CHAPITRE 2 REVUE DOCUMENTAIRE REVISE

Mémoire de Master Professionnel – Électromécanique – SERME Sayouba
CHAPITRE 2 : REVUE DOCUMENTAIRE
Introduction
La conception du système de protection d’un poste HTB/HTA ne se réduit pas au choix
de relais : elle suppose une compréhension préalable du réseau dans lequel le poste s’insère,
des contraintes auxquelles ses équipements sont soumis et des principes qui gouvernent la
détection et l’élimination des défauts. Le présent chapitre établit ce socle théorique et
normatif, sur lequel reposeront le dimensionnement et le plan de protection du futur poste
90/15 kV de Nagré.
La démarche adoptée va du général au particulier. Après avoir rappelé l’organisation des
réseaux électriques (section 2.1) et le rôle des postes HTB/HTA (section 2.2), le chapitre
examine les régimes du neutre et les surtensions, qui déterminent la coordination de
l’isolement (section 2.3), puis les défauts susceptibles d’affecter le poste (section 2.4). Il
présente enfin les systèmes de protection et leurs fonctions (section 2.5), les principes de
sélectivité et de coordination (section 2.6) et les technologies de relais (section 2.7). Pour
chaque notion, l’accent est mis sur les grandeurs et les critères qui seront effectivement
mobilisés dans la suite du mémoire.
2.1 Généralités sur les réseaux électriques
2.1.1 Définition et finalité
Un réseau électrique est l’ensemble des installations qui assurent la production, le
transport, la transformation et la distribution de l’énergie électrique jusqu’aux
consommateurs. Sa finalité est double : acheminer à chaque instant la puissance appelée, et le
faire dans des conditions de tension, de fréquence, de sécurité et de continuité compatibles
avec l’exploitation des ouvrages et les besoins des usagers.
Le recours à la haute tension pour le transport découle directement des lois de
l’électrotechnique. Pour une puissance active P transmise sous une tension composée U avec
un facteur de puissance cos φ, le courant de ligne et les pertes par effet Joule dans une ligne
triphasée de résistance R par phase s’écrivent :
I = P / (√3 · U · cos φ)
PJ = 3 · R · I² = R · P² / (U² · cos² φ)
(2.1)
À puissance transmise égale, les pertes Joule varient donc comme l’inverse du carré de la
tension : doubler la tension de transport divise les pertes par quatre. Les postes électriques
permettent ensuite d’abaisser progressivement la tension jusqu’aux niveaux HTA et BT,
adaptés à la desserte des consommateurs.
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2.1.2 Structure générale d’un réseau électrique
La chaîne fonctionnelle d’alimentation se décompose classiquement en cinq maillons :
production, transport, transformation, distribution et consommation (figure 6). Cette
représentation demeure volontairement schématique : un réseau réel comporte plusieurs
niveaux de tension, des interconnexions avec les réseaux voisins, plusieurs sources
d’alimentation ainsi que des dispositifs de compensation et de contrôle. Au Burkina Faso, le
réseau national interconnecté est ainsi alimenté à la fois par les centrales nationales et par les
importations en provenance de la Côte d’Ivoire, du Ghana et du Togo.
Figure 6 : Structure générale d’un réseau électrique
Source : auteur (schéma de principe)
La topologie diffère selon le niveau de tension, et cette différence a des conséquences
directes sur la protection. Le réseau de transport HTB est généralement maillé ou bouclé afin
qu’un ouvrage puisse être perdu sans interruption de l’alimentation : le courant de défaut peut
alors provenir de plusieurs côtés, ce qui impose des protections sensibles au sens du courant
(protections de distance, directionnelles ou différentielles). Les réseaux de distribution HTA
sont, quant à eux, le plus souvent exploités en radial, éventuellement sous forme de boucle
ouverte : le courant de défaut circule dans un sens connu, de sorte que des protections à
maximum de courant sélectives par temporisation y suffisent généralement.
2.1.3 Domaines de tension
Les installations électriques sont classées en domaines de tension. Le présent mémoire
emploie les appellations BT, HTA et HTB selon la classification de la norme française NF C
18-510, couramment utilisée dans le contexte francophone et rappelée au tableau 5. La
nomenclature d’exploitation applicable au Burkina Faso doit néanmoins être rapprochée des
documents de référence de la SONABEL.
