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Plan de protection des réseaux d4813

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Réf. : D4813 V1
Date de publication :
10 mai 2011
Plan de protection des réseaux de
distribution publique à moyenne tension
- Évolutions récentes et compléments
électrotechniques
Cet article est issu de : Énergies | Réseaux électriques et applications
par Michel ODDI
Résumé Les réseaux de distribution publique à moyenne tension ont subi peu d'évolution
jusqu'à récemment. Mais aujourd'hui, le raccordement de productions décentralisées de
taille conséquente se traduit par de nouvelles contraintes qui doivent être prises en
compte par les plans de protection de ces réseaux. Une autre évolution à prendre en
considération est l'apparition de nouveaux dispositifs installés directement sur les lignes
et câbles pour détecter le passage des défauts et faciliter les reconfigurations des
réseaux. Par ailleurs, les technologies numériques permettent de mettre en oeuvre des
principes de protection, notamment directionnels, qui à défaut d'être nouveaux, sont de
plus en plus souples d'utilisation.
Abstract Until recently, medium voltage public distribution networks have experienced
little change. However, linking distributed energy generation of a significant size results in
new constraints that the networks' protection plans must take into account. Another
development to consider is the emergence of new devices directly installed on lines and
cables to detect the passage of faults and facilitate the reconfigurations of the networks.
In addition, digital technologies allow the implementation of the principles of protection,
including directional protections, which although are not new, are becoming increasingly
more flexible to use.
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Plan de protection des réseaux
de distribution publique à moyenne
tension
Évolutions récentes et compléments
électrotechniques
par
Michel ODDI
Parution : mai 2011 - Ce document a ete delivre pour le compte de 7200043660 - centralesupelec // 160.228.57.15
Ingénieur de l’École supérieure d’électricité
Ingénieur senior à EDF Recherche et développement
tiwekacontentpdf_d4813 v1
1.
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Raccordement des productions décentralisées...............................
Préambule.....................................................................................................
Régime de neutre et défauts à la terre .......................................................
Découplage de la production ......................................................................
Risques de dysfonctionnements.................................................................
Niveau de tension ........................................................................................
2.
2.1
2.2
Indicateurs de défaut (Fault passage indicators FPI) .....................
Localisation des défauts ..............................................................................
Caractéristiques et contraintes ...................................................................
—
—
—
4
4
4
3.
3.1
3.2
3.3
Protections directionnelles ...................................................................
Définition et domaine d’application ...........................................................
Protection directionnelle de terre ...............................................................
Protection directionnelle de phase .............................................................
—
—
—
—
5
5
5
6
4.
4.1
4.2
Relais wischer ...........................................................................................
Historique .....................................................................................................
Évolution .......................................................................................................
—
—
—
8
8
8
Pour en savoir plus ...........................................................................................
D 4 813 - 2
—
2
—
2
—
2
—
2
—
3
Doc. D 4 813
es principes de construction d’un plan de protection de réseau de distribution publique à moyenne tension sont exposés dans le dossier [D 4 811].
Le dossier suivant [D 4 812], décrit comment le mettre en œuvre, d’une part, en
s’appuyant sur des protections à maximum de courant très simples d’utilisation, d’autre part, en montrant les difficultés de détection des défauts à la terre,
notamment dans le cas des réseaux à neutre compensé.
Le développement récent de productions décentralisées de taille significative
et raccordées sur les réseaux à moyenne tension entraînent de nouvelles
contraintes, notamment en termes de tension et de circulation de flux de puissance. Si la détection des défauts à la terre n’est pas impactée, celle des
défauts polyphasés ne peut pas toujours se contenter de simples protections à
maximum de courant : un critère directionnel doit parfois être ajouté. La locali-
L
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est strictement interdite. – © Editions T.I.
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D 4 813 – 1
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PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________
sation de défaut à l’aide d’indicateurs de passage de défaut est un nouvel
élément à prendre également en compte pour la construction du plan de protection car elle facilite les reconfigurations de réseau après un ou plusieurs
déclenchements sur défaut. Il est utile de bien connaître les principes de fonctionnement des protections directionnelles de tout type pour identifier leurs
champs d’utilisation et leurs limites.
1. Raccordement
des productions
décentralisées
le réseau et provoquer la déconnexion de la production du réseau.
