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PaperCIGET2009-Zellagui

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Étude du Comportement d’un Réglage de Relais de Protection du Courant
Homopolaire à Temps Indépendant au Ligne Aérienne HTA par un Système des
Composantes Symétrique
Conference Paper · October 2009
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3 authors, including:
Mohamed Zellagui
A. Bouzid
Université Batna 2
University of Constantine 1
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Etude du Comportement d’un Réglage de Relais de Protection du
Courant Homopolaire à Temps Indépendant au Ligne Aérienne HTA
par un Système des Composantes Symétriques
ZELLAGUI Mohamed
BOUZID Aïssa
BELDJEZZAR Ahmed
Groupe SONELGAZ, S.D.E,
Direction de la Distribution de
CONSTANTINE,
Division Technique Electricité,
ALGERIE.
Département Electrotechnique,
Faculté des Sciences de l’Ingénieur,
Université MENTOURI
CONSTANTINE,
ALGERIE.
Groupe SONELGAZ, S.D.E,
Direction de la Distribution de
CONSTANTINE,
Division Technique Electricité,
ALGERIE.
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Résumé – Dans cet article on a étudiés les réglages de
la protection et les tests d'un relais numérique de protection
de courant homopolaire (RNPCH) à temps indépendant
pour la protection d’un départ aérien 30 KV issu du poste
source 60/30 KV MANSOURAH sur le réseau de
distribution électrique moyenne tension HTA à neutre non
distribué
de
direction
de
la
distribution
de
CONSTANTINE. Les essais de cette protection sont basés
sur la détection des défauts à la terre par la méthode des
composantes symétriques (CS) en module et argument. Ces
type de protection et confirmé par des essais fait sur un
départ réel et le réglage de cette protection proposée sont
performant et confirmés par des résultats pratiques.
en fonction de la protection désirée. En outre, ils sont
équipés d'un écran d'affichage à cristaux liquides sur la
face avant pour le fonctionnement local.
Mots clés – Protection Electrique, Protection du Défaut
Homopolaire, Réseau de Distribution HTA, Composantes
Symétriques.
• L'enregistrement des perturbations du réseau,
1. INTRODUCTION
La technologie des microprocesseurs est largement
utilisée dans presque tous les aspects de la vie
quotidienne. L’ingénierie des systèmes de réseau
électrique a également utilisée de cette technologie depuis
plus de vingt ans, si bien que la technologie des relais a
changé
radicalement
depuis
l'avènement
des
microprocesseurs.
L'utilisation de cette technologie a rendu physiquement
le contrôle et la surveillance des réseaux électriques
faciles et rapides, et leur a donné la capacité de
communiquer avec leurs pairs et de contrôler d'autres
ordinateurs. Ces progrès ont permis de développer d’une
manière plus précise, plus rapide et moins coûteuse les
systèmes de protection électriques.
La technologie numérique a fait son apparition au
début des années 80. Avec le développement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont
été intégrées aux équipements de protection. Les
protections numériques, sont basées sur le principe de la
transformation de variables électriques du réseau,
fournies par des transformateurs de mesure, en signaux
numériques de faible voltage. L'utilisation de techniques
numériques de traitement du signal permet de
décomposer le signal en vecteurs ce qui autorise un
traitement des données via des algorithmes de protection
Ces dispositifs nécessitent une source auxiliaire, offrent
un excellent niveau de précision et un haut niveau de
sensibilité. Ils procurent de nouvelles possibilités,
comme:
• Intégration de plusieurs fonctions pour réaliser une
fonction de protection complète dans une même unité.
• Le traitement et le stockage de données,
• Le diagnostic des dispositifs connectés (disjoncteurs,
TC, … etc.)
Ces modèles intègrent des possibilités d'autotest et
d'autocontrôle qui augmentent leur fiabilité et continuité
de fonctionnement tout en réduisant la durée et la
fréquence des opérations de maintenance. En plus des
fonctions de protection, ces équipements disposent
également de fonctions complémentaires facilitant leur
fonctionnement.
Les liaisons séries permettent de les paramétrer
depuis un micro-ordinateur et de les connecter à un
système de contrôle commande au niveau local et central.
