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tips plan-de-protection coordonne hta vers01

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Le raccordement des réseaux industriels
Plan de protection coordonné HTA
Réseaux exploités avec un neutre impédant
Scc = 800 MVA
90 kV
STr = 36 MVA
Ucc = 18 %
Tr 411
C
20 kV
160 MVA
E
Mlb
POSTE AMPERE
A
P=3MWtg0,4
5 km Câble
Alu 150 mm²
Hôpital
1 km Câble
Alu 150 mm²
P==2MW tg 0,4
116/150 MVA
B
G
Cogéné
Hopital
P = 2 MW
S Tr = 5 MVA
Ucc = 6 %
STr = 1,25 MVA
Ucc = 4 %
Su= 1,25 MVA
ucc= 4 %
Su= 1,25 MVA
X'd= 20 %
S ma =5 MVA
X'd = 25 %
P=1M W
GE
Version 01
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
1
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1
LE CONTEXTE ..................................................................................................... 4
2
ARCHITECTURE D’UN RACCORDEMENT ........................................................ 5
2.1
Principes généraux.....................................................................................................................................5
2.2
Le plan de protection coordonné ..............................................................................................................5
3
DEFINITION D’UNE PROTECTION NF C13-100................................................. 6
3.1
La protection générale est assurée par des fusibles ................................................................................6
3.2
La protection générale est assurée par un disjoncteur ...........................................................................7
4
DEFINITION DE LA PROTECTION DE DECOUPLAGE NF C15-400 ............... 10
4.1
La détection des défauts à la terre..........................................................................................................10
4.2
La détection des défauts polyphasés.......................................................................................................12
4.3
La sélectivité .............................................................................................................................................12
4.4
Les fonctionnements anormaux..............................................................................................................13
4.5
La mesure de la fréquence ......................................................................................................................13
4.6
La mesure de la tension ...........................................................................................................................14
4.7
Mise en œuvre d’une téléaction...............................................................................................................14
4.8
Les protections NF C15-400 ....................................................................................................................15
5
DEFINITION DE LA PROTECTION DU DEPART « AUTO-PRODUCTEUR » .. 16
5.1
Le contexte des réseaux continentaux Français ....................................................................................16
5.2
La détection des défauts polyphasés.......................................................................................................16
5.3
La définition des TC ................................................................................................................................17
5.4
La détection des défauts à la terre..........................................................................................................17
5.5
La sélectivité .............................................................................................................................................18
6
EN CONCLUSION .............................................................................................. 19
Document de synthèse du stage « raccordement d’un réseau industriel »
Réalisé par Michel LAMBERT
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
2
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Avertissement
Cet ouvrage n’étant pas un document de doctrine, il ne doit pas être utilisé comme document
de référence.
Il a pour objet de présenter les dispositions générales qui sont appliquées sur les réseaux
continentaux HTA Français exploité avec un neutre impédant.
• Les dispositions relatives au raccordement des réseaux industriels sur les réseaux séparés
sont traités dans le document « Plan de protection des réseaux séparés industriels ».
• Le plan de protection coordonné des ouvrages exploités avec un neutre compensé sera
traité dans le document « Généralité du plan de protection coordonné des ouvrages de
distribution publique HTA exploités avec un neutre compensé ».
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
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1 Le contexte
Avec l’ouverture des marchés de la distribution de l’énergie électrique, la qualité du produit électricité
et des services associés, est devenue l’élément essentiel de la concurrence. Les gestionnaires des
réseaux publics doivent s’adapter aux exigences de leurs clients et des autorités concédantes. Pour
cela, ils doivent exploiter en cohérence les réseaux dont ils ont la charge en tenant particulièrement
compte des exigences de qualité et de sécurité.
La qualité du produit électricité fait l’objet d’engagements contractuels. Elle répond à trois
critères :
• la pureté de l’onde,
• les valeurs de la tension et de la fréquence,
• la sécurité de l’alimentation et la continuité de la fourniture.
Les aspects réglementaires traitent généralement de la sécurité des biens et des personnes:
• les régimes de neutre,
• le traitement des défauts.
Le raccordement d’un réseau industriel comportant des générateurs couplés au réseau peut provoquer
des contraintes d’exploitation et modifier la performance du réseau du distributeur.
