distance,
complémentaire, à Max I, de débouclage, oscillo-perturbographe, réenclencheur,
mesures, consignateur d’états etc.).
• Très faible consommation.
• Rapidité.
• Présence de mémoire.
• Auto-contrôle : permet d’avoir une disponibilité optimale, les autres types de
protections nécessitent un contrôle périodique. Le contrôle préventif n’est presque plus
nécessaire.
• Facilité d’ajouter d’autres fonctions en changeant seulement d’EEPROM (le logiciel
interne qu’elle contient).
• Possibilité de transmission de données à distance.
2. Aperçu sur le principe de fonctionnement :
Une protection numérique est équipée d’un software (qui permet la communication et la
programmation) et d’un hardware. Ce dernier consiste en un ou plusieurs microprocesseurs.
Tout le fonctionnement de l’acquisition des grandeurs mesurées (U, I, etc.) jusqu’à l’émission
des ordres au disjoncteur sont traités par voie numérique. Le fonctionnement est réparti
comme suit :
• Acquisition des mesures (U, I etc.).
• Adaptation des signaux au niveau interne avec :
• Découplage galvanique.
• Suppression des bruits (filtrage).
• Obtention de signaux analogiques prêt au traitement.
• Amplification.
• Échantillonneurs-bloqueurs.
• Multiplexage.
75
• Conversion analogique-numérique.
• Modules de mémoires.
• Transmission des données au bus du micro-processeur.
• Traitement des signaux par les algorithmes de calcul et de filtrage numérique.
• Traitement des signalisations (contacts, leds).
• Traitement des entrées binaires.
• Traitement des ordres de commandes.
Figure 31: Schéma de principe d'une protection numérique
76
PARTIE III : LA PROTECTION DES DIFFERENTS ORGANES DU RESEAU
77
CHAPITRE I : LA PROTECTION DES TRANSFORMATEURS
I- Rôle des transformateurs : Le transformateur est une machine électrique permettant de modifier les amplitudes des
grandeurs électriques alternatives (tension et courant) selon leur besoin par. Ils permettent de:
• Minimiser les pertes d'énergie par effet Joule lors du transport d’énergie (une élévation
de tension d'un rapport 10 conduit à réduire ces pertes d'un facteur 100).
• Minimiser les chutes de tensions.
• Assurer une séparation galvanique entre réseaux de même tension (limite de propriété,
changement de régime de neutre...).
Bien que les transformateurs sont des appareils passifs d'une très grande fiabilité dont la durée
de vie est de plusieurs dizaines d'années, il n’en reste moins que des défauts peuvent survenir
entraînant leur détérioration.
II- Problématiques et contraintes des transformateurs : 1. Mises sous et hors tension
Les manoeuvres d'un transformateur se limitent à la mise sous tension et à la mise hors
tension. En distribution publique, ces manoeuvres sont exceptionnelles. Toutefois, les
transformateurs sont mis sous et hors tension lors des interventions des disjoncteurs du réseau
amont, y compris lors des cycles de réenclenchements. Des fermetures rapides peuvent
entraîner la mise sous tension avec un fort flux rémanent, ce qui génère des courants
d'enclenchement particulièrement élevés.
2. Surtensions externes
Origine et sévérité
Les transformateurs de distribution sont soumis à des surtensions transitoires en provenance
des réseaux auxquels ils sont connectés. Ces surtensions proviennent soit de chocs de foudre
directs ou induits sur les réseaux MT ou BT, soit de la transmission par le niveau MT de
surtensions de manoeuvre générées sur le réseau amont. Lors de la mise hors tension par un
appareillage situé immédiatement en amont, des surtensions peuvent être générées par
l'ensemble transformateur - appareillage de coupure - circuit d'alimentation, entraînant alors
une sollicitation diélectrique du transformateur. Cette sollicitation se traduit par un
vieillissement prématuré, ou même par un défaut d'isolement entre spires, ou à la masse. Les
critères de sévérité des surtensions vis-à-vis de transformateurs sont la valeur crête, mais
78
également la vitesse de variation de la tension qui amène une répartition inégale de
contraintes dans les enroulements et aboutit ainsi à dépasser la tenue entre spires même si la
valeur crête aux bornes de l’enroulement primaire ne dépasse pas les valeurs admises.
Risques d'exposition
Les risques d'exposition aux surtensions d'un transformateur donné sont liés à son
environnement, avec des critères tels que :
• L’alimentation MT par réseau aérien ou souterrain.
• La présence éventuelle, le dimensionnement et les conditions d'installation de
limiteurs de surtensions (parafoudres ou éclateurs).
• La longueur et la nature des connexions entre le réseau et le transformateur.
• Le type d'appareillage et les conditions de manœuvre.
• La qualité des prises de terre et de la conception du réseau de masse au niveau du
poste, le réseau BT en aérien ou souterrain.
• La mise à la terre du réseau BT et son couplage éventuel avec la prise de terre du
poste.
Défaillances d'isolement
Les défaillances internes entraînées par les surtensions se présentent comme suit :
• Les défauts d'isolement entre spires d'un même enroulement (cas le plus fréquent),
• Les défauts entre enroulements,
• Les défauts d'isolement entre l'enroulement sollicité et une partie conductrice proche
(noyau ou cuve).
3. Surcharges
Les échauffements admissibles dans les différentes parties du transformateur, en tenant
compte des valeurs limites d'échauffement fournies par les normes, basées sur une durée de
vie escomptée liée au vieillissement des isolants, caractérisent un fonctionnement permanent.
Un courant de valeur supérieure à la valeur assignée correspond à un fonctionnement en
surcharge. Une situation de surcharge maintenue, entraîne un dépassement des échauffements
sur certains points du transformateur et, dans le cas d'une température ambiante élevée, un
dépassement des températures admissibles. La distinction entre échauffements et températures
est importante car elle permet d'apprécier différemment la criticité de certaines situations de
surcharge.
79
4. Courts-circuits :
En cas de défaut en aval du transformateur, l'impédance des circuits devient très importante
dans les calculs des courants de court-circuit, et seuls les défauts localisés à proximité
immédiate du transformateur représentent une contrainte significative pour celui-ci. Pour le
transformateur, le défaut basse tension proche des bornes se traduit par des contraintes
thermiques, fonctions de la valeur et de la durée du défaut, et des contraintes mécaniques, par
effet électrodynamique (sur les enroulement) surtout à l'apparition du défaut. Les
transformateurs sont généralement conçus pour pouvoir supporter le court-circuit aux bornes..
Toutefois, la répétition de défauts peut avoir un effet cumulatif, sur des déplacements de
bobinages par exemple, et participer à un vieillissement prématuré. Dans tous les cas, la durée
du défaut doit être limitée par une protection sous peine de conduire à la destruction par effet
thermique (risque d’incendie).
5. Les défauts internes :
Défauts entre spires :
Les défauts entre spires de l'enroulement résultent de la dégradation locale de l'isolant du
conducteur, par contrainte thermique ou diélectrique. La manifestation immédiate se réduit à
une faible augmentation du courant primaire, du fait de la modification du rapport de
transformation d'une part, et de l'apparition d'un phénomène de spire en court-circuit sur
l'enroulement concerné. Selon le courant qui va parcourir cette spire, l'évolution du défaut va
être plus ou moins rapide. En cas de courant important, l'échauffement local va entraîner la
détérioration des spires avoisinantes et le défaut va s'étendre rapidement.
Dans tous les cas, la présence d'un arc local va entraîner un dégagement gazeux, que le
transformateur soit immergé ou sec. Ce dégagement peut entraîner une montée en pression
importante, jusqu'à rupture d'un élément (cuve ou isolant solide).
Défauts entre enroulements :
Les défauts entre enroulements MT sont rares mais peuvent donner lieu à des courants de
défaut élevés, avec des manifestations très importantes. Certaines localisations particulières,
comme un défaut entre enroulements au voisinage des connexions de point neutre d'un
couplage étoile, s'apparentent à un défaut entre spires car les points venant en contact ne sont
pas à des tensions très différentes. Un défaut entre enroulements peut également entraîner une
mise en contact entre primaire et secondaire, avec l'apparition de potentiel dangereux sur le
réseau basse tension. Le risque pour les équipements et les personnes dépend des régimes de
neutre des deux réseaux.
80
Défauts à la masse et influence du régime de neutre :
Les défauts entre enroulement MT et la masse ont comme origine une rupture d'isolement
suite à une surtension. Toutefois, ils peuvent également être la conséquence de défauts de type
mécanique ou de l'évolution d'un défaut électrique. Les caractéristiques d'un défaut à la masse
dépendent du mode de mise à la terre du réseau d'alimentation et de l'emplacement du défaut
dans le transformateur.