Ils permettent aussi de bénéficier des récentes
découvertes dans le domaine des techniques d'intelligence
artificielle, comme les réseaux neuronaux, la logique
floue et l'algorithme génétique.
Les anomalies dans le réseau de distribution moyenne
tension HTA (Normalisé par SONELGAZ entre 1 KV et
50 KV en tension alternative) d’énergies électriques sont:
Les courts-circuits (défauts), Les
surtensions, les
surcharges, fluctuations de tension, les harmonique, les
déséquilibres. Les défauts apparaissent lorsque il y a
rupture d’isolement entre les conducteurs ou entre les
conducteurs et la terre. Les différents types de courtcircuits en fonction de leur durée sont : Fugitifs, semipermanents et permanents.
2. PROTECTION DES DÉFAUTS HOMOPOLAIRE
La protection des défauts homopolaire est basée sur la
variation de courant de chaque phase du câble moyenne
tension HTA, soit 30 KV ou 10 KV "Fig.1", Elle est
composée d’un relais homopolaire et d’un transformateur
de courant (TC) pour chaque phases et d’un organe de
coupure qu'est le disjoncteur HTA (D) .
t (sec)
Non
fonctionnement
Fonct ionnement
temporisé
t réglage
D
TC
0
I réglage
I (A)
(a)
JB
HTA
t (sec)
Relais
Fig.1. Chaîne principale unifilaire de la protection de courant
homopolaire d'un départ HTA.
La grandeur exploitée est le courant homopolaire Io
défini à partir de la somme des trois courants de phase
comme suit : Irsd = 3*Io = IL1 + IL2 + IL3 valable pour
les câbles et les lignes aériennes "Fig.2". Selon le modèle
du relais et l'utilisation de sa quatrième entrée de courant
Io, le courant homopolaire utilisé est calculé à partir de
trois TC sur chaque phase ou mesuré à partir de
transformateur de terre (TC tore).
t réglage
Non
fonct ionnement
0
Fonct ionnement
temporisé
I réglage
10 * I réglage
I (A)
(b)
Fig.3. Caractéristique de déclenchement de la protection homopolaire.
a) - Temps Indépendant b) - Temps Dépendent.
I L1
I L2
I L3
IC
IC
IC
Fig.2. Schémas de circulation de courant homopolaire dans les lignes
aériens HTA.
Il existe deux types de relais de protection
homopolaire dépendant de la temporisation :
A. À temps indépendant
La valeur de courant de réglage est proportionnelle au
temps de déclenchement constant "Fig.3.a".
Calcul à partir des mesures de courant dans les trois
phases avec un TC par phase :
- Le courant résiduel est calculé par le relais de
protection.
- La précision de la mesure est entachée d’erreurs dues à
la somme des erreurs de précision des TC et de leur
saturation pour des courants élevés.
- Le montage est plus simple que dans le cas précédent,
mais la précision de mesure est inférieure.
En pratique, le réglage du seuil de la protection
homopolaire doit respecter les conditions suivantes :
- Le courant homopolaire (Io) doit être supérieur ou égale
20 % du courant nominale du TC phase (InTC) pour la
protection à temps indépendant (10 % InTC avec relais
de protection équipé de retenue harmonique 2),
- Le courant homopolaire (Io) doit être supérieur ou égale
10 % InTC pour la protection à temps dépendant.
- Le seuil de réglage du courant homopolaire est
déterminé par la longueur du départ protégé, elle est
comme suit :
B. À temps dépendant
Fait apparaître que le temps de déclenchement de la
protection est d’autant plus court que le courant est élevé
au-delà du seuil de courant de réglage, La temporisation
est variable sur plusieurs courbes (inverse, très inverse,
extrêmement inverse, ultra inverse) "Fig.3.b".
TABLEAU.1
Le courant homopolaire en fonction de la
tension composée de service.
Ligne aérien
Câble souterrain
Tension
HTA
30 KV & 10 kV
30 KV
10 KV
Courant
Homopolaire
8,0 A /
100 Km
4,8 A /
1 Km
1,6 A /
1 Km
Mais dans le calcul du seuil de réglage on doit prendre
en compte l'état de secours de ce départ et sommer les
longueurs aériennes et souterraines à l'état sain et l'état de
secours.