Elles sont généralement définies et imposées par la réglementation locale (en France, par la norme UTE C 15 400).
1.1 Préambule
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Les plans de protection tels qu’ils ont été exposés jusqu’à présent, s’appliquent à des réseaux radiaux alimentés par un poste
primaire (T)HT/MT. Le flux de puissance est unidirectionnel, du
poste vers le réseau. Désormais, on assiste, à l’arrivée massive de
productions décentralisées raccordées sur les réseaux MT de distribution, ce qui peut modifier notablement la circulation de la
puissance et avoir des conséquences sur le plan de protection.
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On ne fait que donner des indications sur les problèmes soulevés par le raccordement de ce type de production et quelques
solutions envisageables ; on trouvera en [D 4 841] et [D 4 842] de
nombreux détails sur l’impact de cette production sur le plan de
protection (mode de protection et réglages).
1.2 Régime de neutre et défauts
à la terre
On peut voir dans le dossier [D 4 811] l’importance du régime de
neutre, notamment vis-à-vis de la maîtrise des montées en potentiels en cas de défaut à la terre. Pour éviter qu’une production
décentralisée ne vienne interagir avec les dispositions prises par le
distributeur pour se protéger contre les défauts à la terre, le neutre
de l’installation de production doit être isolé : il ne doit y avoir
aucune connexion de son neutre avec la terre.
Bien évidemment, si cette production est découplée du réseau et
alimente une installation intérieure, des dispositions doivent être
prises par le producteur pour assurer la sécurité des personnes et
des biens à l’intérieur de son installation : le plus souvent son
neutre est alors connecté à la terre via une résistance, qui participe
également à la protection de l’alternateur lorsque l’installation est
déconnectée du réseau de distribution publique.
La réglementation locale fixe habituellement les règles
applicables aux sites de production décentralisée (interdiction de
mise à la terre du neutre de la production et protection de l’installation intérieure ; en France, la norme NF C 15 400 s’applique).
Dès lors que le neutre de la production décentralisée est isolé de
la terre, la nature et les caractéristiques des défauts à la terre ne
sont pas modifiées. Le plan de protection contre les défauts monophasés n’est pas impacté.
1.3 Découplage de la production
Il n’est pas acceptable qu’une production décentralisée puisse
alimenter un défaut. Aussi, il est nécessaire que l’installation dispose de protections pour détecter les défauts situés en amont sur
D 4 813 − 2
Ces protections doivent également être capables d’empêcher un
fonctionnement îloté du réseau, c’est-à-dire qu’un départ en défaut
à la terre, normalement déconnecté de sa source par sa propre
protection, ne doit pas rester alimenté par la production décentralisée. En effet, on se trouverait en régime de neutre isolé et si la
consommation du départ était du même ordre que la production,
le système pourrait continuer à fonctionner durablement en présence d’un défaut. Cette remarque est également vraie si le départ
sur lequel est connectée la production devait être ouvert par le distributeur, pour ses travaux, par exemple.
Les protections de découplage sont basées sur de simples protections ampèremétriques de phase (protections contre les défauts
polyphasés) et des protections particulières pour éviter les
îlotages, notamment, protection voltmétrique à maximum de
tension de phase, protection voltmétrique à maximum de tension
homopolaire, protection fréquencemétrique et asservissement
avec le disjoncteur de départ. La plage fréquencemétrique de fonctionnement vient d’être élargie pour éviter des déclenchements
inopinés en cas de baisse de fréquence généralisée (suite au
black-out européen de novembre 2006).
Conséquences dans le poste primaire (T)HT/MT : dans certains
cas, il est nécessaire de prévoir des protections ampèremétriques
directionnelles de phase dans le poste primaire pour éviter des
déclenchements intempestifs. On doit aussi prendre des dispositions pour éviter des cycles de réenclenchement automatique
tant que la production décentralisée n’est pas découplée ; en effet,
un cycle de réenclenchement n’a aucun sens si le défaut reste alimenté par ailleurs. En général, on verrouille l’automate par un
relais de présence de tension (réglée par exemple, à 20 % de la
tension de service) : on n’autorise les cycles de réenclenchement
qu’à partir du moment où la tension a disparu.
1.4 Risques de dysfonctionnements
On peut schématiser par la figure 1 un réseau sur lequel de la
production décentralisée est raccordée.