Lorsqu’il s’agit de raccorder un réseau industriel, on doit examiner l’impact de cette installation sur le
fonctionnement du système électrique du réseau public. On doit notamment étudier :
• les perturbations du plan de protection,
• la modification du profil de tension,
• la modification du profil de la puissance de court-circuit,
• l’atténuation des signaux tarifaires.
Une convention d’exploitation signée par les exploitants des différents réseaux doit fixer les
obligations de chacun.
Une convention de raccordement doit quant à elle, définir l’interface au point de raccordement.
Cet ouvrage présente les dispositions générales relatives au plan de protection coordonnée du réseau
public HTA lorsqu’il s’agit de raccorder un réseau industriel.
Documents de référence:
•
•
•
•
Le Guide Technique de la Distribution B 61-41 édité par ERDF traite des protections des
installations de production raccordées à un réseau de distribution. Nous reprenons dans cet
ouvrage quelques généralités développées dans ce document.
Le Guide Technique de la Distribution B 61-21 édité par ERDF qui traite du principe des
protections des réseaux de distribution publique HTA exploités avec un neutre impédant.
La norme NF C 13-100 qui définit les conditions de mise en œuvre de la protection générale
d’un réseau industriel.
La norme NF C15-400 qui définit les dispositions complémentaires à la norme NF C 13-100
pour le raccordement des générateurs aux réseaux HTA et BT.
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2 Architecture d’un raccordement
2.1 Principes généraux
Groupes
Réseau industriel
Charges
Marche anormale
INTERFACE
Courts-circuits
Réseau de distribution publique HTA
Réseau RTE
Afin de préserver la sécurité des
personnes et l’intégrité des matériels
électriques, tout défaut intervenant sur un
élément du réseau HTA ou raccordé à celuici doit être détecté et éliminé par le plan de
protection coordonné.
Pour répondre aux obligations
contractuelles de la continuité de la
fourniture d’énergie électrique, le processus
d’élimination du défaut doit respecter les
principes de sélectivité.
Les usagers des réseaux publics HTA
doivent bénéficier à tout moment des
services associés à la fourniture de l’énergie.
2.2 Le plan de protection coordonné
2.2.1
Constitution
Il met en œuvre trois dispositifs :
• Les protections du réseau de distribution publique HTA équipent généralement les postes sources.
• La protection générale du réseau industriel raccordé au réseau de distribution publique,
conformément à la réglementation est définie par la norme C13-100. Elle assure la sélectivité du
plan de protection coordonné en cas de défaut d’isolement sur le réseau privé.
• Dans le cas ou l’installation comporte une source autonome, la section 435 de la norme C13-100
impose qu’il soit prévu :
- soit une architecture, telle que la source autonome ne puisse en aucun cas fonctionner en
parallèle avec le réseau d’alimentation,
- soit une protection de découplage, déterminée en accord avec le Distributeur, ayant pour but
d’interrompre le fonctionnement en parallèle lors d’un défaut sur le réseau d’alimentation.
Les protections des groupes n’appartiennent pas au plan de protection coordonné. Elles protègent les
équipements des conséquences d’une avarie interne ou d’un défaut sur le réseau du distributeur. Elles
doivent cependant être sélectives avec le plan de protection coordonné.
2.2.2
Mise en œuvre
Lorsqu’il s’agit de raccorder un réseau industriel au réseau de distribution publique, il convient d’en
vérifier l’impact sur le fonctionnement du plan de protection du réseau HTA.
Cela consiste à définir en cohérence:
• Les protections générales NF C13-100 contre les courts-circuits sur les équipements du réseau
industriel.
• Les protections de découplage NF C15-400.
• Au poste source, le réglage de la protection du départ auquel est raccordé le réseau industriel.
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3 Définition d’une protection NF C13-100
Elle a pour rôle de détecter les courts-circuits apparaissant sur le réseau industriel et dont les effets
pourraient être préjudiciables au bon fonctionnement du réseau du distributeur.
La protection NF C13-100 doit être suffisamment sensible pour détecter la grande majorité des défauts
mais être également sélective de manière à ne pas perturber le fonctionnement du réseau public.
On définit la protection générale contre les défauts polyphasés à partir de la valeur de l’intensité de
base telle que IB = ΣIt ( ΣIt est la somme des courants assignés primaires des transformateurs).