3. SYTEME DES COMPOSANTES SYMETRIQUES
D'UN SYSTEME ELECTRIQUE TRIPHASES
Les composantes symétriques (CS) permettent surtout
d’étudier le fonctionnement d’un réseau polyphasé de
constitution symétrique lorsque l’on branche en un de ses
points un récepteur déséquilibré [5],[6]. Soit parce qu’il
s’agit effectivement d’une charge non équilibrée soit plus
fréquemment lorsque il se produit un court-circuit. La
théorie des CS s’applique tout aussi bien à des vecteurs
tournants tels que : des tensions et des courants qu’à des
vecteurs fixes tels que des impédances ou des
admittances,
Elle aurait tout aussi pu être démontrée pour des
courants ou des impédances dont on ne mentionnera que
les équations intéressantes.
Les CS comportent trois systèmes de vecteurs
équilibrés, indépendants l’un de l’autre du point de vue
amplitude et angle de phase. Un système triphasé
déséquilibré quelconque peut être décomposé en
composantes symétriques : Système Direct désigné par
(1), Système Inverse désigné par (2), Système
Homopolaire désigné par (0). Autrement dit un système
triphasé déséquilibré est constitué de trois vecteurs VL1 ,
VL2 et V L3 et que chaque vecteur peut s’écrire en fonction
des trois systèmes direct, inverse, homopolaire selon les
équations suivantes :
(1)
Par contre si on connaît les valeurs de VL1 , VL2 et VL3 on
peut avoir V1 , V2 et V0 comme suit :
1
3
1
=
3
1
=
3
 V
V2
 V
V0
L1
+ aV
L1
+ a 2V
[V L 1
+ V
L 2
L 2
+ a 2V
L 2
+ V
+ aV
L 3
(4)
Sachant que : a est un opérateur est égale - 0,5 + j 0,866
= 1∟+120° a2 est un opérateur est égale - 0,5 - j 0,866
= 1∟-120°. La relation entre le système déséquilibré et ses
composantes symétriques s'écrit sous forme matricielle,
soit les courants ou les tensions :
 I L 1  1 1 1   I 1 
 

  2
 IL2  = a a 1   I2 
 I L 3   a a 2 1   I 0 
(5)
[T ]
V L 1  1 1 1  V1 
V  =  a 2 a 1   V 
 2
 L2  
V L 3   a a 2 1  V 0 
(6)
[T ]
1 1 1 


[T ] =  a 2 a 1  et
a a 2 1 


−1
[T ]
1 1 1 
1

= a a 2 1 
3 2
a a 1 


Avec [T] est la matrice de Fortescue, Donc les tensions
simples dans la ligne sont :
−1
VL123 = [T ] *V120 ⇒ V120 = [T ] *VL123
V L 1 = V1 + V 2 + V 0

2
V L 2 = a V1 + a V 2 + V 0

2
V L 3 = a V1 + a V 2 + V 0
V1 =
1
 I L 1 + a I L 2 + a 2 I L 3 
3 
1
I 2 =  I L 1 + a 2 I L 2 + a I L 3 
3
1
I 0 = [I L1 + I L 2 + I L 3 ]
3
I1 =
L 3

L 3

(2)
La tension de terre est égale :
V t = 3V 0 = [V L 1 + V L 2 + V L 3 ]
(9)
I t = 3 I 0 = [ I L1 + I L 2 + I L 3 ]
(10)
En régime équilibré le courant et la tension de terre sont
égal zéro.
Même chose pour les courants en remplaçant V par I on
trouve :
Pour I1 , I2 et I0 en fonction de IL1 , IL2 et IL3 on aura:
(8)
Le courant de terre est égal :
]
 I L1 = I 1 + I 2 + I 0

2
 I L 2 = a I1 + a I 2 + I 0

2
 I L 3 = a I1 + a I 2 + I 0
−1
I L123 = [T ] * I120 ⇒ I120 = [T ] * I L123
(7)
(3)
Lorsque apparait un défaut à la terre permanent dans
un système électrique triphasé "Fig.4".