1.4.1 Risque de déclenchement intempestif
en cas de défaut amont
Le défaut est localisé conformément à la figure 2.
Le départ sur lequel la production décentralisée est raccordée
voit « remonter » le courant de court-circuit généré par la production décentralisée, tandis que le départ en défaut voit passer le
courant de court-circuit généré par le transformateur (T)HT/MT et
celui par la production décentralisée.
Si le courant de court-circuit dû à la production décentralisée est
trop élevé, il risque de solliciter, à tort, la protection ampèremétrique à temps constant du départ sur lequel la production est
raccordée qui est réglée pour éliminer normalement les
courts-circuits du départ.
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est strictement interdite. − © Editions T.I.
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Production
décentralisée
1.4.2 Risque de non-déclenchement intempestif
en cas de défaut aval lointain
Le défaut est localisé comme indiqué sur la figure 3.
Si le défaut est lointain, l’apport du transformateur (T)HT/MT en
courant de court-circuit est faible et peut être insuffisant pour solliciter la protection ampèremétrique à temps constant du départ sur
lequel la production est raccordée. En effet, il peut se trouver inférieur au courant de consommation de pointe, par exemple. Le
calcul du nouveau courant de défaut au niveau du départ du poste
(T)HT/MT est effectué à l’aide du théorème de superposition.
Transfo
(T)HT/MT
Il n’y a pas de solution simple, sinon régler la protection en supposant la production absente ; dans ces conditions, elle fonctionne
normalement, une fois que la production s’est découplée, mais
cette disposition n’est pas toujours jugée acceptable (temps de
découplage excessif, par exemple) et le seul recours est un renforcement du réseau pour augmenter la puissance de court-circuit du
réseau.
Figure 1 – Réseau avec production décentralisée
1.5 Niveau de tension
Bien que cela n’entre pas expressément dans une étude de plan
de protection, il faut signaler que le raccordement de productions
décentralisées de fortes tailles peut entraîner des contraintes de
tension comme illustré par la figure 4.
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courant de défaut apporté par le producteur décentralisé
courant de défaut apporté par le transformateur (T)HT/MT
du poste primaire
défaut
Nota : rappelons que V est la tension moyenne du réseau, R et X la résistance et
l’inductance de ligne et P et Q les puissances active et réactive transitées.
Figure 2 – Défaut en amont d’une production décentralisée
Plusieurs solutions sont possibles :
– retarder le déclenchement de cette protection, mais le problème devient complexe si plusieurs départs possèdent de la production décentralisée ;
– équiper tous les départs de protection à temps dépendant ;
– rendre la protection du départ directionnelle (c’est la solution
retenue en France).
Si aucune de ces solutions n’est efficace, il faut alors envisager
un renforcement du réseau.
Niveau de tension
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Il peut être impossible de maintenir le niveau de tension dans
les limites réglementaires. Diverses solutions sont alors possibles,
comme agir sur le niveau de tension via la gestion de la puissance
réactive (selon la formule bien connue, V ∆V = RP + XQ ) ou encore
renforcer le réseau.
Figure 3 – Défaut en aval d’une production décentralisée
Tension réglementaire haute
Départ avec production
Raccordement de la production
Tension de consigne
Départ sans production
Tension réglementaire basse
Distance du poste
Figure 4 – Profil de tension avec production décentralisée
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2. Indicateurs de défaut
(Fault passage indicators
FPI)
2.1 Localisation des défauts
Les réseaux électriques connaissent aujourd’hui de nombreuses
évolutions pour améliorer leur efficacité tant en termes de performances que de possibilités d’accueil. Cela implique de bien
connaître leur état à tout instant, qu’il s’agisse de leur charge ou
de leurs défaillances. Les détecteurs de défauts qui permettent de
localiser une section de réseau en défaut sont l’un des outils de
plus en plus souvent utilisés.
Détecteur activé par le défaut
Détecteur non sollicité par le défaut
Figure 5 – Localisation d’un défaut à l’aide de détecteurs de défaut
À l’inverse de protections qui commandent automatiquement
des organes de coupure tels que des disjoncteurs, les détecteurs
de défauts ou indicateurs de passage de défaut ont pour rôle principal de signaler qu’un défaut est apparu en aval de leur position.