3.1 La protection générale est assurée par des fusibles
La fusion d’un fusible entraine l’ouverture d’un interrupteur qui réalise une coupure triphasée. La
protection générale est éventuellement complétée d’une protection homopolaire F51N.
3.1.1
Schéma
Protection par fusibles HTA
43 A
Arrivée ERDF
20kV
3.1.2
Protection
de découplage
Départ transfo
Intensité assignée des fusibles
Elle est définie en fonction de la puissance des transformateurs
Sn transfo
250 kVA
400kVA
In (en 20 kV)
16 A
43 A
630kVA
43 A
1250kVA
63 A
L’intensité assignée des fusibles doit remplir simultanément les conditions suivantes
In ≥ 1,4 × It
Ic
In ≤
6
3.1.3
It est l’intensité nominale primaire du transformateur.
Ic est l’intensité au primaire pour un court-circuit au secondaire.
Cas où la protection générale par fusibles doit être proscrite
1) L’intensité de base est supérieure ou égale à 45 A
2) Le schéma du poste comporte plusieurs départs transformateurs protégés par fusibles.
3) Lorsque la protection de découplage contre les défauts polyphasés est temporisée (1).
Lors d’un défaut polyphasé affectant le réseau public HTA, le courant injecté par la central dans le
défaut peut être suffisamment important pour entrainer la fusion des fusibles mais suffisamment faible
pour que celle-ci se fasse dans de mauvaises conditions. Il en résulte des risques d’explosion et de
destruction de cellule.
Si la protection de découplage est instantanée sur les défauts polyphasés, le découplage de la centrale a
lieu instantanément écartant ainsi les risques de fusion fusible HTA.
1
Protection NF C15-400 type H3
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3.2 La protection générale est assurée par un disjoncteur
3.2.1
Schéma général pour un transformateur
Tableau HTA
(Liaison à réaliser
dans le cas d'une PWH)
Protection
C13-100
Comptage
Arrivée ERDF
20kV
Mesure de tension
P+Q+P-Q-
Départ transfo
20000V
410V
400 kVA
Ucc=4%
Protection
de
découplage
H2-H3
Protection générale
Couplage
G
340 kVA
Auxiliaires Groupes
Contrôle commande
10 kVA
3.2.2
TGBT
Schéma à coupure d’artère pour deux transformateurs
6,3 A
43 A
43 A
10 A
Arrivée 1
Arrivée 2
C15-400
Comptage
C13-100
Comptage
Tr 1
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Tr 2
7
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3.2.3
Détection des défauts polyphasés
La détection est réalisée par des relais à maximum d’intensité (F51). Le réglage de la protection doit
respecter quatre conditions:
ℜϕ>1,5 Icharge
ℜϕ < 0,8Iccbimini
ℜϕ
ℜϕ>1,2IcctriG
ℜϕ > 6 à 8Ib
−
−
−
−
3.2.4
Iccbimini représente le courant de court-circuit polyphasé minimal.
Ib est la somme des courants assignés des transformateurs en interface avec le réseau du distributeur.
Icharge est le courant maximal de charge du réseau industriel
IccTriG est le courant de court-circuit maximal fourni par les générateurs dans la période transitoire.
La définition des transformateurs de courant
On choisit des TC de classe protection 5P** et de calibre défini en cohérence avec la valeur des
charges.
3.2.4.1 Définition de la tension limite de fonctionnement des TC
C’est la F.E.M maximale fournie par le TC pour un fonctionnement spécifié. Elle est donnée par la
relation
Ual(V) =
Icc max× InsTC
× Ktd × ∑ R
InpTC
La valeur de Rct, résistance interne du TC, est déterminée
par le constructeur à partir des caractéristiques souhaitées.
Rf est la résistance de la filerie.
Re est la résistance du relais.
Pour des protections F51 temporisées 0,1 ou 0,2 s, les régimes transitoires et la composante
apériodique peuvent être négligés. En pratique nous pouvons fixer Ktd = 1,2.
L’intensité assignée du primaire du TC sera définie en fonction du courant de charge maximale
InpTC > 1,2 I charge max
L’intensité assignée du secondaire peut être fixée à 1 A ou 5 A. On privilégie souvent InsTC = 1 A
qui, à performances égales, facilite le choix des TC.