6. Défauts liés à la technologie
D’autres possibilités de défaillance sont envisageables selon les technologies de
transformateurs.
Transformateurs immergés :
• Une fuite de diélectrique induit un défaut électrique par perte d'isolation en haut des
bobinages.
• La pollution du diélectrique, par présence de particules issues de la cuve, du noyau ou
des isolants, ou par pénétration d'eau, peut également donner une situation de
dégradation diélectrique.
Transformateurs à isolation solide :
• Des contraintes mécaniques anormales (chocs, efforts de serrage de connexions...)
peuvent fissurer l'isolant, permettant des amorçages entre spires ou vers des masses
avoisinantes.
• La fissuration d'isolant peut également être la conséquence d'un vieillissement
thermique anormal lié à une mauvaise utilisation du transformateur.
• Des imperfections de moulage de l'isolation solide peuvent donner naissance au
phénomène de décharges partielles.
• La présence de polluants externes (poussières) sur de tels transformateurs perturbe la
répartition des contraintes diélectriques en surface jusqu'à l'apparition de défauts
d'isolement.
• L'approche de masses métalliques à une distance inférieure à la distante prescrite par
le constructeur peut créer localement une contrainte excessive pour l'isolation.
Les majorités des contraintes les plus fréquentes pour un transformateur sont récapitulées
dans le tableau ci-dessous.
81
Contrainte Cause possible Défaillance la plus probable
Manifestations initiales
Surtensions
Choc de foudre proche. Manoeuvres du réseau
Claquage entre spires MT. Claquage entre enroulement et masse.
Dégagement gaz ou fumée. Faible augmentation de courant Phase. Courant à la terre.
Surintensité faible
Surcharge. Défaut impédant sur réseau BT.
Destruction enroulements aux points les plus chauds avec court-circuitage de spires.
Dégagement gaz ou fumée. Faible augmentation de courant phase
Surintensité violente
Défaut BT proche
Destruction des enroulements aux points les plus chauds avec court-circuitage de spires et déplacements de bobine.
Evolution rapide et aléatoire vers un défaut d’enroulements.
Vieillissement
Cumul des contraintes antérieures.
Claquage entre spires MT. Evolution possible à la terre.
Dégagement gaz ou fumée. Faible augmentation de courant Phase. Courant à la terre
Tableau 1: récapitulation des contraintes sur le transformateur
III- La protection des transformateurs : Le choix concernant la protection des transformateurs de distribution (MT/BT) est
relativement complexe car cela nécessite de prendre en compte un grand nombre de
paramètres et plusieurs choix techniques peuvent être retenus pour assurer un même type de
protection. L’utilisateur devra définir ses choix en termes de politique d’exploitation et de
protection :
• Sécurité des personnes et des installations, ou manifestations extérieures en cas de
défaut,
• Continuité de service ou longévité des matériels,
• Coût d’investissement face aux probabilités de défaut.
82
1. Protections contre les défauts internes :
Protection BUCHOLZ (par détection de gaz) :
Cette protection est universellement employée. Elle est sensible à tous les défauts internes qui
provoquent un arc. Cet arc électrique provoque une décomposition de l’huile avec formation
de gaz qui est détecté par la protection BUCHLOZ. Cette protection comporte deux seuils :
• 1er seuil : alarme.
• 2ème seuil : déclenchement.
Elle constitue une protection très sensible et efficace ; elle agit dans la majorité des défauts
internes et également quand les autres protections sont inopérantes : court-circuit entre spires
d’un même enroulement, défaut dans le circuit magnétique etc.
Protection masse cuve :
Lorsqu’un défaut se produit entre les bobinages du transformateur et la cuve, on isole la cuve
par rapport au sol par l’intermédiaire de plaques isolantes (au moins 8 Ω). Un transformateur
de courant est placé en série avec la cuve et la terre par un conducteur en cuivre. Ce
transformateur alimente un relais ampéremètrique qui provoque le déclenchement instantané
des disjoncteurs encadrant le transformateur.
Protection différentielle :
Elle se base sur le principe de comparaison phase par phase des courants entrants et sortants
du transformateur par un montage sensible à leur différence vectorielle.
Le relais est généralement réglé pour détecter un courant différentiel de 20 à 30 % In. Mais la
sensibilité n’a pas besoin d’être constante dans toute la plage des courants de défauts. La
sensibilité de ces protections est définie en valeur relative par un rapport minimal entre
Idifférentiel et Itraversant :
K= Idifférentiel / Itraversant = pourcentage de retenue
R
TR sain ou défaut externe Irelais = 0
R
TR en défaut Irelais proportionnel à Icc
83
Le couplage des transformateurs de courant est fait de telle sorte à rattraper le déphasage entre
Iprimaire et Isecondaire dû à l’indice horaire du transformateur
2. Protections contre les défauts externes :
Protection de surcharge :
Elle peut être :
• Une protection par image thermique :
Qui utilise une sonde à résistance chauffée par un courant proportionnel à celui du
transformateur et placée dans l’huile de celui-ci.
• Un dispositif de contrôle de surcharge
Utilisant à la fois les informations sur la température de l’huile et sur l’amplitude de
Isurcharge. Ce dispositif possède deux stades de fonctionnement :
1er stade : avec une temporisation de 20 minutes environ et permet une intervention
« humaine » sur l’exploitation du réseau, à l’apparition de la signalisation de surcharge.
2ème stade : possède une temporisation de déclenchement de 10 secondes environ (ou
instantanée). Elle peut également être à temps inverse.
Remarque : il s’agit de la temporisation de la STEG.
Protection de surtension : Eclateurs et parafoudres
Deux moyens de protection contre les surtensions sont utilisés de manière large : les éclateurs
et les parafoudres.
• Les éclateurs sont les dispositifs les moins coûteux et les plus rustiques. Ils sont
utilisés exclusivement sur les réseaux aériens.
• Les parafoudres offrent une protection plus performante, mais pour un coût
notablement plus élevé.
Protection à maximum de courant phases :
Ces protections ont pour opérande la mesure du courant de court –circuit. Selon son intensité
et se basant sur des courbes de temps fixe, inverse ou indépendante elles donnent un ordre de
déclenchement. Elles sont fortement utilisées pour la protection contre les surtensions et les
courts-circuits.
Protection neutre transformateur :
Les défauts à la terre au niveau HT provoquent un courant de court-circuit qui passe par le
neutre du transformateur. Donc si on place un TC dans le circuit du neutre du transformateur,
ce courant de défaut sera détecté par un relais ampéremètrique réglé à un seuil donné. Le
84
réglage actuel de cette protection sur le réseau de la STEG est de : 360 A HT / 10 s afin de
permettre une bonne sélectivité avec les autres protections.
Protection terre jeux de barres :
Elle est destinée à protéger le transformateur contre les défauts à la terre qui peuvent se
produire du côté MT. Elle est constituée d’un TC placé dans le circuit du neutre artificiel créé
par la BPN et d’un relais ampéremètrique à temps inverse (ou à temps constant).
Figure 32: câblage de la protection terre jeux de barre
85
CHAPITRE II : LA PROTECTION DES ALTERNATEURS
I- Introduction : Les génératrices synchrones triphasées ou alternateurs sont des convertisseurs
électromécaniques qui transforment l'énergie mécanique fournie par la turbine en énergie
électrique triphasée.
La protection des alternateurs est une protection à double rôle puisque elle permet :
• La protection de l’alternateur contre les défauts internes.
• La protection du réseau contre le disfonctionnement pouvant le perturber.
Les protections contre les défauts internes devront être sélectives et instantanées tandis que les
protections contre les défauts externes devront être coordonnées avec les éléments concernés.
Les principaux problèmes affectant l’alternateur accroché au réseau sont :
La surcharge.
Les courts circuits externes entre phase.
Le court circuit interne entre phases.
Le défaut entre le rotor et la masse.
Le défaut entre le rotor et la masse.
La coupure d’une phase ou l’inversion de deux phases.
La perte d’excitation.
La marche en moteur.
Une fréquence faible ou élevée.
Une tension trop faible ou trop élevée.
La perte de l’alimentation de du distributeur lors d’un fonctionnement
couplé à celui-ci.
II- Les défauts affectant l’alternateur : 1. La surcharge :
Les surcharges se manifestent par des surintensités qui, si elles se prolongent,
provoquent des échauffements excessifs entraînant un vieillissement accéléré
de l’alternateur.
86
La protection peut être assurée soit par une protection à image thermique soit
par surveillance de la température.