Au départ, ces équipements se contentaient de délivrer une indication visuelle de passage de défaut, ce qui impliquait de visiter
les ouvrages pour connaître leur état ; aujourd’hui, avec le développement des réseaux de communications, leurs informations
sont de plus en plus souvent rapatriées au poste de conduite.
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Les détecteurs de défaut sont installés le long d’un départ, aussi
bien sur des portions de réseau aérien que de réseau souterrain, et
fonctionnent comme indiqué sur la figure 5.
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Les informations des détecteurs de défaut peuvent être transmises de plusieurs manières selon le degré de développement du
réseau de télécommunications :
– interrogation à la demande par l’opérateur ;
– interrogation automatique, par exemple à chaque ouverture
d’un départ sur défaut ;
– liaison permanente entre poste de conduite et détecteurs avec
mise à jour des informations en temps réel.
La restauration du réseau après un déclenchement sur défaut
peut s’effectuer manuellement, après que l’opérateur ait localisé le
défaut grâce aux indications des détecteurs de défauts ou automatiquement. Cette dernière reprise automatique est l’une des fonctions classiques de ce que l’on nomme aujourd’hui smart grids.
C’est dans cette optique que les possibilités offertes par les détecteurs de défauts s’enrichissent régulièrement ; par exemple :
– ils peuvent posséder des compteurs de défauts, y compris de
défauts auto-extincteurs, ce qui peut aider au diagnostic de l’état
du réseau (fréquence et type des défauts par section de réseau) ;
– ils peuvent aussi, lorsqu’ils communiquent avec le poste de
conduite, transmettre la mesure de la tension et du courant, ce qui
améliore la connaissance de l’état du réseau en temps réel, ainsi
que son historique.
2.2 Caractéristiques et contraintes
2.2.1 Sensibilité
La cohérence du plan de protection implique que les détecteurs
de défauts possèdent, tous, la même sensibilité et soient plus sensibles que les protections des départs du poste primaire. En effet :
– pour ne pas être induit en erreur, il est impératif que tous les
détecteurs aient les mêmes caractéristiques de détection ; si un
détecteur ne voit pas un défaut aval et s’il a été vu par le détecteur
amont, il y aura erreur de localisation ;
– pour être efficace, il est impératif qu’un défaut détecté par la
protection de départ soit aussi détecté par les détecteurs de défaut
placés sur le réseau.
Malheureusement, pour différentes raisons, cette dernière exigence n’est pas toujours réalisable, comme on le verra par la suite.
D 4 813 – 4
courant capacitif
courant de neutre généré par le défaut
courant traceur injecté dans le neutre
Figure 6 – Courant traceur en cas d’exploitation à défaut maintenu
Le compromis se fait en regard des performances techniques possibles de la technologie du détecteur, de son coût et du pourcentage de défauts non détectés.
2.2.2 Principes de détection
Les principes de détection sont le plus souvent identiques à
ceux des protections de départ du poste primaire, c’est-à-dire,
détections essentiellement ampèremétrique et directionnelle.
On peut trouver également des détecteurs de défauts à la terre
sensibles à la variation d’harmoniques adaptés aux réseaux à
neutre compensé. On montre, en effet, que dans le cas de ces
réseaux, lorsqu’un défaut à la terre apparaît, le courant résiduel
voit ses courants harmoniques, notamment ceux d’ordre 5, augmenter de manière importante en amont du défaut, tandis qu’ils
restent stables en aval. Cette méthode n’est toutefois utilisable que
si des courants harmoniques circulent sur le réseau, ce qui n’est
pas toujours assuré, notamment la nuit ou durant le week end. La
sensibilité du détecteur varie donc très largement en fonction de la
charge. Certains pays utilisent aussi ce principe pour les protections des départs des postes primaires, mais la sensibilité est le
plus souvent médiocre.
Une autre méthode utilisée, lorsque le réseau est à neutre
compensé et qu’il est exploité à défaut maintenu, consiste à injecter dans le neutre un faible courant à une fréquence bien déterminée. Le traçage de ce courant permet de localiser avec précision le
défaut, comme illustrée par la figure 6. La sensibilité est alors
indépendante de la charge.