3.2.4.2 Détermination de la puissance et du facteur limite de précision
Ces deux caractéristiques sont liées par la relation

 Ual


S et Flp seront choisis de préférence parmi les valeurs
S(VA) =  Flp − Rct  × InsTC ²
suivantes: 5; 10; 15; 20; 25; 30.
 InsTC





Pour un circuit secondaire donné, la puissance de précision devra être d’autant plus grande que le
facteur limite de précision sera important.
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3.2.5
La détection des défauts à la terre
Le neutre du réseau public étant relié à la terre au poste source, la protection homopolaire est
constituée d’un relais de courant résiduel F51N (2). Ce relais, peut être alimenté de deux manières:
Solution à éviter
Solution préférable
Dans le cas d’un montage sommateur, Il existe des risques de fonctionnement anormaux du fait de la
dispersion des caractéristiques des trois TC sur les forts courants de court-circuit.
Ce risque était réel à l’époque où la consommation des relais était importante. Les prescripteurs
recommandaient alors de désensibiliser les protections résiduelles.
Aujourd’hui encore, la norme C13-100 préconise de respecter la règle (3)
ℜo ≥ 1,2 X 3.Ico
et ℜo ≥ 12 % In TC
3.Ico est le capacitif résiduel du réseau de câble compris entre la protection et les transformateurs du réseau
industriel.
Si le capacitif en aval du point de mesure est négligeable, on pourra régler la protection à une valeur4
telle que
ℜo = 12 % In TC et ℜo ≥ 6 A
(1)
Lorsque l’on utilise un tore homopolaire, cette désensibilisation est évitée. On peut alors régler la
protection telle que
ℜo ≤ 1,2 X 3.Ico et ℜo ≥ 6 A
Pour un capacitif négligeable, on peut régler la protection à 6 A
3.2.6
La sélectivité
Elle est obtenue par le réglage de la temporisation qui, dans le cas d’un raccordement au réseau de
public, ne doit pas excéder 0,2s.
t ≤ 0,2s
2
Il faut noter que dans le cas d’un neutre compensé, ce relais doit être remplacé par un relais de puissance résiduel (PWH) spécifié pour ce
régime de neutre.
3
Une telle pratique est de nature à réduire fortement la sensibilité de la protection et à dégrader la sélectivité avec le poste source lorsque
l’intensité assignée primaire des TC est importante.
4
6A correspond à 12% de 50A. La pratique montre qu’un tel réglage permet de couvrir l’ensemble des défauts à la terre affectant les
primaires des transformateurs des réseaux industriels. La sensibilité apporté par cette valeur est généralement supérieure à 1200 Ω.
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4 Définition de la protection de découplage NF C15-4005
Elle permet de détecter les courts-circuits et les anomalies d’exploitation. Sa présence est obligatoire si
le réseau industriel comporte des générateurs susceptibles d’être couplés au réseau de distribution
publique.
4.1 La détection des défauts à la terre
•
Le réseau industriel ne participant pas à la mise à la terre du neutre du réseau public, la
centrale ne peut donc pas développer de courant résiduel à travers l’interface. La détection des
défauts à la terre doit alors être assurée par un relais à maximum de tension résiduelle (F59 N).
La zone surveillée est limitée par les transformateurs encadrant le réseau de distribution. La
sensibilité de la protection homopolaire est maximale lorsque la ligne alimentant le réseau
industriel est séparée du réseau du distributeur et maintenu sous tension par la centrale. Le
régime du neutre étant alors isolé, le Distributeur ne peut plus respecter ses engagements pour
la sécurité des usagers de cette ligne.
La valeur de la tension résiduelle étant sensiblement la même quelque soit l’emplacement du
défaut et du point de mesure, l’utilisation du critère voltmétrique ne permet pas d’obtenir une
sélectivité naturelle.
•
4.1.1
La détection voltmétrique des défauts à la terre
La valeur de la tension homopolaire au point de raccordement du réseau industriel dépend :
• de la puissance de court-circuit au point de défaut,
• de la résistance du défaut,
• de l’impédance de mise à la terre du neutre,
• du capacitif homopolaire des tronçons de réseau reliés à la centrale.
Dans le cas particulier d’une simulation nous comparons les sensibilités d’une protection à Maximum
de tension homopolaire dans les régimes couplé et isolé.