Protection à image thermique :
Elle consiste à détecter l’existence d’une surcharge en faisant une estimation de
l’échauffement de l’alternateur à partir de la mesure de courant.
Elle détermine la protection de l’alternateur à partir du modèle thermique régi par l’équation
différentielle
2)(In
IE
dt
dE=+τ [1]
alnocourantIn
ralternateuldeéfficacecourantI
ntéchauffemeE
thermiquecst
min:
':
:
:τ
Il existe deux cas remarquables pour la résolution de cette équation.
L’échauffement de la machine à partir d’un état froid c’est à dire de E = 0 (puisque elle a la
même température que le milieu extérieure.
))(1(*)( 2
τ
te
In
IchE
−−=
τ : Constante de temps thermique donnée par le constructeur ou estimée par
l’utilisateur.
Si on fixe un seuil de réglage Es on peut estimer le temps Ta d’activation de la protection par
un courant de charge constant :
−−
=
τ
Tae
In
IchE 1(*
2
Particularités des relais de protection d’alternateur à image thermique :
La composante inverse crée des champs tournants qui induisent des courants dont la
fréquence est double ce qui induit un échauffement important au niveau du rotor et dans le cas
de cette protection la série SEPAM 2000 tient compte du courant équivalent Iéq= I2+K*Ii2
avec KЄ 9;5.4;25.2;0 −−−
Remarque : la protection par l’image thermique est très efficace contre les surcharges lentes
mais ne peut protéger l’alternateur contre les surcharges longues.
87
Protection par surveillance de température :
Protection contre une température interne excessive, elle est associée à des détecteurs de
température types thermo sondes à résistance de platine thermovariables dont la mesure
caractérise la température du milieu.
Ces protections sont très efficaces pour les mesures de surcharges lentes (variation de charge
sur une durée limitée) mais elles sont inefficaces pour les surcharges brusques cette
protection est complémentaire avec la protection à max de courant.
2. Les courts-circuits externes entre phases :
Les courts-circuits externes sont les défauts apparaissant sur le réseau alimenté
par l’alternateur.
Le type de protection dépend de la présence ou non d’un système permettant
de maintenir le courant de court-circuit à environ 3In pendant quelques
secondes.
3. Les courts-circuits internes entre phases :
Les courts-circuits internes peuvent apparaître entre deux spires d’une même
phase ou de phase différentes, à la suite de la dégradation des isolants. Ces
défauts produisent des surintensités importantes entre phases.
La protection peut être assurée soit par une protection différentielle à haute
impédance soit par une protection différentielle à pourcentage.
4. La coupure d’une phase ou l’inversion de deux phases :
La protection est assurée par une protection à maximum de composante inverse. La protection
contre l’inversion de deux phases peut être effectuée par une protection de contrôle du sens de
rotation des phases.
Protection à max de composante inverse (code ANSI 46)
88
Elle protège l’alternateur contre le déséquilibre de courant de valeur élevée qui risque de le
détériorer. En cas d’alimentation à 2phase lors de la fusion d’un fusible ou la coupure d’une
phase, la composante inverse a une valeur élevée et peut détériorer l’alternateur de façon très
rapide.
Son principe est de déterminer le courant inverse Ii en effectuant le calcul suivant :
Protection contre une inversion du sens de rotation des phases (code ANSI 27D 47) :
Un sens de rotation des phases inverse peut être du à une erreur de connexion des phases d’un
câble (inversion de 2 phases). Cette inversion entraîne un fonctionnement en sens inverse des
alternateurs. Ce qui peut être préjudiciable à l’utilisation mécanique, et par conséquent, à
l’alternateur.
5. Les défauts internes entre phase et masse :
La méthode de protection dépend du régime de neutre et de l’emplacement de la mise à la
terre pour les régimes de neutre mis directement à la terre ou par impédance de limitation. De
plus, l’alternateur fonctionne découplé du réseau pendant les périodes de démarrage et d’arrêt,
ou lors d’essai. Le régime de neutre peut alors être différent selon que l’alternateur est couplé
ou découplé du réseau. Les protections doivent donc être adaptées aux deux cas.
6. Les défauts masse rotor :
Le circuit d’excitation du rotor est à courant continu ; il est généralement isolé de la masse. Sa
protection peut alors être réalisée par un appareil à injection de courant alternatif basse
fréquence (2.5 à 10 Hz) qui détecte les défauts d’isolement. Le rotor est mis hors tension et
l’alternateur hors service dés que l’appareil détecte un défaut d’isolement afin d’éviter un
risque de défaut double qui pourrait détériorer le rotor.
7. La perte d’excitation :
La protection contre la perte d’excitation est réalisée par une protection contre les retours de
puissance réactive. Cependant, cette protection est inefficace lorsque l’alternateur est
découplé du réseau.
π=
++=
)3
2j(ea
)aII*aI(3
1Ii 32
21
89
Protection contre les retours de puissance réactive (code ANSI 32Q) :
Cette protection est utilisée pour détecter la perte d’excitation des machines synchrones
couplées au réseau.
La perte d’excitation d’un alternateur préalablement couplé au réseau, provoque sa
désynchronisation avec ce réseau. Il fonctionne alors en asynchrone en légère survitesse. Les
conséquences sont un échauffement du stator car le courant réactif peut être élevé et un
échauffement du rotor car il n’est pas dimensionné pour les courants induits. La perte
d’excitation peut être due à un défaut dans le circuit d’alimentation continu ou à un défaut du
circuit du rotor (coupure, court-circuit, etc.).
Lors d’une perte d’excitation, la machine compense la baisse de la puissance magnétisante du
rotor en absorbant de la puissance réactive sur le réseau. La puissance réactive de la machine
est alors négative.
Principe de la protection :
La protection détermine la puissance réactive Q de la machine et la compare à un seuil - Qs.
Elle est activée si Q< - Qs . Elle comporte généralement une temporisation à temps constant.
Comme indications de réglage, le seuil de puissance réactive peut être réglé à 30% de la
puissance apparente : Qs = 0.3 Sn. La temporisation peut être réglée à quelques secondes.
8. La marche en moteur :
La protection contre la marche en moteur est réalisée par une protection contre les retours de
puissance active.
Protection contre les retours de puissance active (code ANSI 32P) :
Elle permet de détecter une inversion du signe de la puissance active en l’absence de défaut
électrique. Elle est utilisée notamment pour protéger un alternateur contre un fonctionnement
en moteur qui peut détériorer la machine d’entraînement.
Le principe de cette protection est de déterminer la puissance active P et la comparer à un
seuil - Ps. Elle est activée lorsque P< -Ps. Elle comporte généralement une temporisation à
temps constant.
Pour un alternateur couplé en réseau de distribution publique, lorsqu’une défaillance apparaît
sur sa machine d’entraînement (turbine, groupe diesel,…) il fonctionne en moteur synchrone
et risque de détériorer la partie entraînement.
Comme indications de réglage, le seuil de réglage Ps est fixé :
•••• entre 5% et 20% de la puissance nominale pour un groupe diesel ;
90
•••• entre 1% et 5% de la puissance nominale pour une turbine.
La temporisation est supérieure ou égale à 1 seconde.
9. Une fréquence trop faible ou trop élevée :
La protection contre une fréquence trop faible ou trop élevée est réalisée par une protection à
minimum ou maximum de fréquence.
Protection à minimum ou à maximum de fréquence (code ANSI 81) :
Les variations de fréquence des groupes de production peuvent être dues :
• à une surcharge,
• à un mauvais fonctionnement du régulateur de fréquence.
Les conséquences sont :
• un mauvais fonctionnement des récepteurs synchrones (enregistreurs, horloge,…),
• une augmentation des pertes fer des circuits magnétiques des machines ; elles sont
proportionnelles au carré de la fréquence,
• une variation de la vitesse des moteurs qui peut entraîner des dégradations de
l’utilisation
Le principe de cette protection se base sur la comparaison de la fréquence du réseau aux seuils
de fréquences minimale et maximale. Elle est désactivée lorsque la tension est inférieure à un
seuil prédéterminé. Elle comporte généralement une temporisation à temps constant
10. Une tension trop faible :
La protection contre une tension trop faible est assurée par une protection à minimum de
tension.
Protection à minimum de tension (code ANSI 27) :
La protection est activée si une des tensions est inférieure à un seuil Us. Elle comporte une
temporisation à temps constant.
11. Une tension trop élevée :
La protection contre une tension trop élevée est assurée par une protection à maximum de
tension.
Protection à maximum de tension (code ANSI 59) :
La protection est activée si une des tensions composées est supérieure au seuil de réglage. Elle
comporte généralement une temporisation à temps constant.