PHASE 3
VL3 = a V1 + a2 V2 + Vo =
I L3
PHASE 2
VL2 = a2 V1 + a V2 + Vo =
I L2
PHASE 1
I L1
E.Z2 (a - a2 ) + E.Z0 (a -1)
(20)
Z1 + Z2 + Z0
E.Z 2 (a 2 - a) + E.Z 0 (a 2 -1)
Z1 + Z 2 + Z 0
(21)
4. MODÉLE, RÉGLAGE DE PROTECTION, ET
EQUIPEMENTS D'ESSAIS
Défaut
A. Modélisation de poste source 60/30 KV
Terre
Fig.4. Défaut monophasé entre la phase N°1 et la terre.
Les équations du défaut monophasé sont:
IL2 = IL3 = 0
(11)
VL1 = 0
Parce que la tension de la terre est égale à zéro.
(12)
À partir de l'équation (4) suivante des courants de
système déséquilibré on écrit :
I
(13)
⇒ I1 = I2 = Io = L1
3
À partir des équations (01) et (12), la tension directe est
écrite:
VL1 = 0 ⇒ V1 = - (V2 + Vo) = - V2 - Vo
(14)
Sachant que :
V1 = E - Z1. I1
V2 = - Z2 . I2
Vo = - Zo . Io
I
Soit : E = a ( Z1 + Z2 + Zo )
3
D’où la valeur du courant de défaut monophasé:
3.E
⇒ Idéfaut = IL1 =
Z1 + Z 2 + Z 0
(15)
Composantes symétriques de tension et courant :
VL1 = 0 = V0 + V1 + V2 ⇒ V1 = - (V2 + Vo) = - V2 – V0
En remplaçant V0 et V2 par leurs expressions:
V1 = Z2. I2 + Zo . Io
E
Z1 + Z 2 + Z 0
E( Z 2 + Z0 )
V1 = E - Z1. I1 =
Z1 + Z 2 + Z 0
-E.Z 2
V2 = - Z2 . I2 =
Z1 + Z 2 + Z 0
-E.Z 0
Vo = - Zo . Io =
Z1 + Z 2 + Z 0
Le Poste MANSOURAH est alimenté par deux
transformateurs de 2x15 MVA à l’étage 30 KV, cet étage
est alimenté par deux jeux de barre, le premier jeu de
barre distribue l’énergie électrique vers les départs :
MILA, SKIKDA, BATTERIES 2 et l’autre jeu de barre
vers les départs : ORH.1, ORH.2, CH-LAID et
BATTERIES 1. Les deux batteries de condensateur de
2x5 MVAR sont utilisées pour le système de
compensation et améliorer le facture de puissance.
B. Réglage de protection du courant homopolaire
Nous aurons:
E - Z1. I1 = Z2 . I2 + Zo . Io
⇒ E = Z1. I1 + Z2 . I2 + Zo . Io = I1 (Z1 + Z2 + Zo )
Sachant que: I1 = I2 = Io =
Le but de cet essai est de voir le comportement d’un
réglage de courant homopolaire lors d’un défaut à la
terre permanant sur un départ aérien 30 kV relié sur un
jeu de barre HTA au poste source MANSOURAH
HTB/HTA (60/30 KV) "Fig. 5". Pour cela nous avons
créés un défaut à la terre sur la phase 1 du départ MILA
sans résistance, à 12 Km du jeu de barre HTA.
Ce départ est protégé par un relais de protection
numérique de courant homopolaire 7SJ 63 de SIEMENS.
(16)
(17)
(18)
(19)
Calcul les tensions VL2 et VL3 dans les phases saines, à
partir des équations (7) :
Le départ HTA 30 KV MILA est caractérisé par :
Tension composée nominale : U = 30 kV,
Fréquence nominale : ƒ = 50 Hz,
Courant maximal à l’état sain : I = 70 A,
Courant maximal à l'état secours : Isec = 102 A.
Longueur souterraines à l'état sain : Ls1 = 6,761 Km,
Longueur aérienne à l'état sain : L1 = 45,116 Km.
Longueur souterraines à l'état secours : Lsec = 7,10 Km
Longueur aérienne à l'état secours : Lsec = 72,711 Km
Section : S = 93,3 mm2,
Matériaux conducteur : Almélec,
Résistance linéique : R = 0,357 Ω/km,
Réactance linéique : X = 0,35 Ω/km.