2.2.3 Capteurs
La mesure directe du courant résiduel par un tore résiduel est
difficile pour des raisons d’encombrement ; elle est même impossible dans le cas des réseaux aériens. On mesure alors le courant
résiduel par sommation des courants de phases. La précision de la
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mesure des courants résiduels est donc toute relative : par
exemple, si la précision de tores ouvrants de phase est 2 % (ce qui
est une valeur fréquente), vouloir mesurer des courants résiduels
avec une précision de plus de 5 %, est risqué. Généralement, la
sensibilité d’un détecteur, en cas de défaut à la terre, est inférieure
à celle d’une protection directionnelle de départ (quelques
centaines d’ohm contre environ deux kiloohm).
Vouloir mesurer les tensions phase terre exige, soit d’installer
des transformateurs de tension qui sont des matériels volumineux
et coûteux, soit de recourir à des diviseurs capacitifs dont la
précision peut être toute relative : par exemple, la capacité des cordons de liaison entre diviseurs et détecteur doit être prise en
compte.
Lorsque le régime de neutre le permet, le détecteur peut être
uniquement ampèremétrique : on peut alors trouver des détecteurs où la mesure du courant se fait via le champ magnétique :
une bobine horizontale permet la mesure du courant des défauts à
la terre et une bobine horizontale celle du courant de défaut polyphasé. La sensibilité varie alors en fonction de l’installation du
détecteur :
– distance du détecteur par rapport au sol et hauteur du poteau ;
– disposition de l’armement.
2.2.4 Algorithme
La méthode de détection est le plus souvent classique, mais le
mode de fonctionnement du détecteur doit être conçu en fonction
du mode d’exploitation du réseau.
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■ Régime de neutre compensé
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Lorsqu’un disjoncteur se ferme, il existe toujours un léger asynchronisme dans le mouvement de ses trois pôles. Cela se traduit
par l’apparition d’une tension résiduelle qui engendre un régime
transitoire de courants. Dans ces conditions, lorsque la détection
s’appuie sur l’analyse des phénomènes transitoires qui apparaissent à l’établissement d’un défaut à la terre, le détecteur ne
doit pas tenir compte des éventuelles détections de défaut à la
terre sur les cycles réenclenchements automatiques. Seule, la première indication de détection de défaut à la terre doit être retenue.
Toutefois, il est possible que le défaut à la terre évolue en défaut
polyphasé : sa détection ampèremétrique n’étant pas impactée par
les transitoires d’enclenchement du disjoncteur, elle peut
« écraser » une détection de défaut à la terre précédente.
Il n’est pas utile de signaler le passage des défauts qui ne
donnent pas lieu à un déclenchement, défauts auto-extincteurs ou
semi-permanents. C’est pourquoi, généralement, les informations
de passage de défauts ne sont générées que si le départ s’ouvre ;
cette ouverture est détectée par la disparition de la tension ou du
courant au niveau du détecteur.
■ Exploitation à défaut maintenu
Le traitement doit être différent en cas d’exploitation à défaut
maintenu : en effet, par définition, le réseau reste alimenté en cas
de défaut à la terre et, dans ce cas de figure, les indications de passage de défaut à la terre doivent être générées réseau en service,
généralement au bout d’une temporisation fixe.
3. Protections directionnelles
3.1 Définition et domaine d’application
On appelle protection directionnelle une protection capable
de situer les défauts qu’elle détecte par rapport à son emplacement, c’est-à-dire en amont ou en aval.
Elles sont principalement utilisées dans le domaine des réseaux,
dans les cas suivants :
– défauts à la terre (neutre faiblement impédant, neutre isolé et
neutre compensé) ;
– défauts polyphasés en cas de plusieurs sources d’alimentation
(transformateurs du poste primaire en parallèle et production
décentralisée) ;
– défauts polyphasés en cas de boucles ou de câbles parallèles.
La figure 7 illustre ces différents cas de figure de circulation du
courant de défaut (polyphasé ou à la terre).
Les protections directionnelles sont utilisées également pour la
protection des machines tournantes (surveillance de la puissance
active et réactive). Le principe de localisation du défaut est
identique quel que soit le cas de figure : la protection examine le
sens d’écoulement du courant, c’est-à-dire le déphasage entre courant et tension.
3.2 Protection directionnelle de terre
La grandeur de polarisation d’une protection directionnelle de
terre, c’est-à-dire sa référence de phase, est généralement la
tension résiduelle. Cependant, lorsque le courant de neutre est
élevé, cette tension est faible et sa mesure peu précise ; on utilise,
alors, le courant de neutre comme grandeur de polarisation en
notant que :
V r = Ir (Z 0 + 3 Z n )
avec Z0
Zn
Ir
Vr
impédance homopolaire du transformateur,
impédance de neutre,
courant résiduel dans les départs surveillés,
tension résiduelle du réseau.