60,00
%
Zn= 40+j40jΩ 3 Icoréseau = 200 A
50,00
3Icodépart = 18 A
(Vo/Vn) %
40,00
30,00
Le départ est découplé
20,00
10,00
Le départ est couplé
Ω
0,00
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Résistance du défaut
1) La protection est nettement plus sensible en réseau séparé.
2) La protection réglée à 10% ne détectera un défaut à la terre de 1000 Ω qu’en réseau séparé.
3) En réseau séparé la protection réglée à 10% aura une sensibilité de 6000 Ω environ.
5
Nous ne développerons dans ce document que le cas du couplage permanent.
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
10
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4.1.2
Réglage de la protection à maximum de tension résiduelle.
Rappelons que ces réglages sont soumis à l’appréciation du distributeur. Une sensibilité trop
importante risque de provoquer des découplages indésirables durant certaines manœuvres. On retient
généralement la valeur (6):
Vo
= 10%
Vn
Attention ! Il existe un risque de confusion
1) Le relais à maximum de tension homopolaire est un relais à maximum de tension résiduelle (3Vo).
2) Les constructeurs affichent souvent Vo. Est-ce que cela correspond toujours à la réalité? La mesure doit
lever le doute.
3) Au moment de l’essai La manière de procéder influencera la mesure. Le relais mesurera Vo ou 3 Vo.
4.1.3
La sélectivité
A elle seule, la détection voltmétrique des courts-circuits à la terre ne permet pas d’assurer la
sélectivité du plan de protection coordonné. L’exploitant peut alors associer au relais détecteur, une
temporisation réglée à :
t = t0 + 0,5s
Où « t0 » est la temporisation maximale retenue pour les protections des départs HTA au poste source.
6
Attention, la valeur mesurable correspond à Vr=3Vo. On aura donc Vr/Vn=30%.
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
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4.2 La détection des défauts polyphasés
Icc
A
proximité
d’une
centrale,
l’utilisation du critère ampèremétrique
U
pour la détection des défauts
X''d
polyphasés n’est pas recommandée.
En effet, durant le défaut, la
U
caractéristique du courant injecté sur
X'd
(7)
le réseau par certains générateurs ,
In
décroît fortement pour atteindre des
U
valeurs souvent inférieures au courant Xd Subtransitoire
Transitoire
nominal des machines.
60 ms
t
Les exploitants préfèrent donc mettre en œuvre un plan de protection utilisant le critère tension ou le
critère impédance.
4.2.1
La détection voltmétrique des courts-circuits
120,00
%
100,00
U31
U23
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
départ centrale
0
Poste source
Vd
Protection C15-400
Le graphique ci-joint représente les
profils de tension en fonction de la
position du court-circuit par rapport
à l’interface du réseau industriel
avec le réseau public.
On crée un court-circuit sur le
réseau public entre les phases 1 et 2.
Dans le cas particulier de la
simulation, un réglage à 85 % de Un
permettra la détection d’un défaut
situé sur le départ adjacent à 26 km
du point de mesure.
Il n’existe donc pas de sélectivité
naturelle.
Valeurs des tension à l'interface de raccordement
Pour équiper les protections de découplage, la norme NF C 15-400 a retenu le dispositif triphasé
comportant trois relais à minimum de tension composée (F27).
Départ adjacent
U12
km
5
6
16
26
36
46
Distance du défaut à l'interface
A titre indicatif la composante directe de tension Vd a le même profil que la tension de défaut. On peut donc
détecter un défaut polyphasé par un seul relais de composante directe de tension.
4.2.2
Réglage des relais à minimum de tension.
L’expérience montre que les chutes de tension provoquées par les conditions extrêmes d’exploitation
excèdent rarement 10%. La norme préconise un réglage à 85 % de la tension moyenne au point de
raccordement du réseau industriel.
Ur = 85% Umoy
4.3 La sélectivité
La détection voltmétrique des courts-circuits polyphasés ne permet pas d’assurer la sélectivité du plan
de protection coordonné. L’exploitant peut alors associer aux relais détecteurs, une temporisation telle
que:
t = t0 + 0,5s
7
Les régulations de certaines machines permettent de forcer le courant de défaut durant un temps défini ce qui permet d’utiliser des
protections à maximum d’intensité.