Le seuil de réglage du courant homopolaire est calculé
à partir du tableau 1: I réglage = 87,5 A
La sélectivité chronométrique de la protection de
courant homopolaire est assurée par une temporisation
fixe réglée (temps indépendant) à 0,8 seconde, parce que
l’arrivée du transformateur est réglé 1,2 seconde.
C. Equipements d’essais:
C.1. Caisse d'injection primaire : Cet essai est réalisé par
une caisse d’injection primaire type (CPC 100) du
constructeur OMICRON. Le CPC 100 fait partie d’un
système de test, il est conçu pour les essais des appareils
BATTERIE N°1
5 MVar
SKIKDA
BATTERIE N°2
5 MVar
MILA
JB N°1
15 MVA
15 MVA
T.R. 3
T.R. 2
JB N°2
O.R.H 1
O.R.H 2
CH - LAID
Fig.5. Schéma unifilaire de l’étage 30 KV aux poste source MANSOURAH 60/30 KV.
de protection et de mesure HTA, Il est piloté par un
micro-ordinateur qui permet de contrôler le
fonctionnement, les caractéristiques de mise en route, et
le déclenchement des différents dispositifs de protection.
Le CPC 100 offre une flexibilité et une adaptabilité
totales pour les diverses applications de tests des relais de
protection.
La Protection numérique de courant homopolaire
SIPROTEC 7SJ63 est équipée d'un système à
microprocesseur performant. Toutes les opérations
effectuées par cet appareil, telles que l'acquisition des
valeurs de mesure et l'émission des commandes destinées
aux disjoncteurs et autres appareillages haute tension sont
traitées de façon complètement numérique.
Ce système unique au monde permet le test
automatique des transformateurs de puissances, des TC,
des TT, le test de relais de protection, etc. Capable de
fournir 800 A
(2000 A avec amplificateur de courant)
et 2000 V, c’est un système complet avec PC intégré.
C.3. Disjoncteurs HTA à gaz SF6 : Le soufflage de l’arc
résulte de la compression du gaz SF6 contenu dans un
volume de coupure, Cette compression peut s’effectuer
sous l’action d’un piston solidaire du contact mobile ou
moyennant des principes à énergie de manœuvre réduite,
pouvant être fournie par une commande à ressort ou une
commande à gaz dynamique. Une autre alternative
consiste à l’utilisation de l’énergie importante de l’arc,
pour générer le soufflage thermique nécessaire à la
coupure du courant.
Ses applications logicielles permettent de tester une
grande variété de matériels de postes électriques, et de
créer automatiquement des rapports personnalisés. Ces
logiciels innovants réduisent le temps de test et les frais
de transport.
C.2. Relais de protection : La protection numérique de
SIEMENS, type SIPROTEC 7SJ63 est un relais
multifonctions (maximum de courant phase et
homopolaire, réenclencheur, .. etc.) peut être utilisé
comme une protection de contrôle et de surveillance de
relais pour le réseau de distribution électrique moyenne
tension.
C’est un relais de protection sélectif et rapide pour les
départs souterrains (câbles) ou aériens (lignes) alimentés
par de multiples sources dans des réseaux à structure
radiale, bouclée ou maillée. Le régime du neutre du
réseau peut être de type neutre à la terre, compensé ou
isolé. Protection pour tous les types de court-circuit dans
les réseaux électriques avec régime de neutre mis à la
terre, compensé ou isolé.
Le disjoncteur Fluarc FB 4 du constructeur Merlin
Gérin "Fig.6" est installé sur des réseaux électrique HTA
dits de moyenne tension. On le trouve sur de nombreux
réseaux d’alimentation de sites industriels (raffineries,
SONACOM, SNTF, … etc.) et sur le réseau de
distribution publique (agglomérations, … etc.).