Z n et Z 0 sont évidemment des grandeurs complexes.
Le schéma de la figure 7a montre comment circulent les courants capacitifs du réseau en cas de défaut à la terre. La phase du
courant résiduel dans les départs sains est indépendante du régime
de neutre : il est en quadrature avance avec la tension résiduelle.
Si le neutre est mis à la terre par une impédance de faible valeur
ou de compensation, dans le départ en défaut, le courant circulant
dans le neutre va s’ajouter aux courants capacitifs circulant en
amont du défaut. La phase du courant résiduel dans le départ en
défaut varie en fonction des caractéristiques de l’impédance de
mise à la terre du neutre.
Lors de l’étude du plan de protection, il est nécessaire d’évaluer
les angles de phase maximal et minimal que peut prendre le courant résiduel par rapport à la grandeur de polarisation. Cela permet de déterminer l’angle caractéristique de la protection qui
définit la zone de déclenchement et celle de non-déclenchement
comme le montre la figure 8. L’amplitude angulaire de la zone de
déclenchement est limitée pour tenir compte des erreurs de
mesure angulaire des capteurs.
Il existe deux grandes familles de protections directionnelles de
terre :
– les protections à maximum d’intensité ;
– les protections à maximum de puissance active.
3.2.1 Protection à maximum d’intensité
La protection détecte un défaut lorsque deux conditions sont
réunies :
– le courant résiduel est supérieur au seuil de réglage ;
– l’angle de phase entre courant résiduel et tension résiduelle se
situe dans la zone de déclenchement.
Le seuil de réglage d’intensité doit tenir compte de plusieurs
facteurs :
– il doit être assez élevé pour que les mesures possèdent une
précision suffisante, en particulier, la grandeur de polarisation (par
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PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________
b court-circuits en cas de transformateurs
parallèles
a
défaut à la terre. Exemple du neutre isolé
c
court-circuit en cas de câbles
parallèles
courant capacitif amont
courant capacitif aval
Figure 7 – Sens d’écoulement du courant de défaut
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Axe caractéristique
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Zone de non-déclenchement
Angle caractéristique
Grandeur de polarisation
Zone de déclenchement
Ir défaut
Figure 8 – Angle caractéristique d’une protection directionnelle de terre
exemple, la tension résiduelle, doit être supérieure à quelques
pour cent de la valeur nominale du capteur) ;
– il doit être coordonné avec les autres réglages du plan de protection.
La figure 9 donne les caractéristiques de fonctionnement d’une
protection directionnelle de terre pour un réseau à neutre isolé.
À noter qu’il existe une variante de ce type de protection
utilisant la projection du courant résiduel sur la grandeur de polarisation.
En effet, le courant résiduel dans le départ en défaut est égal au
courant de neutre augmenté du courant capacitif des départs
sains ; si l’impédance de neutre génère un courant actif, le seul
départ voyant circuler une puissance résiduelle active en cas de
court-circuit franc est celui en défaut. La protection possède un
seuil de réglage de puissance minimale qui permet de s’affranchir
de l’imprécision de mesure des valeurs absolues des capteurs et
une zone de non-déclenchement pour s’affranchir des erreurs de
mesure angulaire des capteurs. Le seuil de réglage permet aussi
de coordonner les différents réglages du plan de protection.
La figure 10 donne les caractéristiques de fonctionnement d’une
protection wattmétrique homopolaire.
3.2.2 Protection à maximum de puissance active
Ce type de protection mesure la puissance résiduelle active. Elle
ne peut fonctionner que si la mise à la terre du neutre génère une
composante active.
D 4 813 – 6
3.3 Protection directionnelle de phase
Les termes utilisés pour les protections directionnelles de terre
peuvent être reconduits pour celles de phase, à la différence sui-
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________________________________________________________ PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION
vante près : la grandeur de polarisation est la tension composée
opposée, par exemple V2 – V3 pour le courant I1. Généralement, on
surveille deux phases, ce qui permet de couvrir tous les cas de
défaut (triphasé ou biphasé).