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Domaine
TBT
BT
HTA
HTB
Tension alternative (valeur efficace)
U ≤ 50 V
50 V < U ≤ 1 000 V
1 kV < U ≤ 50 kV
U > 50 kV
Exemples au Burkina Faso
Circuits de commande et de sécurité
Distribution aux abonnés (400/230 V)
Réseaux 15 kV et 33 kV
Réseaux 90 kV, 132 kV et 225 kV
Tableau 5 : Domaines de tension en courant alternatif
Source : auteur, d’après la NF C 18-510
2.2 Les postes électriques
2.2.1 Définition et fonctions
Un poste électrique est un ouvrage qui assure, en un point donné du réseau, la
transformation de la tension et/ou l’interconnexion de plusieurs circuits, tout en garantissant la
protection, la mesure et la manœuvre des départs qui y aboutissent. Il constitue un nœud du
réseau où se concentrent les équipements nécessaires à une exploitation sûre et fiable. Ses
fonctions principales sont les suivantes :
•
•
•
•
•
•
•
transformer la tension entre deux niveaux du réseau ;
répartir l’énergie entre plusieurs départs ;
sectionner les circuits afin de permettre leur isolement en vue des travaux ;
protéger les équipements et les réseaux contre les conséquences des défauts ;
commander les appareils de coupure, localement ou à distance ;
mesurer les grandeurs électriques pour l’exploitation et le comptage ;
surveiller l’état de l’installation et enregistrer les événements.
Dans le cadre de cette étude, le futur poste 90/15 kV aura pour fonction principale
d’abaisser la tension du réseau de transport 90 kV au niveau 15 kV, afin d’alimenter les
départs de distribution de la zone concernée.
2.2.2 Typologie des postes électriques
Selon leur fonction dans le réseau, on distingue cinq catégories de postes :
•
•
•
•
•
les postes de sortie de centrale, qui raccordent une centrale de production au réseau
(postes 33/15 kV de Ouaga 1 et de Kossodo) ;
les postes élévateurs, qui élèvent la tension de la production au niveau du transport (poste
6,6/132 kV de Bagré) ;
les postes d’interconnexion, qui relient plusieurs lignes, éventuellement de niveaux de
tension différents (poste 132 kV de Zano, poste 225/34,5/33 kV de Zagtouli) ;
les postes sources HTB/HTA, qui abaissent la tension du réseau de transport vers la
distribution : c’est la catégorie à laquelle appartient le futur poste 90/15 kV ;
les postes de distribution HTA/BT, qui alimentent directement la clientèle résidentielle,
tertiaire ou industrielle (postes Kanazoé et BCEAO 15/0,4 kV).
Les postes se distinguent également par leur technologie d’isolement. Les postes à
isolement dans l’air (AIS), installés à l’extérieur, sont les plus économiques mais exigent une
emprise foncière importante ; les postes sous enveloppe métallique isolés au SF6 (GIS) sont
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compacts et adaptés aux zones urbaines denses, au prix d’un coût d’investissement plus élevé
; les solutions hybrides combinent les deux approches. L’aspect d’un poste varie en
conséquence : il peut être implanté en surface dans une enceinte clôturée, à l’intérieur d’un
bâtiment ou en souterrain.
Au Burkina Faso, la SONABEL exploite vingt-trois postes HTB, qui constituent
l’ossature du réseau de transport et jouent un rôle déterminant dans la sécurité d’alimentation
du pays, notamment lors des reports de charge consécutifs à un incident sur une ligne ou un
ouvrage.
2.2.3 Principaux équipements d’un poste HTB/HTA
Un poste HTB/HTA associe des équipements de puissance, des réducteurs de mesure et
des équipements de protection et de contrôle-commande. Le tableau 6 précise, pour chacun,
sa fonction et les grandeurs qui en déterminent le choix ; ce sont ces grandeurs que le
dimensionnement devra établir.