Le seuil de tension peut être réglé à 1.1 Un avec une temporisation de l’ordre de 1 seconde.
91
III- Mise en œuvre de la protection :
1. Câblage relais alternateur :
Les capteurs de courant doivent être dimensionnés de manière à ne pas saturer pour les
valeurs de courant pour lesquelles la précision est nécessaire (avec un minimum de 5In).
Figure 33: Câblage alternateur- relais
92
2. Indications de réglage des protections des alternateurs :
Type de défaut Réglages
Surcharge
Protection à image thermique
- échauffement maximal autorisé : Es = 115 à 120%
- constante de temps : dépend de la taille de l’alternateur
Surveillance de la température
Ts : dépend de la classe thermique de l’alternateur
Protection par déclencheur magnétothermique pour protéger
les petits alternateurs
Seuil thermique = 1.2In
Courts-circuits externes entre
phases
Alternateur avec maintien du courant à 3In
Protection à maximum de courant phase à temps indépendant :
- seuil de courant compatible avec les protections aval et
inférieur à 2.5 In
- temporisation : sélectivité avec l’aval
Alternateur sans maintien du courant à 3In
- protection à maximum de courant phase à retenue de tension
Ir = 1.2In
- temporisation : sélectivité avec l’aval
Protection par déclencheur magnétothermique pour protéger
les petits alternateurs
dX
VnI m '2
3p
Courts-circuits internes entre
phases
Protection différentielle à haute impédance
Ir = 5 à 15 % de In, pas de temporisation
Protection différentielle à pourcentage
- pente = 37.5 %, seuil minimum = 30 % de In
- pas de temporisation
Coupure d’une phase ou
inversion de deux phases
Protection à maximum de composante inverse à temps
dépendant
- Ir = 15% de In
- activation de la protection en quelques secondes au seuil de
93
réglage
Courts-circuits internes entre
phase du stator et masse
Neutre mis à la terre au niveau du stator de l’alternateur
Protection différentielle à haute impédance :
Ir = 20 % de In
Protection à maximum de courant sur la connexion de mise à
la terre du point neutre :
Ir = 10 % de Il, temporisation : sélectivité avec l’aval
Neutre mis à la terre dans le réseau
Protection à maximum de courant terre au niveau du
disjoncteur de protection de l’alternateur :
Ir = 10 % de Il, temporisation = 0.1 seconde
Protection à maximum de tension résiduelle lorsque
l’alternateur est découplé :
Vrsd = 30 % de Vn, temporisation = quelques secondes
Neutre isolé
Protection à maximum de tension résiduelle :
Vrsd = 30 % de Vn, temporisation = quelques secondes
Masse rotor Contrôleur d’isolement à injection de courant alternatif basse
frequence (2.5 à 10 Hz)
Perte d’excitation
Protection contre les retours de puissance réactive
- |Qs| = 0.3 Sn
- temporisation = quelques secondes
Marche en moteur
Protection contre les retours de puissance active
- Ps = 1 à 5% de Pn pour une turbine
- 5 à 20 % de Pn pour un groupe diesel
- temporisation > 1 seconde
Fréquence trop faible ou trop
élevée
Protection à minimum ou maximum de fréquence
- fr = ± 2 Hz de la fréquence nominale
- temporisation = quelques secondes
Tension trop faible
Protection à minimum de tension
- Ur = 0.75 à 0.8 Un
- temporisation en fonction de la sélectivité et des contraintes
du réseau
94
Tension trop élevée
Protection à maximum de tension
utilisation pour protéger contre une tension anormalement
élevée :
Ur = 1.1 Un avec une temporisation de l’ordre de 1 seconde.
utilisation pour vérifier la présence d’une tension suffisante :
Ur = 0.95 Un avec une temporisation de l’ordre de 3 secondes.
Fourniture de puissance active
au réseau de distribution
publique
Protection contre les retours de puissance active
- Ps = 1 à 2 % de nTTTCn UI3
tensiondeteurstransformadescalibreU
courantdeteurstransformadescalibreI
nTT
nTC
:
::
- temporisation nulle
3. Commande : (exemple : désexcitation)
Figure 34: logique de commande
95
But de la protection :
Permet de supprimer rapidement l’alimentation d’un défaut interne quand le
générateur est déconnecté du réseau.
Fonctionnement :
La logique de désexcitation est activée par :
Ordre de désexcitation par la commande à la fermeture sur l’entrée I25.
Ordre d’arrêt que ce soit
Prioritaire
Commande à la fermeture sur l’entrée I23
Commande à ouverture sur l’entrée I22.
Télécommande maintenue KTC1 = 1
Télécommande maintenue KYC2 = 1 et validée par l’autorisation de télécommande
sur l’entrée I18.
La protection :
Bien sur tous les maximums (courant de phase, terre, phase à retenue de tension, phase
directionnel, terre directionnel)
Maximum de tension résiduelle : Max Vo.
Terre restreinte et différentielle machine pour les défauts internes.
Maximum de puissance réactive
Maximum de tension selon le paramétrage (KP7 = 1 pour le seuil 1) et (KP8 = 1 sur le
seuil 2).
96
CHAPITRE III : LA PROTECTION DES MACHINES ASYNCHRONES
I- Rôle des moteurs asynchrones La machine asynchrone a toujours été largement répandue dans le domaine industriel (90%
des machines) pour ses multiples avantages :
• Sa robustesse.
• Pas de maintenance spéciale.
• Construction standard.
• Prix compétitif.
Son principal souci réside dans le fait qu’elle fait appel à un fort appel de courant lors du
démarrage. Ce courant peut l’endommager et provoquer soit son vieillissement rapide ou sa
destruction.
II- Problématiques et contraintes des moteurs asynchrones : Quelle soit à cage ou à rotor bobiné, les machines asynchrones sont toutes le siége de
plusieurs contraintes plus ou moins graves :
1. Les surcharges
Les surcharges se manifestent par des surintensités qui, prolongées, provoquent des
échauffements excessifs entraînant un vieillissement du moteur.
2. Les courts-circuits :
Les courts circuits externes peuvent apparaître au niveau des bornes ou dans le câble
d’alimentation entre l’appareil de coupure et le moteur. Les courts circuits internes peuvent
apparaître entre deux spires de phases différentes ou d’une même phase, à la suite des
dégradations des isolants. Ces défauts produisent des surintensités importantes entre phase.
3. Coupure, inversion et déséquilibres de phases :
La surveillance de la coupure d’une phase ou d’un déséquilibre est importante car ces défauts
provoquent :
• dans le stator, une augmentation de courant,
• dans le rotor, un échauffement supplémentaire par effet Joule, dû au fait que tout
régime déséquilibré se traduit par l’apparition de courants inverses parcourant le rotor
à deux fois la fréquence d’alimentation.
4. Défaut d’isolement entre spires :
Les enroulements statoriques sont susceptibles d’être le siège de défauts entre spires d’une
même phase ou entre enroulements de phases différentes. Suivant la position électrique où le
97
défaut se produit, il peut ne pas être vu assez rapidement par la protection de surcharge et
provoque des détériorations importantes.
5. Autres défauts :
D’autres défauts peuvent apparaître et peuvent nuire d’une façon ou d’une autre au moteur :
• Défaut masse stator,
• Minimum et maximum de tension,
• Démarrage incomplet.
III- La protection des moteurs asynchrones : Une "protection moteur", regroupe l’ensemble des dispositifs permettant d’éviter des
détériorations importantes inhérentes à des conditions anormales de fonctionnement au niveau
alimentation, moteur ou process.
• Le choix des protections à installer se fait en fonction :
• des conditions d’exploitation,
• de l’importance du service assuré par le moteur,
• du degré de sûreté recherché,
• du coût relatif de la protection vis-à-vis du moteur,
• de la probabilité d’apparition des défauts considérés.
• du type de charge entraînée,
• des perturbations pouvant apparaître sur le réseau,
• du type de moteur protégé.
1. Protection contre les surcharges :
La surcharge peut être détectée par :
• les relais à maximum d’intensité à temps inverse.
Leur emploi nécessite : soit une courbe de fonctionnement I(t) autorisant le démarrage, soit un
dispositif de blocage du relais pendant le démarrage, et un seuil de fonctionnement Io voisin
du courant nominal In du moteur (1,1 In)
• les relais à image thermique
Ces relais sont certainement les mieux adaptés, car ils permettent d’utiliser au maximum les
possibilités de surcharge du moteur sans entraîner de détérioration. La courbe de
fonctionnement I(t) du relais doit permettre le passage du courant de démarrage sans
déclenchement.