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
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4.4 Les fonctionnements anormaux
Tout système électrique doit être réglé et exploité en cohérence. L’équilibre entre les moyens et les
besoins garantissent le maintien de la tension et de la fréquence dans les limites fixées par les
obligations contractuelles et réglementaires. L’exploitant doit également assurer la qualité de service
fixée par le cahier des charges.
Il arrive cependant que les aléas d’exploitation modifient fortement les caractéristiques électriques du
réseau:
• Fonctionnement en réseau séparé d’une partie du réseau.
• Perte de stabilité générale du réseau.
• Modification du régime de neutre.
Les conséquences peuvent alors être désastreuses :
• Plan de tension défaillant.
• Variation de la fréquence.
• Perturbation de l’onde.
• Mise en danger des biens et des personnes.
Les conditions dans lesquelles va s’effectuer la détection de la marche en réseau séparé
dépendent localement:
• Des probabilités d’équilibre entre production et consommation.
• De l’existence de réenclencheurs rapides sur le réseau HTA ou sur le réseau HTB.
• De l’importance de la centrale pour le système électrique.
• Du caractère prioritaire du départ HTA.
Le choix de la protection de découplage est le résultat d’un compromis entre les exigences des
exploitants des réseaux concernés. Dans tous les cas, la sécurité des biens et des personnes doit
cependant être garantie.
La protection de découplage doit être en mesure de détecter ces anomalies en utilisant les variations de
la tension et de la fréquence comme critères d’anomalie.
4.5 La mesure de la fréquence
4.5.1
Principe général
Un écart entre la puissance mécanique produite par les groupes et la puissance consommée par les
réseaux se traduit par une variation de vitesse et par conséquent de fréquence.
La protection de découplage comporte des fonctions (F81) à mini/maxi de fréquence et à action
instantanée. Les seuils de fonctionnement sont établis en fonction des risques d’îlotage et du caractère
prioritaire du départ dans le plan de défense du réseau du distributeur. La rapidité avec laquelle la
protection détectera la marche en réseau séparée dépendra de la variation de la fréquence et de la
performance de la régulation primaire de la machine.
4.5.2
Réglages de la protection.
Détection rapide
On retient cette solution lorsque les départs HTA ou HTB alimentant
le réseau industriel sont équipés de réenclencheurs rapides 0,3 s.
Ce réglage est exclu si les groupes participent aux services du système
électriques du réseau ou si le départ est classé prioritaire dans le plan
de défense du réseau.
Détection lente
Cette disposition est réservée aux installations participant aux services
du système électrique ou lorsque le départ « Auto-producteur » est
classé prioritaire dans le plan de défense.
Fmini= 49,5 Hz
Fmaxi= 50,5 Hz
Action instantanée
Fmini= 47,5 Hz
Fmaxi= 51 Hz
Action instantanée
02/11/2009 Extrait du stage « Plan de protection des réseaux de distribution publique HTA »
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4.6 La mesure de la tension
Le passage en réseau séparé de toute ou partie du réseau provoque instantanément des modifications
importantes dans le bilan des puissances active et réactive ce qui entraîne une variation de tension
détectable par des relais sensibles à ce paramètre (F27 et F59).
4.6.1
Alimentation et réglages de la protection.
Umini = 85% Um
Triphasé
Même temporisation que celle choisie
pour la détection des défauts
polyphasés
4.6.2
Umax = 115% Um
Une tension composée
Action instantanée
Dispositions complémentaires
Afin d’éviter un faux couplage provoqué par un
à-coup important de tension, l’exploitant de la
centrale peut compléter le dispositif par des relais
à minimum de tension (F27) instantanés réglés à
25%.
Umini = 25% Um
Triphasé
Action instantanée
Le graphique du paragraphe 4.2.1 montre qu’un
court-circuit proche de la centrale provoque un creux
de tension de l’ordre de 80 %.
Lorsque le départ auto-producteur au poste
source est équipé d’un réenclencheur rapide 0,3s,
le réenclenchement automatique est conditionné
à l’absence de tension ligne. La cellule doit alors
être équipée d’un dispositif de présence tension
généralement réglé à 20 %8.
Umax = 20 % Um
Triphasé
Action instantanée
Sur les départs Auto-producteurs prévus pour faire l’objet de travaux sous tension, la protection de
découplage doit être équipée d’un dispositif de mise en régime spécial d’exploitation constituée d’une
clé et éventuellement d’un relayage pour une mise en « RSE » par télécommande.