Équipement
Transformateur de
puissance
Disjoncteur
Sectionneur
Sectionneur de terre
Transformateur de
courant (TC)
Transformateur de
tension (TT)
Jeu de barres
Fonction principale
Modifier le niveau de tension et
transférer la puissance entre réseaux.
Établir, supporter et interrompre les
courants normaux et les courants de
défaut.
Assurer l’isolement visible d’un circuit,
manœuvré hors charge.
Mettre à la terre la partie isolée pour
garantir la sécurité des intervenants.
Fournir une image secondaire réduite du
courant aux appareils de mesure et aux
relais.
Fournir une image secondaire réduite de
la tension.
Recevoir et répartir l’énergie entre les
circuits du poste.
Parafoudre
Limiter les surtensions transitoires aux
bornes de l’équipement protégé.
Relais de protection
Analyser les grandeurs mesurées et
émettre les ordres de déclenchement.
Réseau de mise à la
terre
Écouler les courants de défaut et limiter
les tensions de contact et de pas.
Paramètres déterminants pour la conception
Puissance, tensions, couplage, tension de courtcircuit, mode de refroidissement, niveau
d’isolement.
Tension et courant assignés, pouvoir de coupure,
tenue thermique et dynamique, durée de coupure.
Tension et courant assignés, distances
d’isolement, tenue au court-circuit.
Tenue thermique et dynamique, pouvoir de
fermeture sur court-circuit selon la classe,
verrouillages.
Rapport, classe de précision, puissance de
précision, facteur limite de précision, saturation,
tenue au court-circuit.
Rapport, classe, puissance de précision, facteur de
tension, niveau d’isolement.
Courant assigné, tenue thermique et
électrodynamique, échauffement, isolement.
Tension de régime permanent Uc, tension assignée
Ur, niveau de protection, tenue aux surtensions
temporaires.
Fonctions disponibles, sensibilité, rapidité,
entrées/sorties, alimentation auxiliaire,
communication.
Courant de défaut et durée, résistivité du sol,
maillage, critères de sécurité des personnes.
Tableau 6 : Équipements principaux d’un poste HTB/HTA et grandeurs à dimensionner
Source : auteur
Trois distinctions méritent d’être soulignées, car elles conditionnent directement la
conception du système de protection :
•
Disjoncteur et sectionneur. Seul le disjoncteur est capable d’interrompre un courant de
défaut. Le sectionneur, dépourvu de pouvoir de coupure significatif, assure l’isolement
visible et ne se manœuvre qu’à vide ; des verrouillages interdisent sa manœuvre lorsque le
disjoncteur associé est fermé.
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•
•
TC de mesure et TC de protection. La norme CEI 61869-2 distingue les noyaux de
mesure (classes 0,2 ou 0,5 par exemple), précis au voisinage du courant assigné mais
conçus pour saturer en cas de court-circuit afin de préserver les appareils de mesure, et les
noyaux de protection (classes 5P ou 10P suivies du facteur limite de précision, par
exemple 5P20, ou classes PX et TPY), qui doivent reproduire fidèlement les courants de
défaut. Un TC de mesure ne peut donc pas alimenter une protection différentielle.
TT inductif et transformateur condensateur de tension. Le premier fonctionne par
induction électromagnétique ; le second associe un diviseur capacitif à un transformateur
intermédiaire, solution économique en HTB et utilisable comme condensateur de couplage
pour les liaisons par courants porteurs.
La structure du réseau et la constitution des postes étant établies, il convient d’examiner
les contraintes électriques auxquelles ces équipements sont exposés. Les premières tiennent
au mode de raccordement du neutre à la terre, qui gouverne à la fois l’intensité des défauts à
la terre et l’amplitude des surtensions.
2.3 Régimes du neutre, surtensions et coordination de l’isolement
2.3.1 Régimes du neutre
Le régime du neutre désigne le mode de liaison entre le point neutre d’un réseau et la
terre. Il détermine l’intensité du courant de défaut à la terre ainsi que l’élévation de tension
des phases saines pendant ce défaut, et conditionne par conséquent le choix des parafoudres,
le niveau d’isolement des matériels et le principe des protections de terre. Le tableau 7
compare les principaux régimes.