98
2. Protection contre les courts-circuits :
Sur les équipements à disjoncteur, les courts-circuits sont détectés par des relais à maximum
d’intensité à fonctionnement instantané, réglés audessus du courant de démarrage.
Sur les équipements à contacteurs plus fusibles, les courts-circuits sont éliminés par les
fusibles.
3. Protection contre les coupures, l’inversion et déséquilibres de phases :
Ces défauts sont détectés grâce à un filtre qui met en évidence les composantes inverses.
L’inversion de phases est détectée soit par les courants, soit par les tensions
• par les courants : cette inversion est vue après la fermeture du contacteur, la machine
entraînée subit le défaut,
• par les tensions : elle permet d’interdire éventuellement la fermeture du contacteur si
le réseau n’a pas son ordre normal de succession des phases.
4. Protection contre les défauts d’isolement entre spires :
La détection de ces défauts se fait généralement par comparaison de courants.
• protection différentielle longitudinale :
Elle protège contre les défauts entre enroulements de phases différentes. Pour la réaliser, le
moteur doit avoir les extrémités de ses enroulements, côté
neutre, accessibles. Les défauts sont décelés en comparant les courants d’entrée et de sortie
d’une même phase (cf. fig. 26). En l’absence de défaut, ces courants sont identiques et le
relais de protection n’est pas sollicité. Il déclenche lorsque la différence entre ces courants
atteint une valeur fixée par le réglage du relais.
Figure 35: schéma d'une protection différentielle long
99
• protection différentielle transversale
Elle protège contre les défauts entre spires d’une même phase. Elle s’applique aux machines à
phases divisées, c’est-à-dire comportant deux enroulements par phase. Le principe de
fonctionnement est identique au précédent en comparant les courants de chacun des
enroulements.
Figure 36: schéma d'une protection différentielle transversale.
5. Protection masse stator
Le choix de cette protection doit être fait en fonction du régime du neutre du réseau
alimentant le moteur :
• Protection moteur alimenté par réseau avec neutre à la terre ou impédant :
La détection du défaut est faite par la mesure du courant homopolaire qui s’établit entre la
phase en défaut et la masse du réseau. Cette mesure est faite par des relais à maximum
d’intensité à seuil bas.
• neutre isolé :
La détection du défaut est faite par la mesure permanente de l’isolement global du réseau par
rapport à la terre à l’aide de dispositifs à injection de courant continu comme les contrôleurs
permanents d’isolement, ou par des relais à maximum de tension homopolaire délivrée par
trois transformateurs de potentiel avec secondaire en triangle ouvert.
6. La protection max de tension :
Cette protection est à prévoir lorsque de fortes variations peuvent se produire sur le réseau
d'alimentation. Elle évite d’attendre le fonctionnement des relais de surcharge car un
100
maximum de tension se traduit par une surintensité du moteur et un accroissement du couple
moteur pouvant être néfaste pour la machine entraînée. La détection est faite par des relais de
mesure à maximum de tension temporisés.
101
CHAPITRE IV : PROTECTION DES JEUX DE BARRES
I- Rôle des jeux de barre : Les jeux de barre sont les points où se rencontrent plusieurs départs. Ils sont constitués de un
voir plusieurs barres métalliques. Leur rôle est très important dans la configuration du réseau
et leur nécessité trouve place surtout dans la distribution de l’énergie.
II- Contraintes et problématiques des jeux de barre : Le principale problème des jeux de barre se trouve être les courts-circuits.
L’apparition d’un court-circuit et donc d’un arc de défaut entre les jeux de barre est un
accident dont la probabilité est extrêmement faible si l’installation est bien conçue, réalisée et
entretenue. Cependant, elle n’est pas nulle. Un tel court circuit est parmi les plus dangereux
tant pour l’installation électrique (le poste) que pour le personnel d l’exploitation.
1. Causes des courts-circuits sur les jeux de barre :
Ce genre de court-circuit est provoqué par :
• Causes évolutives :
Elles résultent d’un affaiblissement progressif de la résistance entre les phases ou entre une
phase et une masse. Cet affaiblissement peut être la conséquence de dépôt, qui lors d’une
condensation peut entraîner la formation d’un pont de résistance superficielle telle qu’un
cheminement à la surface des isolants puisse se créer. Suivant la nature des isolants. Ce défaut
initial peut s’éliminer de lui-même ou bien s’aggraver avec création d’un arc de défaut.
• Causes mécaniques :
Elles résultent de l’intervention d’un élément conducteur étranger à la structure même de
l’installation. C’est le cas d’interventions maladroites de la part du personnel d’exploitation (
oublie ou glissement d’un matériel ) ou bien même la présence d’animaux.
• Les surtensions :
Seules les surtensions de valeurs élevée provoquent des amorçages. elle proviennent de la
transmission par les capacités des transformateur BT/MT des surtensions normales survenants
en MT, par exemple à l’occasion de la coupure d’un courant magnétisant d’un transformateur.
2. Conséquences des courts-circuits sur les jeux de barres :
Il est indispensable de noter que ces court circuits sont très violent et qu’il peuvent engendrer
des conséquences très graves telles que :
• fusion des conducteurs,
102
• incendie et danger pour les personnes.
• les efforts électrodynamiques, avec déformation des JdB.
• arrachement des câbles.
• sur échauffement par augmentation des pertes joules, avec risque de détérioration des
isolants ;
• les creux de tension pendant la durée d’élimination du défaut, de quelques
millisecondes à quelques centaines de millisecondes,
• la mise hors service d’une plus ou moins grande partie du réseau suivant son schéma
et la sélectivité de ses protections,
• l’instabilité dynamique et/ou la perte de synchronisme des machines,
• les perturbations dans les circuits de contrôle commande…
3. Protection des jeux de barres :
Vu la gravité des défauts sur les jeux de barres, les éliminer d’une façon rapide et sélective est
une priorité. Plusieurs types de protection ainsi que des mesures préventives sont en
conséquent utilisés.
4. Mesures préventives :
• Renforcement de l’isolement.
• Protection contre les surtensions atmosphériques au moyen de câble de garde au
dessus du poste et sur les lignes aériennes ainsi que par des éclateurs.
III- Protections : La structure du poste a une grande importance pour le choix de la protection à utiliser (2 JDB,
3 JDB, ring bus, 1 ½ disjoncteur etc.).
1. Protection par les protections de distance des postes avoisinants :
L’élimination du défaut se fait généralement avec la temporisation du 2ème stade (voire du
3ème stade). Toutes les lignes issues du poste sont déclenchées et les répercussions sur la
stabilité du réseau risquent d’être graves.
2. Protection différentielle ampéremètrique :
Sa rapidité et sa sélectivité permettent une efficacité de l’élimination sure de tout défaut barre.
Elle est basée sur la loi de Kirchhoff : ∑Ientrants + ∑ISortants = 0 dans un nœud. Le principe
de mesure consiste alors à réaliser pour chacune des phases la somme vectorielle des courants
entrant et sortant d’une même zone.
La mesure s’effectue en général phase par phase. Un jeu de trois réducteurs de courant ( 1 par
phase ) de même caractéristiques est nécessaire par nœud électrique ou zone de barres.
103
Figure 37: principe de la protection de distance.
3. Protection directionnelle :
Elle est basée sur la comparaison du sens d’écoulement des puissances mesurées sur les
différents départs. en effet, Le signe de l’énergie de transition caractéristique du défaut
permet de déterminer sa direction. Cette énergie est calculée comme suit : ∫ ××= dtIUS
Si cette énergie est positive, le défaut est en aval. Dans le cas contraire, il est en amont.
Figure 38: principe de la protection directionnelle
4. Protection de débouclage de barres :
Cette protection a pour but, en cas de défaut sur les barres, de séparer le poste en deux (ou
plusieurs) parties indépendantes, pour permettre l’élimination du défaut tout en conservant
une partie de poste sous tension.
Le sens de raccordement des transformateurs de courant est tel que tout défaut intérieur à la
zone surveillé est vu comme un défaut aval en première zone par la protection de distance. On
peut utiliser une protection différentielle de barre simplifiée surveillant en supervision tout le
poste sans tenir compte de la position du sectionneur, pour donner un ordre de déclenchement
aux disjoncteurs de couplage et de tronçonnement. Son fonctionnement est alors temporisé
d’environ 100ms. Cette solution est appliquée aux postes ayant une structure complexe.
104
IV- Exemple de protection des jeux de barres : Il existe plusieurs types et plusieurs marques de protections des jeux de barre. Dans ce
paragraphe nous allons voir, sans trop de détail, les jeux de barre en interaction avec la
protection c'est-à-dire comment la connexion et la communication se font- elles, mais aussi
quelles sont les fonctionnalités subsidiaires effectuées et comment est effectué le paramétrage.