La figure 11 schématise le fonctionnement d’une protection
directionnelle de phase.
L’évaluation de l’angle caractéristique est délicate. En effet, la
tension de défaut est déphasée par rapport à la tension préexistante et ce déphasage dépend du schéma d’exploitation (puissance
de court-circuit), de l’emplacement de la protection et du lieu du
défaut (impédances de ligne). Un autre facteur à prendre en
compte est le niveau de production décentralisée présent sur le
réseau.
Comme dans le cas des protections directionnelles de terre, la
grandeur de polarisation, ici V2 – V3 doit être suffisamment élevée
pour que sa mesure soit suffisamment précise. Ce n’est pas vrai
lorsque le défaut est triphasé et proche du point de mesure. Dans
ce cas, la protection utilise une valeur mémorisée de la tension
juste avant le défaut (la protection est dite à mémoire de tension).
Cependant, cette disposition peut conduire à de larges erreurs
d’interprétation car elle ne tient pas compte du déphasage de la
tension induit par le court-circuit : c’est surtout sensible lorsque la
protection est distante des sources (poste (T)HT/MT et production
décentralisée).
Les protections directionnelles de phase à maximum d’intensité
détectent un défaut dans la mesure où le courant surveillé est
supérieur à son seuil de réglage et où sa phase le situe dans la
zone de déclenchement.
Comme dans le cas des protections directionnelles de terre, la
protection peut analyser la projection du courant de phase sur la
tension composée opposée (projection sur la grandeur de polarisation).
Il existe des protections directionnelles de phase à maximum de
puissance : la puissance est calculée à l’aide de la méthode
classique des deux wattmètres. Sa valeur algébrique, positive ou
négative, permet d’identifier le sens d’écoulement de la puissance.
Toutefois, on trouve rarement ce type de protection sur les
réseaux de distribution à moyenne tension car la puissance mesurée est faible en cas de défaut polyphasé. De plus, ces protections
ne peuvent pas être utilisées sur les réseaux à neutre distribué qui
voient circuler en permanence une puissance résiduelle (réseaux
nord-américains). Leur domaine privilégié d’utilisation est celui de
la protection des machines tournantes.
Ir
Iréglage
Vr
Ir défaut
Zone de déclenchement
Figure 9 – Caractéristiques d’une protection directionnelle de terre
pour réseau à neutre isolé
Qr
Zone
de déclenchement
Zone de nondéclenchement
S
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Pr
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Ir défaut
Qr puissance réactive résiduelle
Pr puissance active résiduelle
S seuil de détection
Figure 10 – Caractéristiques de fonctionnement d’une protection
wattmétrique homopolaire
Axe caractéristique
Zone de non-déclenchement
V1
Angle caractéristique
Ir défaut
V3
V2
V2 – V3
Zone de déclenchement
Figure 11 – Angle caractéristique d’une protection directionnelle de phase
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D 4 813 – 7
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4. Relais wischer
4.1 Historique
Les relais wischer sont d’origine allemande. Le terme signifie
littéralement, essuie-glace, car ce type de relais a pour caractéristique de détecter les défauts « fugitifs ». Ils étaient initialement destinés à équiper les réseaux à neutre compensé
exploités à défaut maintenu pour identifier, en cas de défaut à
la terre quel était le départ défectueux.
Courant de phase
PLAN DE PROTECTION DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION PUBLIQUE À MOYENNE TENSION ________________________________________________________
Temps
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Le relais wischer exploite ces propriétés. Il détecte la variation
très rapide du courant sur une phase et vérifie s’il y a présence de
tension résiduelle. En fonction du sens de la variation de courant
et de la tension résiduelle, le relais identifie ou pas un défaut situé
aval. La figure 12 illustre les trois phases de la détection.
tiwekacontentpdf_d4813 v1
À l’apparition du défaut, le courant résiduel démarre de zéro, de
même que la tension résiduelle, ce qui veut dire que le relais wischer est insensible aux erreurs de mesure angulaire et aux
déphasages parasites dus, par exemple, à un circuit résistif de
retour du courant de défaut : il fonctionne en tout-ou-rien. Les
deux principales difficultés technologiques sont :
– l’extraction du courant transitoire du courant de phase (obtenue en général, grâce à une ligne à retard) ;
– la prise en compte uniquement du premier transitoire de courant et de tension.