Courant de défaut à la
terre
Élevé, du même ordre
que le courant de courtcircuit triphasé
Tension des phases
saines
Faiblement élevée
(facteur de défaut à la
terre ≤ 1,4)
Neutre impédant
(résistance ou
réactance)
Limité par l’impédance
de mise à la terre
Peut atteindre la tension
composée
Neutre isolé
Faible, de nature
capacitive
Tension composée, voire
davantage (défauts
réamorçants, résonances)
Neutre compensé
(bobine de Petersen)
Très faible (courant
capacitif compensé)
Comparable au neutre
isolé
Régime
Neutre directement
à la terre
Conséquences pour la protection
Détection aisée par maximum de courant
résiduel ; contraintes thermiques et
électrodynamiques élevées.
Dommages limités ; protections de terre
sensibles nécessaires ; isolement et
parafoudres choisis en conséquence.
Continuité de service possible au
premier défaut ; détection délicate,
protections directionnelles requises.
Auto-extinction des défauts fugitifs ;
protections spécifiques (wattmétriques,
transitoires).
Tableau 7 : Comparaison des régimes du neutre
Source : auteur
Le facteur de défaut à la terre k caractérise l’élévation de tension : c’est le rapport entre
la tension efficace phase-terre la plus élevée d’une phase saine pendant le défaut et la tension
phase-terre en l’absence de défaut. Un réseau est dit effectivement mis à la terre lorsque k ne
dépasse pas 1,4 ; ce critère, utilisé par la CEI 60071-1, intervient directement dans le choix de
la tension assignée des parafoudres.
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Cette question revêt une importance particulière pour le futur poste. Le transformateur de
référence étant couplé en YNd11, son enroulement 90 kV en étoile dispose d’un neutre
accessible, qui pourra être relié à la terre conformément à la pratique du réseau de transport.
En revanche, son enroulement 15 kV en triangle ne possède pas de point neutre : si le
réseau 15 kV doit être exploité avec un neutre impédant, il faudra créer un neutre artificiel, au
moyen d’un transformateur de point neutre (bobine zigzag) associé à une impédance de
limitation. Ce point sera traité lors du dimensionnement.
2.3.2 Les surtensions
Une surtension est une élévation de tension dont la valeur de crête dépasse celle qui
correspond à la tension la plus élevée du réseau en régime normal. Selon leur origine, on
distingue les surtensions d’origine externe, essentiellement dues à la foudre, et les
surtensions d’origine interne, liées à l’exploitation du réseau : manœuvres d’appareils,
défauts à la terre, pertes brusques de charge, phénomènes de résonance ou de ferrorésonance.
La norme CEI 60071-1 les classe selon leur forme et leur durée (tableau 8).
Classe
Permanente
Temporaire
À front lent
À front rapide
À front très
rapide
Origines typiques
Tension de service à
fréquence industrielle
Défaut à la terre, perte de
charge, ferrorésonance
Manœuvres d’enclenchement
et de déclenchement, défauts
Foudre (coup direct ou
indirect)
Manœuvres de sectionneurs
dans les postes GIS
Forme et durée caractéristiques
Valeur efficace constante, appliquée
en permanence
Oscillation à fréquence industrielle
(10 à 500 Hz), de 0,02 s à 3 600 s
Temps de crête de 20 µs à 5 000 µs
; durée de queue ≤ 20 ms
Temps de front de 0,1 µs à 20 µs ;
durée de queue ≤ 300 µs
Temps de front ≤ 0,1 µs,
oscillations superposées de haute
fréquence
Tableau 8 : Classification des surtensions
Source : auteur, d’après la CEI 60071-1
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Forme normalisée d’essai
–
Tension de courte durée à
fréquence industrielle (1 min)
Choc de manœuvre 250/2
500 µs
Choc de foudre 1,2/50 µs
Fixée au cas par cas
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Figure 7 : Représentation qualitative des classes de surtensions
Source : auteur (schéma de principe)
Les conséquences d’une surtension sont le claquage des isolants internes, le
contournement des isolateurs et l’amorçage d’arcs qui dégénèrent en courts-circuits ; des
surtensions répétées accélèrent par ailleurs le vieillissement des isolations. Au Burkina Faso,
l’intensité de l’activité orageuse pendant la saison des pluies rend la protection contre les
surtensions de foudre particulièrement importante pour les lignes aériennes et les postes qui
leur sont raccordés.