La protection prise comme exemple est une protection Siemens la SIPROTEC 7SS60.
1. Présentation de la Siemens la SIPROTEC 7SS60 :
Figure 39: la Siemens la SIPROTEC 7SS60
Cette protection numérique est une protection différentielle pour les jeux de barres. Elle
parfaite pour touts les niveaux de tension et peut être adaptée pour n’importe quelle
configuration des jeux de barres. Son schéma de connexion de base est le suivant :
Figure 40: Schéma de connexion de bas
105
2. L’opération de mesure dans la protection :
Les courants des départs sur les jeux de barres peuvent être mesurés selon plusieurs principes.
Parmi ces principes on trouve :
• Le principe de sommation des courants des transformateurs :
Il consiste à l’introduction dans les calculs des rations IL1, IL2, IL3 qui vont augmenter la
sensibilité au défaut monophasé par rapport au défaut biphasé et le défaut triphasé.
• Le principe de la mesure sélective des phases :
Chaque courant de phase est mesuré séparément
La fonction principale de cette protection est basée sur le principe de la mesure différentielle
des courants qui est issues de la loi de Kirchhoff qui stipule que la somme vectoriel des
courants sur un jeu de barres, ID, est nulle.
Ce pendant quelques déviations dues à des erreurs de mesure des transformateurs ou de leur
saturation peuvent entraîner l’apparition d’un courant de restriction, IR, défini comme étant la
somme des magnitudes de tout les courants. La figure suivante montre le schéma en bloc de
l’acquisition des valeurs mesurées.
Figure 41: schéma en bloc de l’acquisition des valeurs mesurées.
106
3. La caractéristique de déclenchement :
Cette caractéristique est programmé dans le relais en paramétrant le seuil Id> et le facteur K
qui constitue le degré de non linéarité des erreurs de mesure. Cette caractéristque est de la
forme :
Figure 42: zone de déclenchement de la protection
Si le point de coordonnée (ID, IR) entre dans la zone (trippping zone) alors elle protection émet
un ordre de déclenchement.
Le perturbographe :
Si un défaut entraîne le déclenchement de la protection alors les formes d’onde des courants
sont enregistrées
Figure 43: exemple d'un enregistrement avec le perturbographe
107
4. Paramétrage de la protection :
• Paramétrage de la mesure de ID
• Paramétrage de la mesure de IR
• Paramétrage de la fonction de base :
108
109
CHAPITRE V : PROTECTION DES LIGNES HAUTE TENSION
I- Rôle des lignes de transport : Les lignes de transport peuvent être : Simples à un ou plusieurs conducteurs par phase. En
parallèle sur les mêmes pylônes ou des pylônes différents.
Afin de minimiser les pertes sur les lignes, on doit transporter de l’énergie électrique en HT
(La tension la plus élevée possible). Mais, vue que transporter en hautes tensions est coûteux
surtout à cause de l’isolation et des dégâts entraînés par les incidents plus ou moins
importants (coupures de longues durées etc.), l’exploitant doit :
• Assurer, le plus économiquement possible, la continuité et la qualité de service aux
consommateurs.
• Rentabiliser le matériel d’exploitation en lui assurant une durée de vie raisonnable.
II- Contraintes et problématiques des lignes de transport : Les lignes de transport peuvent être le siéges de phénomènes assez dangereux.
Les courts-circuits entre phases (biphasés et triphasés) et les défauts à la terre :
Il s’agit du défaut majeur des lignes aériennes. Les courts-circuits sont beaucoup plus
fréquents (conditions atmosphériques, vent etc.).
Le court-circuit peut être réalisé :
• Soit par contact direct : deux conducteurs qui se touchent, chute d’un corps conducteur
sur une ligne aérienne etc.
• Soit par détérioration ou claquage de l’isolant créant un arc ou un amorçage.
Les causes de claquage ou de contournement d’un isolant sont multiples :
• Coup de foudre.
• Actions de l’humidité (surtout matinale) et du brouillard.
• Pollution (dépôt de sel, de produits chimiques).
Leurs conséquences sont très graves :
• perte de synchronisme
• Échauffement des conducteurs aux points faibles : manchons des lignes,
• La fusion des métaux sous l’effet de la chaleur de l’arc.
• La carbonisation des isolants.
• Des risques d’incendie.
110
Les surcharges :
Les surcharges ont pour principales causes :
• Les courts-circuits.
• Les pointes de consommation et de transit : qu’on peut généralement tolérer en
fonction du % de surcharge.
• Report de charge sur la ligne lorsqu’il y a eu modification de la topologie du réseau.
La durée des surcharges peut être plus ou moins longue de quelques secondes à quelques
heures. Leurs principales conséquences sont :
• Effet calorifique à long terme (échauffement)
• Des points défectueux (tresses conductrices en mauvais état), constituent des « points
chauds » qu’un courant de surcharge peut souder.
Les oscillations :
Les oscillations sont des déséquilibres du réseaux dont les principales causes sont :
• 1 ou 2 pôles d’un disjoncteur ou sectionneur resté(s) fermé(s) ou ouvert(s).
• Coupure d’une phase sans générer de court-circuit.
• Ouverture d’une bretelle sans générer de court-circuit.
Leurs conséquences sont assez graves pour les autres éléments du réseau :
• Vibrations et échauffements anormaux des alternateurs et moteurs.
• Les charges alimentées fonctionnent dans des conditions anormales.
• Le déséquilibre des phases en HT entraîne la présence d’un courant résiduel qui
circule dans les neutres des transformateurs et qui engendre leur échauffement.
Autres défauts :
• Les baisses de fréquence.
• Les baisses de tension.
• Les défauts très résistants.
III- Protection des lignes de transport : Pour que, malgré les difficultés déjà citées, l’exploitant puisse mener à bien sa tâche , des
moyens automatiques de protection et de reprise de service sont à sa disposition afin que les
défauts soient éliminés à temps sans affecter la stabilité du réseau et la continuité de service:
• Dispositifs de protection.
• Dispositifs d’automatisme et de surveillance.
111
Compte tenu de la structure maillée d’un réseau HT les protections capables d’assurer à la fois
la sélectivité et une grande rapidité dans l’élimination des défauts violents affectant les lignes
HT sont :
• Les protections à comparaison.
• Les protections de distance.
1. Protections à comparaison (à liaison pilote) : Elles sont basées sur la concordance ou l’opposition des phases des courants aux deux
extrémités de la ligne, selon que celle-ci est saine ou en défaut, ou sur la comparaison d’autres
grandeurs (I, P).
Figure 44: principe des protections à comparaison S’il y a concordance des phases (ou des modules de I, P), on interdit les déclenchements.
S’il y a opposition des phases (ou différence des modules de I, P), on provoque les
déclenchements.
Les grandeurs comparées peuvent être selon les équipements :
• La valeur instantanée du courant.
• La phase du courant.
• La puissance apparente etc.
La liaison pilote entre les deux extrémités de la ligne est réalisée selon les performances
demandées et les disponibilités ; elle peut être :
• La ligne HT elle-même : courants porteurs à haute fréquence (CPL).
• Une liaison spéciale filaire type PTT.
• Un câble de garde à fibre optique (CGFO) ou autre : un circuit incorporé au câble de
garde de la ligne.
• Un faisceau hertzien.
• Un câble pilote enterré avec le câble de puissance (dans le cas de câbles HT
souterrains).
112
Ce type de protections est surtout utilisé pour les lignes très courtes (liaisons postes –
centrales par exemple) et les câbles souterrains. Son avantage majeur est sa très grande
rapidité. Ses inconvénients sont :
• Le fonctionnement de ces protections est tributaire de celui de la liaison pilote.
• Insensibilité aux défauts externes.
• Le coût de l’ensemble protections – équipements de communication est relativement
élevé.
2. Protection de distance : Ce type de protection est le plus employé dans le monde entier, en raison notamment de son
autonomie totale qui n’exige aucune liaison entre les deux extrémités de la ligne à protéger.
La protection de distance se base sur des mesures locales des tensions et des courants.
Cette protection qui n’utilise que les grandeurs courants et tensions disponibles au point de
mesure est caractérisée par deux critères :
• La relation entre la distance de défaut et le temps de déclenchement de la protection.
• La grandeur électrique qui permet de mesurer la distance du défaut (réactance X).
La protection de distance présente l’avantage principal de fonctionner sur des grandeurs
locales (images secondaires des réducteurs de mesure des grandeurs HT au point considéré).