Le pôle mobile est un ensemble conducteur guidé en
translation par rapport à l’ampoule. Il établit le contact
avec le pôle fixe lors de la phase de fermeture et rompt le
contact en s’éloignant du pôle fixe lors de la phase
d’ouverture. Le pôle fixe est un ensemble conducteur
logé au fond de l’ampoule, connecté électriquement à la
borne supérieure. Il comporte seize doigts articulés
montés sur des ressorts-lames. En position fermé :
• Les extrémités de ces doigts établissent le contact avec
la partie intérieure du bol du pôle mobile en phase de
fermeture et réalisent ainsi le contact principal.
• Le tube central du pôle fixe repousse le pôle mobile
secondaire au cours de la fermeture. Lors de l’ouverture,
l’arc électrique se forme entre les extrémités du tube
central du pôle fixe et du pole mobile secondaire.
Les caractéristiques du disjoncteur HTA "Fig.6" sont :
Marque : Merlin Gerin
Type : Fluarc FB 4.80
Tension Nominale: 36 KV
Tension de tenue à 50 Hz : 70 KV
Tension de tenue sous choc : 170 KV
Courant nominale : 400 A
Pouvoir de coupure : 8 KA
Tension de Commande: 127 V
Fig.7. Le câblage entre les TC phase et le relais de protection 7 SJ 63.
Jeu de barre
30 KV
Relais de Protection
Homopolaire
7 SJ 63
Disjoncteur
30 KV
Ia
Ib
Ic
TC 1
TC 2
DIGSI
TC 3
Fig.6. Disjoncteur HTA 30 KV de marque Merlin Gerin FB4
isolé en SF6.
C.4. Les transformateurs de courant phase: Doivent
transmettre une information (un signal électrique) de
chaque phase avec une précision garantie, et assurer
l’isolement galvanique entre le circuit primaire et le relais
"Fig.7". La fonction d’un TC phase est de fournir à son
secondaire (Is) un courant proportionnel au courant
primaire (Ip) mesuré. On peut utiliser un TC phase bobiné
à double enroulement primaire.
Les caractéristiques des TC phase raccordés au relais
sont:
Marque : BALTEAU
Type : SC 30
Calibre et couplage : 125 - 250 / 5
Classe de précision : 5P10
Puissance : 10 VA
Caisse d’Injection Primaire
CPC 100
Départ MILA
Fig.8 - Schémas globale de test.
5. RÉSULTATS DES ESSAIS ET
COMMENTAIRE
Les résultats des essais suivants ont été obtenus à partir
du logiciel SIGRA 4, Ce programme d'application nous
assiste pour analyser ce type de défaut sur notre réseau
"Fig.8". Il exploite les données sous forme graphique
enregistrées pendant le défaut (dysfonctionnement) et, sur
la base des valeurs de mesure, calcule d'autres valeurs
complémentaires, par exemple les impédances, les
puissances et les valeurs effectives qui facilitent
l'exploitation de l'enregistrement de défauts. Nous
pouvons choisir les grandeurs librement sur les
diagrammes des affichages : signaux de temps, images de
pointeur, lieux géométriques, harmoniques, localisateur
de défaut.
Pour cette étude de cas réel, nous avons préférés le
diagramme d’affichage sous forme d’image de pointeur
afin de bien
visualiser le déphasage entre les
composantes pour détecter la nature et le type de défaut.
+90°
Pendent le défaut les courants dans les phases saines
égaux et très faibles en comparaison avec le
courant de défaut sur la ligne 1"Fig. 10.b".
IL2 = IL3 sont
+90°
V_0
±180°
V_0
0°±180°
V_2
V_2
V_1
0°
V_L3
5 KV
V_L1
±180°
0°±180°
V_L2
-90°
-90°
(a)
(b)
Fig.9. Trois tensions simple dans la ligne.
a) Avant le défaut b) Pendent le défaut
+90°
Avant le court-circuit les tensions simples sont
équilibrées an module égale 17,341 kV et déphasées d’un
angle de 120° "Fig. 9.a".
Pendent le défaut les tensions VL2 =VL3 sont égales en
module et différents en angle, par contre la tension VL1
dans la phase est nulle, ce qui valide les résultats obtenus
par la suite à partir de la théorie des composantes
symétriques "Fig. 9.b".