Les moyens de protection relèvent de deux logiques complémentaires. La première
consiste à limiter les surtensions à la source ou aux bornes des équipements : câbles de garde
des lignes, parafoudres à oxyde métallique, éclateurs, choix du régime du neutre et maîtrise
des manœuvres. La seconde consiste à dimensionner l’isolement des matériels pour qu’il
supporte les surtensions résiduelles avec une marge suffisante : c’est l’objet de la coordination
de l’isolement. Les relais à maximum de tension (fonction 59) complètent ce dispositif pour
les surtensions temporaires prolongées, que les parafoudres ne sont pas conçus pour limiter.
S’agissant des réseaux de distribution, la norme EN 50160 indique, à titre de valeurs
indicatives de qualité de la tension, que les surtensions temporaires dues à un défaut à la terre
n’excèdent généralement pas 1,7 fois la tension déclarée dans les réseaux à neutre mis à la
terre directement ou par une impédance, et 2 fois cette tension dans les réseaux à neutre isolé
ou compensé. Il s’agit de valeurs observées, et non de limites de dimensionnement.
2.3.3 Coordination de l’isolement et parafoudres
La coordination de l’isolement consiste à choisir la tenue diélectrique des matériels en
fonction des surtensions susceptibles d’apparaître et des caractéristiques des dispositifs de
protection, de manière à réduire à un niveau acceptable, sur les plans économique et
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opérationnel, la probabilité de défaillance. La démarche définie par les normes CEI 60071-1
et CEI 60071-2 s’articule en quatre étapes :
1. détermination des surtensions représentatives Urp auxquelles le matériel est exposé,
compte tenu des parafoudres installés ;
2. détermination des tensions de tenue de coordination Ucw, en appliquant un facteur de
coordination qui traduit l’incertitude statistique sur les contraintes et les tenues ;
3. détermination des tensions de tenue exigées Urw, en appliquant un facteur de sécurité Ks
(de l’ordre de 1,15 pour l’isolation interne et 1,05 pour l’isolation externe selon la CEI
60071-2) et, si nécessaire, un facteur de correction d’altitude ;
4. choix des tensions de tenue normalisées Uw parmi les valeurs de la CEI 60071-1. Pour
les matériels de la gamme I (Um ≤ 245 kV), l’isolement est spécifié par la tenue à
fréquence industrielle de courte durée et la tenue au choc de foudre.
Le parafoudre à oxyde métallique (CEI 60099-4, guide de choix CEI 60099-5) est
l’élément central de cette démarche. Sa caractéristique tension-courant fortement non linéaire
lui permet de rester quasi isolant sous la tension de service et de devenir conducteur au
passage d’une surtension, dont il limite l’amplitude à son niveau de protection. Son choix
repose sur trois conditions : une tension de régime permanent Uc supérieure à la tension
phase-terre maximale permanente ; une tension assignée Ur compatible avec les surtensions
temporaires et leur durée, laquelle dépend du régime du neutre et de la rapidité d’élimination
des défauts ; un niveau de protection suffisamment inférieur à la tenue au choc des matériels
protégés, compte tenu de la distance qui les sépare.
Les surtensions ne constituent toutefois qu’une catégorie de perturbations. Il convient à
présent d’examiner l’ensemble des défauts qui peuvent affecter un poste HTB/HTA, et en
premier lieu les courts-circuits, qui imposent les contraintes les plus sévères au système de
protection.
2.4 Défauts dans les réseaux électriques
2.4.1 Notion de défaut et classification
Un défaut électrique est une anomalie qui modifie les tensions et les courants du réseau
par rapport à leurs valeurs normales et qui, s’il n’est pas éliminé rapidement, peut
endommager les équipements, compromettre la sécurité des personnes ou perturber la stabilité
du système. Les principaux défauts rencontrés sont :
•
•
•
•
•
•
les courts-circuits, entre phases ou entre phase et terre ;
les défauts d’isolement, y compris les défauts à la masse ;
les surcharges, d’origine thermique ;
les surtensions, examinées à la section précédente ;
les défaillances d’appareils de coupure, en particulier des disjoncteurs ;
les perturbations du système, telles que les baisses importantes de fréquence et les pertes
de synchronisme.