Après la détection d’une variation de courant de phase, le fonctionnement du relais est temporairement neutralisé pour éviter des
fonctionnements intempestifs pendant la poursuite du régime
transitoire, notamment à l’extinction du défaut. Les premiers relais
wischers étaient des relais « un coup », neutralisés, par exemple
pendant 3 s après une première détection.
Une variante consiste à utiliser directement le courant résiduel,
au lieu de s’intéresser à la variation des courants de phase.
Temps
Tension résiduelle
Si l’on poursuit l’analyse à l’instant d’apparition du défaut, ce
courant et cette tension sont de sens opposés, tandis que les courants de charge des phases saines qui circulent dans les départs
sains sont de même sens.
détection d'une variation
d'un courant de phase
Variation du
courant de phase
a
Lorsqu’un défaut à la terre se produit sur ce type de réseau, au
moment de son apparition, la charge des capacités des deux
phases saines à travers le défaut va entraîner :
– le passage d’un courant important dans la phase en défaut du
départ défectueux qui est en fait le courant de charge des deux
phases saines du réseau ;
– la génération d’une tension homopolaire.
Temps
b extraction de la variation du courant
de phase et vérification de la présence
d'une tension résiduelle
Détection d’un défaut aval
Courant
4.2 Évolution
À l’origine, les relais wischers n’étaient pas destinés à détecter
les défauts réamorçants, mais on peut les utiliser à condition d’y
apporter quelques modifications.
Le relais peut ne pas être neutralisé après une première
détection. On peut, par exemple, le remettre en service au bout de
20 ms, ce qui veut dire qu’il détecte l’apparition d’amorçage au
cours de chaque période : on considère alors qu’il y a défaut, si
l’on détecte un certain nombre réglable d’amorçages pendant une
fenêtre de temps donné. Il est nécessaire de régler un certain
nombre de paramètres, seuil de courant, seuil de tension, nombre
d’amorçages et fenêtre de temps.
Comme les relais wischers ne sont pas bien adaptés à la
détection des défauts stables 50 Hz, on les associe souvent à des
protections directionnelles 50 Hz.
D 4 813 – 8
Temps
Tension
c
comparaison de sens
Figure 12 – Principes de fonctionnement d’un relais wischer
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Plan de protection des réseaux
de distribution publique à moyenne
tension
Évolutions récentes et compléments
électrotechniques
par
Michel ODDI
Ingénieur de l’École supérieure d’électricité
Ingénieur senior à EDF Recherche et développement
P
O
U
R
E
N
S
A
V
O
I
R
Sources bibliographiques
Parution : mai 2011 - Ce document a ete delivre pour le compte de 7200043660 - centralesupelec // 160.228.57.15
[1]
tiwekacontentpdf_d4813 v1
WILLHEM (R.) et WATERS (M.). – Neutral
grounding in high voltage transmission. Elsevier publishing company.
À lire également dans nos bases
CALMET (B.). – Protections des réseaux. Généralités. [D 4 800] (2009).
ODDI (M.). – Plan de protection des réseaux de distribution publique à
moyenne tension. Principes. [D 4 811] (2011).
ODDI (M.). – Plan de protection des réseaux de distribution publique à
moyenne tension. Évolutions récentes et compléments électrotechniques.
[D 4 812] (2011).
Raccordement de la production décentralisée aux réseaux à moyenne tension. [D 4 841].
Normes et standards
UTE C11-001
Arrêté technique – Conditions techniques
auxquelles doivent satisfaire les distributions d’énergie électrique
UTE C13-100
Postes de livraison établis à l’intérieur
d’un bâtiment et alimentés par un réseau
de distribution publique HTA (jusqu’à
33 kV)
NF C15-400
Raccordement des générateurs d’énergie
électrique dans les installations alimentées par un réseau public de distribution
CEI 60479-1
Effets du courant sur l’homme et les animaux domestiques – Partie 1 : Aspects
généraux
CEI 60479-5
Effets du courant sur l’homme et les animaux domestiques – Partie 5 : Valeurs
des seuils de tension de contact pour les
effets physiologiques
CEI 60050-195
Vocabulaire Électrotechniques International – Partie 195 : Mise à la terre et protection contre les chocs électriques
CEI 61850
Réseaux et systèmes de communication
dans les postes
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Doc. D 4 813 – 1
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