+90°
I_1
I_2
0°±180°
-90°
0°±180°
I_L2
-90°
150 A
I_L2
(a)
-90°
I_0
(b)
Fig.12. Les courants Direct, Inverse et Homopolaire dans la ligne.
a) Avant le défaut
b) Pendent le défaut
I_L1
0°
I_L2
I_L1
50 A
I_2
(a)
I_L3
0°
I_1
I_0
I_2
I_1
I_L3
+90°
I_0
±180°
30 A
+90°
±180°
(b)
Avant le défaut il n’existe évidemment qu’une seule
composante c’est la composantes directe, parce que le
système est équilibré "Fig.11.a". Mais pendent le défaut
les composantes inverse et homopolaire prennent
naissance "Fig.11.b".
V_L3
I_L1
-90°
V_0
Fig.11. Les tensions Direct, Inverse et Homopolaire dans la ligne.
a) Avant le défaut
b) Pendent le défaut
15 KV
(a)
10 KV
V_2
0°
V_L2
V_L1
-90°
V_1
V_L1
V_L2
30 A
V_1
+90°
V_L3
5 KV
+90°
-90°
I_L3
(b)
Fig.10. Trois courants dans la ligne.
a) Avant le défaut
b) Pendent le défaut
Avant le défaut les courants de ligne forment un
système triphasé équilibré en module égale à 70 A et
déphasé chaque phase par un angle de 120° "Fig. 10.a".
La "Fig.12.a" représente le système équilibré des
courants avant le défaut, on remarque que le courant
directe I2 et homopolaire I0 sont nuls et une seule
composante existe c’est I1 .
La "Fig.12.b" représente un système déséquilibré des
courants, on remarque que les courants I1, I2 et I0 sont de
même valeur en module et en déphasage, ce qui confirme
la théorie des composantes symétriques.
+90°
d’un TC tore encombrant et nécessitant un quatrième
port sur le relais pas toujours disponible.
+90°
I_T
I_T
±180°
0°±180°
0°
Cette étude de cas réel démontre la validité du modèle
mathématique basé sur les composantes symétriques
utilisées dans la détection des défauts à la terre.
REMERCIEMENTS
30 A
-90°
150 A
Les auteurs sont reconnaissants du support fourni par
le Laboratoire de Protection Electrique de la Direction de
la Distribution de CONSTANTINE ainsi que de
l’autorisation qui nous est donnée de publier cet article
sur l’étude d’un réseau de distribution HTA réel.
-90°
I_T
(a)
(b)
Fig.13. Le courant de court circuit It
a) Avant le défaut
b) Après le défaut
A l'état normale sans défaut It = 0, parce que le
system est équilibré et que la somme des trois phases
égale zéro. Après le défaut à la terre It = IL1 , parce que
le défaut touche la phase 1.
Position
Défaut
O
t(sec)
F
-0,2
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
Fig.14. Position de disjoncteur HTA en fonction du temps.
La "Fig.14" représente la position du disjoncteur
(F: fermé et O: ouvert) de ce départ HTA, il est fermé
avant le défaut.
On a crées un défaut à la terre à t = 0 avec un courant
supérieur à 87,5 A (seuil de réglage), le disjoncteur
s’ouvre après une temporisation de 0,8 seconde (réglages
du relais), le disjoncteur est ouvert sans
réenclenchement : le déclenchement est définitif.
CONCLUSION
Le bon choix des réglages de la protection contre les
défauts à la terre assure à la fois une bonne sécurité des
personnes contre les électrisations et des biens contre les
effets destructif des courants forts sur les câbles, lignes,
jeux de barres, … etc., ainsi qu’une bonne continuité de
service globale du réseau HTA en isolant la petite partie
en défaut du réseau à afin d’en préserver le
fonctionnement.
Cependant ces réglages doivent s’intégrer dans un
plan de protection des réseaux de distribution HTA en
respectant
la
sélectivité
chronométrique
et
ampérométrique de ce plan.
La détection des défauts à la terre par la surveillance
du courant homopolaire calculé permet de réduire les
coûts du système en évitant de recourir à l’installation
View publication stats
Sans oublier de remercier le Laboratoire de Protection
Electrique à l'Institut de Formation en Electricité et Gaz
(IFEG), Centre AIN M'LILA pour toute l’aide dont nous
avons bénéficiés.
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