4.7 Mise en œuvre d’une téléaction
Lorsque la centrale et les processus industriels nécessitent un niveau élevé de fiabilité et de rapidité
d’exécution, la protection de découplage peut être constituée d’une téléaction assurant le découplage
rapide des groupes en cas d’ouverture du départ « Auto-producteur » au poste source. Cette fonction
est associée à des détections voltmétriques et fréquencemétriques qui, en cas de panne de la liaison de
télécommunication, assurent instantanément le découplage par dépassement de seuil.
Ce dispositif permet de fiabiliser le processus de découplage durant un cycle de réenclenchement
rapide du départ « Auto-producteur ».
• Dans un premier temps, la téléaction assure le découplage de la centrale.
• Dans un deuxième temps, les détections fréquencemétriques et voltmétriques prennent le
relais.
Suivant les versions, les relais fréquencemétriques peuvent être réglés pour une détection rapide ou
lente.
8
Il existe des cas ou le relais doit être réglé à 60% de Us. On se réfèrera à la norme NF C15-400.
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4.8 Les protections NF C15-400
Pour la HTA, elles sont désignées par la lettre « H » pour la HTA et par un indice (1 à 5). On se
reportera à la norme NF C15-400 pour plus d’informations.
Le choix se porte souvent sur deux types de protections.
Protection H2
Protection H3
Auxiliaires
− Dépendante du réseau
(alimentés par les TT lignes)
− Indépendante du réseau
(auxiliaires à courant continu)
Indépendante du réseau
(auxiliaires à courant continu)
Détection des défauts à la terre
MAX de U0 ℜo=10% Vn
Temporisée à t0+0,5s
MAX de U0 ℜo=10% Vn
Temporisée à t0+0,5s
Détection des défauts
polyphasés
Mini de U ℜ=85% de Umoyen
Instantanée
Mini de U ℜ=85% de Umoyen
Temporisée à t0+0,5s
MINI/MAXI de U
ℜmin=85% de Umoyen
Instantanée
ℜmax=115% de Umoyen
Instantanée
MINI/MAXI de U
ℜmin=85% de Umoyen
Temporisée à t0+0,5s
ℜmax=115% de Umoyen
Instantanée
MINI/MAXI de f instantanée
ℜmin=47,5 Hz
ℜmax=51 Hz
MINI/MAXI de f instantanée
ℜmin=49,5 Hz
ℜmax=50,5 Hz
Marche en réseau séparé
Protection contre les creux de
tension
MINI de U
ℜ=25% de Umoyen
Instantanée
Umoyen : tension composée moyenne du réseau public
Vn : tension simple nominale du réseau public
Uo : tension homopolaire
F : Fréquence du réseau
to : temporisation de la protection du réseau public.
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5 Définition de la protection du départ « Auto-producteur »
5.1 Le contexte des réseaux continentaux Français
Les réseaux HTA Français ont leur neutre souvent relié à la terre au poste source par une impédance à
caractère résistive qui limite le courant dans le neutre à une valeur comprise entre 150 et 1000 A.
Au poste source la protection des départs HTA est
constituée, en base, de relais à maximum
d’intensité.
− Une détection des défauts polyphasés
− Une détection des défauts à la terre faiblement
résistants.
Ces équipements sont complétés par une
détection des défauts à la terre plus résistants
(PARCS9) ou par des relais de puissance active
homopolaire (PWH).
Dans le cas d’un réseau exploité avec un neutre
compensé, les protections à Maximum d’intensité
résiduelle sont remplacées par une PWH spécifiée
pour ce régime de neutre.
MAX de I
Défauts polyphasés
Défauts à la terre
PWH
Défauts à la terre
PARCS
Défauts à la terre
5.2 La détection des défauts polyphasés
Elle est réalisée par des relais à maximum d’intensité (F51) dont le réglage doit respecter les
conditions suivantes :
ℜϕ < 0,8Iccbimini
ℜϕ>1,5 Ichargemax
ℜϕ
ℜϕ > 1,2 IMAP
ℜϕ>1,2IcctriG
ERDF remplace les conditions et par la condition « ℜϕ > 1,3 InpTC » où InpTC est le courant nominal
primaire des TC.