Elle se compose de 4 sous-ensembles fonctionnels de base :
• La mise en route (démarrage) qui détecte la présence d’un défaut, elle peut être
ampéremètrique, voltmètrique ou à minimum d’impédance.
• La sélection des phases pour déterminer celles qui sont en défaut.
• La mesure de distance (R, X) qui localise le défaut.
• Le directionnel qui détermine le sens du défaut : aval ou amont.
La sélectivité est obtenue par deux moyens :
• Un découpage de l’espace surveillé en zones (mesure de distance) :
Les 3 zones aval surveillent en principe :
1ère zone : 80% de la longueur de la ligne
2ème zone : jusqu’à 120 % de la longueur de la ligne.
3ème zone : jusqu’à 150 % de la longueur de la ligne.
4ème zone (amont) : JDB le plus proche en amont.
• L’affectation d’une temporisation à chaque zone de déclenchement (stades de
déclenchements).
Défaut en zone 1 : éliminé après t1 (temps de réponse).
Défaut en zone 2 : éliminé après t2.
113
Défaut en zone 3 : éliminé après t3.
Défaut en zone 4 : éliminé après t4.
Figure 45: la sélectivité
Remarque : bien que ces deux protections sont les protections principales, ils en existe
d’autres
3. Protection de secours : (à maximum de courant) : C’est une protection ampéremètrique non directionnelle qui est destinée à mesurer les
surintensités consécutives aux défauts monophasés ou polyphasés. Elle agit en cas de non
fonctionnement de la protection principale (défaut hors caractéristique ou blocage sur fusion
fusible). Pour assurer la sélectivité, cette protection a une temporisation supérieure au 4ème
stade de la protection de distance. Elle est non directionnelle et entraîne un déclenchement
triphasé définitif (sans réenclenchement).
4. Protection complémentaire contre les défauts résistants : Elle est destinée à jouer le rôle de protection complémentaire de la protection principale pour
les défauts résistants pour lesquels cette dernière est insensible (défauts hors caractéristique).
Elle ne doit pas gêner le fonctionnement normal de la protection de distance. Elle se
caractérise par :
• Son caractère directionnel.
• Son seuil de détection de courant résiduel.
• Son principe de fonctionnement : à puissance résiduelle (la plus appropriée
physiquement) ou à courant résiduel.
• Sa caractéristique à temps constant ou à temps inverse (normalisée CEI ou non
normalisée).
• Sa possibilité à utiliser des schémas de téléprotection.
• Son angle caractéristique, pour certains types de protections (45°, 65° , 75°)
114
La protection complémentaire est inhibée pendant la durée des cycles de réenclenchement
monophasés, car la coupure d’une phase entraîne nécessairement la présence d’un courant
résiduel et d’une puissance résiduelle. Elle entraîne un déclenchement triphasé définitif (sans
réenclenchement).
5. Réenclencheur : La protection de distance est associée à un dispositif de réenclenchement triphasé ou
monophasé pour assurer la fermeture automatique du disjoncteur suite à l’élimination des
défauts fugitifs, ce qui améliore la qualité de service. Le déclenchement – réenclenchement
triphasé nécessite la présence d’un dispositif de contrôle de synchronisme.
6. Protection de débouclage : Cette protection est destinée à couper automatiquement une liaison (ligne HT) qui est le siège
d’oscillations accompagnant (un début de ) une perte de synchronisme. Elle permet aussi de
couper (scinder) le réseau en zones capables de fonctionner dans des conditions acceptables
d’équilibre entre production et consommation. Cette protection est très utilisée sur les lignes
d’interconnexion. On distingue deux principaux types de détection de perte de synchronisme
(out of step) :
o Détection des baisses de tension et d’un certain nombre de battements (baisse
de tension suivie par une remontée) ex : DRS50.
o Détection de l’inversion du signe de la résistance mesurée en régime triphasé
(7SA511 – 7SA513).
7. Protection à minimum de fréquence : elle permet de déclencher des lignes HT (ou MT) suite à une baisse de fréquence. Les départs
MT sont déclenchés pour délester leurs charges et ramener la fréquence à une valeur
acceptable suite à la perte de moyens de production. Elle peut agir suivant différents seuils de
fréquence associés à différentes temporisations. Pour le cas des lignes HT, elle est surtout
utilisée sur les lignes d’interconnexion.
8. Protection wattmètrique : Elle est surtout utilisée sur les lignes d’interconnexions entre pays pour contrôler le transit
actif sur ces liaisons dans les deux sens.
9. Protection de surcharge : On peut utiliser la protection de secours à maximum de courant comme protection de
surcharge. Ou bien utiliser une protection de surcharge thermique avec ou sans capteurs de
température et qui tienne compte de l’inertie thermique de la ligne.
10. Protection des câbles souterrains : Les câbles souterrains se caractérisent par des longueurs courtes, une production de puissance
réactive importante et un argument plus petit que celui d’une ligne aérienne de mêmes
115
caractéristiques (longueur, section). Les câbles souterrains sont généralement protégés par des
protections différentielles. Les protections complémentaires ne sont pas utilisées vu l’absence
de défauts résistifs. De même, tous les défauts sont éliminés en triphasé vu l’absence de
défauts fugitifs.
11. Dispositif d’anti-pompage : Lors de l’apparition d’un pompage (oscillations de tension et de courant) entre les groupes de
production, l’impédance mesurée par les protections de distance varie sensiblement mais
lentement (< 200 Ω/s) , alors que pour un défaut réel (court-circuit) la variation est de 600
Ω/s. Donc pour ne pas confondre un pompage avec un court-circuit triphasé, on introduit une
caractéristique plus grande que celle du démarrage de la protection ; si le passage de la
caractéristique d’anti-pompage vers la caractéristique de démarrage est tel que ∆R/∆t<200 Ω/s
avec absence de déséquilibre (courant résiduel), la protection est bloquée pendant un certain
temps. Dans le cas contraire, il y a déclenchement.
IV- Exemple de protection de ligne de transport : Il existe plusieurs types et plusieurs marques de protections de linges haute tension. Dans ce
paragraphe nous allons voir, sans trop de détail, les lignes en interaction avec la protection
c'est-à-dire comment la connexion et la communication se font- elles, mais aussi quelles sont
les fonctionnalités subsidiaires offertes et comment est effectué le paramétrage.
La protection prise comme exemple est une protection AREVA MiCOM P442.
1. Présentation du AREVA MiCOM P442 : Cette protection numérique comporte généralement les fonctions suivantes :
• Protection de distance (avec logique de fusion fusible, anti-pompage,
téléprotection).
• Logique d’enclenchement sur défaut.
• Protection non directionnelle à maximum de courant phase et résiduel
(configurable au choix : indépendante de la protection de distance ou de secours
en cas de fusion fusible)
• Réenclencheur.
• Fonction synchro-check.
• Protection complémentaire.
• Module logiciel (conception de fonctions logiques).
• Localisateur de défaut.
• Perturbographe.
• Enregistreur d’évènements.
116
Figure 46: AREVA MiCOM P442
Son schéma de connexion de base est le suivant :
Figure 47: schéma de connexion de base
117
2. La mesure et le détection des défauts : Les algorithmes qui permettent la détection des défauts dans la MiCOM P442 sont les
algorithmes en « DELTA » qui se basent sur les grandeurs de transition. En effet, la
protection aura recourt à l’instant t à deux échantillons mémorisés aux instants (t-2T) et (t-T)
puis elle détermine la valeur prédite à l’instant t :
Y (t-2T) : échantillon mémorisé deux périodes avant l’instant t.
Y (t-T) : échantillon mémorisé une périodes avant l’instant t.
Y (t) : valeur prédite de Y à l’instant t.
La transition est calculée comme suit : ∆Y (t)=Y (t)-Yp (t). (Figure 5)
Figure 48 : Détection d’une transition Pour un réseau donné, le calcul des grandeurs de transition s’effectue de la manière suivante :
Un réseau sain : phase de prédiction :
Réseau en défaut :
Détermination des grandeurs de transitions :
∆ UA=UA-UApf
∆IA=IA-IApf
Or une transition est détectée si au moins l’une de ces critères est vérifiée :
118
∆ V=10%VN
∆I=20%IN
Une fois la détection est achevée, trois tâches démarrent en parallèle: la confirmation de
défaut, sélection de la phase en défaut et détermination de la direction du défaut. (Figure 6)
Figure 49 : Principe de fonctionnement de l’algorithme en Delta Confirmation de défaut :
La présence de défaut est confirmée s’il y a détection de transition au niveau du courant et au
niveau de la tension ( ∆ V et. ∆I).