Iccbimini correspond à la valeur du courant de court-circuit dans le défaut pour la PCC HTA mini (PCC HTB
mini+ groupes découplés).
IMAP est l’intensité maximale admissible en permanence qui peut transiter sur les ouvrages du réseau public.
IccTriG est le courant de court-circuit maximal généré par les groupes pour un défaut affectant le jeu de barre
HTA du poste source ou un départ adjacent au départ Auto-producteur.
Si les conditions et sont faciles à déterminer, la condition est plus délicate à calculer lorsque des groupes
de production sont raccordés sur le départ. Il faut en effet étudier l’impact de ceux-ci sur la valeur du courant de
court-circuit mesurée par la protection du poste source (10).
Une condition incompatible avec les trois autres conditions nécessite l’installation d’un relais directionnel en
association avec la protection à maximum d’intensité.
9
Protection Ampèremétrique Complémentaire et Sélective appelée EPTR par EDF. Protection à temps dépendant F51N II.
Dans certaines configurations, le courant le court-circuit mesuré par la protection du départ HTA au poste source peut être réduit par la
présence de groupes de production couplés au réseau. Le réglage 0,8 Iccbimini peut parfois être ramené à 0,6 Iccbimini.
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5.3 La définition des TC
En standard, les cellules « Départ » sont livrées avec des TC 200-400/5A; 30 VA classe 1.
Le choix du calibre est déterminé par la charge maximale du départ telle que InTC > 1,2 Ichargemax.
5.4 La détection des défauts à la terre
5.4.1
Cas des relais à Maximum d’intensité résiduelle
La protection principale F51N est alimentée par la somme des courants secondaires des TC.
Le réglage doit respecter deux conditions.
Iro ≥ 1,2x 3Icodépart
Iro ≥ 6% Inp TC
Réglage Iro
Inp TC est l’intensité
nominale primaire du TC
3Ico est le capacitif
résiduel du départ
Ces conditions sont de nature à rendre insensible le plan de protection contre les défauts à la terre. L’exploitant
installe alors une protection complémentaire plus sensible, alimentée par un tore homopolaire.
5.4.2
Cas d’une protection ampèremétrique résiduelle complémentaire et sélective
Exemple de caractéristique
Relais « EPTR » utilisé sur les réseaux de distribution par ERDF.
En abscisse, les valeurs correspondent au courant résiduel mesuré par le relais. La caractéristique est
entourée d’une zone d’incertitude de +/- 10%. La sensibilité maximale est obtenue pour un réglage de
0,7 A (valeur HTA).
En pratique, le relais est réglé à sa valeur minimale.
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5.4.3
Cas d’une protection wattmétrique homopolaire
Declt
Ce relais est alimenté par un tore homopolaire
100 A/1 A par un ensemble composé de trois
transformateurs de tension (TT) associés à un
filtre de tension homopolaire.
IrDd
Pr
En pratique le seuil de fonctionnement ℜPr
correspond à la valeur minimale de réglage du
relais soit 8 kW (HTA) pour un réseau 20 kV.
ℜPr
Vr
Declt
Qr
5.5 La sélectivité
La sélectivité des protections est assurée par une temporisation fixe réglée généralement à 0,5 s.
Lorsque le réenclencheur rapide est
activé, la temporisation du premier
déclenchement est de 0,1 s environ.
La figure ci-contre représente le
processus d’élimination des courtscircuits affectant le réseau industriel
ou la ligne HTA reliant celui-ci au
poste source.
Dans ces conditions, la protection de
découplage doit provoquer l’îlotage
de la centrale en moins de 400 ms.
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6 En conclusion
Si une étude ne fait pas l’autre, la démarche est la même. Il faut s’attacher à la cohérence des réglages
et des puissances mises en jeux.
Une étude sera d’autant plus simple à réaliser que :
•
•
•
Le départ est dédié à la centrale ;
La puissance de court-circuit apporté par les groupes est faible devant celle apportée par le
réseau au point de raccordement ;
La puissance de court-circuit minimal du réseau est importante (il faut noter qu’une faible
puissance de court-circuit limite la capacité d’accueil du départ en moyen de production);
Enfin, la présence d’une antenne présentant une impédance relativement élevée, nécessitera une étude
approfondie d’impact sur le courant de défaut polyphasé mesuré par la protection du départ au poste
source.
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