Sélection de phase en défaut
La sélection de phase se fait en comparant des grandeurs de transition relatives aux dérivées
des courants IA, IB et IC Sx = Σ(∆ I'x) ² pour les 6 boucles. Les dérivées des courants sont
utilisées afin d’éliminer l’apériodique (composante continue). Ainsi, les valeurs des boucles
biphasées sont classées par ordre croissant et comparé :
Soit par exemple SAB < SBC < SCA
Si SAB << SBC alors la boucle (A, B) est peu affectée par le défaut, donc la phase C sera
sélectionnée : il s’agit d’un défaut monophasé.
Dans le cas où le défaut n’est pas vu monophasé, on compare les grandeurs par phase entre
elles : Soit par exemple SA < SB < SC
Le défaut affecte au moins la boucle (B, C).
Si SB >> SA le défaut est alors biphasé et la phase BC sera sélectionnée.
Si SBC ≈ SAC et SA ≈ SB ≈ SC le défaut est ainsi triphasé et la phase à sélectionnée est la
phase ABC
Détermination de la direction du défaut
Le signe de l’énergie de transition caractéristique du défaut permet de déterminer sa direction.
Cette énergie est calculée comme suit :
∫ ××= dtIUS
Si cette énergie est positive, le défaut est en aval. Dans le cas contraire, il est en amont.
119
Ainsi pour un défaut en aval, ∆∆∆∆I et ∆∆∆∆U sont en opposition de phase et pour un défaut en amont
∆∆∆∆I et ∆∆∆∆U sont en phase.
Conditions de validité des algorithmes de delta
La fréquence du réseau est mesurée et asservie
La ligne n’est pas ouverte
Toutes les tensions sont comprises entre 70 % et 130 % du nominal
Le courant résiduel est inférieur à (10 % du nominal + 3,3 % du courant maximum
circulant sur l’une des phases)
Pas de rupture de synchronisme ou d’oscillation de puissance (pompage)
Les 2 échantillons précédant le défaut sont sains et enregistrés.
120
Paramétrage : (exemple)
Identification : POSTE: FERNANA DEPART: TABARKA 1
TYPE: MICOM
P442 Réducteurs de mesure : TP: 90 / 0.100 TC: 400 / 5 TP/TC: 11.25 Caractéristiques Travée : TYPE: Aérienne LONGUEUR: 27.1 Km SECTION: 288 Almelec XdHT (W): 11.111 XdBT (W): 0.988 RdHT (W): 4.011 RdBT (W): 0.357 XoHT (W): 33.33 XoBT (W): 2.963 RoHT (W): 4.409 RoBT (W): 0.718 Fligne (°): 70.15 Ko: 0.667 Angle (Ko) (°): 0 Iadm HT (A): 549 Iadm/In 1.37 Autres données Réglages : Branche la plus courte en aval: TABARKA-S BARRAK XHT (Ω): 16.154 XBT (Ω): 1.436 RHT (Ω): 5.831 RBT (Ω): 0.518 Branche la plus courte en amont: FERNANA- JENDOUBA XHT (Ω): 13.54 XBT (Ω): 1.097 RHT (Ω): 4.884 RBT (Ω): 0.434
Réglage à Afficher :
Z RPH RG
Zone Z1 0.790 2.816 4.480 Zone Z2 1.275 2.816 4.480 Zone Z3 2.424 2.816 4.480 Zone Z4 (amont) 1.097 2.816 4.480 Autres Fonctions : Max de I : 1.6 In 1.5 SEC Synchro-Check : Activé Complémentaire : Désactivé Réenclencheur : Activé
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CONFIGURATION Paramètre Valeur Comp. Rés. kZ1 0 ,667
Groupe Réglage 1 Activé Argument kZ1 (°) 0 Groupe Réglage 2 Désactivé Z1 (Ohm) 0.790 Groupe Réglage 3 Désactivé R1G monophasé (Ohm) 4.480 Groupe Réglage 4 Désactivé R1ph polyphasé (Ohm) 2.816 Prot. Distance Activé tZ1 (sec) 0 Détection Pompage Activé Comp. Rés. kZ2 0, 667 Prot. Ampèremétrique Activé Argument kZ2 (°) 0 Prot. Ii Désactivé Z2 (Ohm) 1.275 Rupture Conducteur Désactivé R2G monophasé (Ohm) 4.480 Prot. Déf. Terre Désactivé R2ph polyphasé (Ohm) 2.816 Comparaison Dir. DEF Désactivé tZ2 (sec) 0.6 Prot. Voltmétrique Activé Comp. Rés. kZ3/4 0,667 Défaillance Disjoncteur Désactivé Argument kZ3/4 (°) 0 Supervision Activé Z3 (Ohm) 2.424
Surcharge thermique Désactivé R3G-R4G monophasé(Ohm)
4.480
Contrôle Tension Activé R3ph-R4ph polyphasé (Ohm)
2.816
Réenclencheur Activé tZ3 (sec) 1.2
RAPPORTS TC / TP Z4 (Ohm) 1.097
Paramètre Valeur tZ4 (sec) 2 Prim. TP Princ. (KV) 90 Ligne cmp. Série Désactivé Second. TP Princ. (V) 100 recouv. Zones Activé Prim. TP Sec. (KV) 90 Angle de chg Z1m (°) 0.0 Second. TP Sec. (V) 100 Angle de chg Z1p (°) 0.0 Prim. TC Phase (A) 400 Angle de chg Z2 Zp (°) 0.0 Second. TC Phase (A) 5 Retard chgt Z av (ms) 30.00 CompM Prim. TC (A) 1 Localisateur CompM Second. TC (A) 1 Paramètre Valeur Ent. SynchroCheck B-N Comp. Mutuel KZm 0.0 Loc. TT Princ. Ligne Argument de KZm (°) 0.0 GROUPE 1 -- PROT. DISTANCE GROUPE 1 – Logique Distance
Ligne Paramètre Valeur Paramètre Valeur Mode programme Schéma standard
Longueur Ligne (km) 27.1 Mode standard Base + Z1X Impédance Zd (Ohm) 1.050 Type de défaut Tout type défaut Argument Ligne (°) 70.15 Mode déclenchement Z1Z2&réc.TA Paramètres Zones tInvCourantDéf. (ms) 20
Paramètre Valeur Mode encl./réencl. 00000001110011 Etat des Zones 11010
Tempo pour encl. (sec) 110
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GROUPE 1 -- DETECTION POMPAGE GROUPE 1 -CONTRÔLE TENSION
Paramètre Valeur Paramètre Valeur Delta R (Ohm) 1 Cont. Réencl. 000 Delta X (Ohm) 1 Cont. Ferm. Manuelle 111 etat IN> Activé V< ligne morte (V) 13 IN> (%Imax) [30%<IN<100%]
30
V> ligne vive (V) 32
Etat Ii> Activé V< barre morte (V) 13 Ii> (%Imax) [10%<Ii<50%]
48
V> barre vive (V) 32
Etat Imaxligne> Activé Tension diff. (V) 10 Imaxligne> (A) [Imaxligne > In]
10
Fréquence diff. (Hz) 0.10
delta I Activé Diff. Phase (°) 20 Tempo déverrouillage (s) 30 Tempo barre-ligne 100 sec Zones bloquées 11111 GROUPE 1 – REENCLENCHEUR GROUPE 1 --PROT.AMPER Paramètre Valeur
Paramètre Valeur Mode monophasé 1 Cond. Par FF [A réaliser avec PSL]
NON Tempo 1er cycle M (sec) 1.5
Protection I>1 Temps
constant Tempo de blocage (sec) 60.00
Direction I>1 non-
directionnel Tps ordre ferm (sec) 0.10
Seuil I>1 (/In) 1.6 In Tps de discrimination (sec)
1.00
Tempo I>1 (sec) 1.5 Fenêtre inhibition (sec) 5.00 treset I>1 (sec) 0 Blocage ARS 11111111111110 Protection I>2 Hors service Etat I>3 Désactivé GROUPE 1 -- PROT. VOLT Etat I>4 Désactivé Paramètre Valeur Mode V< & V> 0001
GROUPE 1 -- SUPERVISION Mode mesure V< Phase Neutre
Paramètre Valeur Fonction V<1 Temps constant Tempo FF (sec) 5 Seuil V<1 (V) 40.41 Déverr. FF/Ii&I0 (A) 0.5 Tempo V<1 (sec) 3.20 FF triphasé Désactivé Etat V<2 Désactivé Etat STC Désactivé Etat TCT Désactivé
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BIBLIOGRAPHIE
Christophe Prévé ; Protection des réseaux électriques ; Les fonctions de protection et leurs applications. Page
243 ; Éditions HERMES, Paris, 1998