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Les défauts se distinguent également par leur durée, critère déterminant pour les
automatismes de réenclenchement. Un défaut fugitif disparaît après une coupure très brève
(balancement de conducteurs, objet porté par le vent) ; un défaut semi-permanent disparaît
après une coupure de quelques dizaines de secondes (branche brûlée par l’arc) ; un défaut
permanent exige une intervention (rupture de câble, isolateur détruit) ; un défaut autoextincteur disparaît spontanément, notamment dans les réseaux à neutre compensé. La forte
proportion de défauts fugitifs sur les lignes aériennes justifie le recours au réenclenchement
automatique, alors que les défauts sur câbles souterrains sont généralement permanents.
2.4.2 Les surcharges
Une surcharge apparaît lorsque la puissance appelée sur un ouvrage dépasse sa capacité
assignée. Elle se distingue du court-circuit par une intensité modérée, de l’ordre de une à une
fois et demie le courant assigné, mais par une durée potentiellement longue. Son effet est
essentiellement thermique : l’échauffement des conducteurs croît comme le carré du courant
et s’établit avec la constante de temps thermique de l’équipement (figure 8). Une surcharge
brève peut ainsi être tolérée, alors qu’une surcharge modérée mais prolongée conduit à
dépasser la température admissible.
Figure 8 : Surcharge temporaire et surcharge prolongée : évolution du courant et de l’échauffement
Source : auteur (schéma de principe)
Pour un transformateur immergé dans l’huile, la grandeur critique est la température du
point chaud des enroulements, qui gouverne le vieillissement de l’isolation cellulosique.
Selon la CEI 60076-7, pour un papier non thermiquement stabilisé, la vitesse relative de
vieillissement V double environ tous les 6 K au-delà de la température de référence de 98 °C :
V = 2(θh − 98) / 6 (2.2)
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où θh est la température du point chaud en degrés Celsius. Une exploitation prolongée à
110 °C, par exemple, vieillit l’isolation environ quatre fois plus vite qu’à 98 °C. Les
conséquences d’une surcharge sont donc l’échauffement lent et progressif des parties actives,
le vieillissement accéléré et la dégradation des propriétés diélectriques des isolants, qui
peuvent à terme provoquer un court-circuit interne. À l’échelle du système, une demande
supérieure à la production disponible se traduit par une baisse de fréquence et impose des
délestages, phénomène observé dans la zone de Ouaga 2000.
Les moyens de protection comprennent la protection à image thermique (fonction 49), les
sondes de température d’huile et d’enroulement des transformateurs (fonction 26), les relais
thermiques et les déclencheurs thermiques des disjoncteurs en basse tension, les fusibles dans
les réseaux de distribution et, au niveau du système, les automatismes de délestage par
minimum de fréquence (fonction 81).
2.4.3 Les courts-circuits
Un court-circuit résulte d’une liaison anormale, franche ou par l’intermédiaire d’un arc ou
d’une résistance, entre des conducteurs portés à des potentiels différents, ou entre un
conducteur actif et la terre. Il provoque un courant élevé, limité seulement par les impédances
de la source, des lignes, des transformateurs et du chemin de défaut. L’intensité de ce courant
dépend du type de défaut (tableau 9) et de l’endroit où il se produit.
Type de défaut
Description
Triphasé
Les trois phases sont reliées par le défaut,
avec ou sans connexion à la terre.
Biphasé isolé
Deux phases sont mises en contact.
Biphasé à la terre
Monophasé à la
terre
Deux phases sont en contact entre elles et
avec la terre.
Une phase entre en contact avec la terre
ou une masse métallique.
Intérêt pour la protection
Défaut symétrique ; fournit généralement le courant
maximal utilisé pour le dimensionnement de
l’appareillage.
Courant égal à √3/2 du courant triphasé lorsque Z1 =
Z2 ; souvent retenu pour vérifier la sensibilité.
L’impédance homopolaire et le régime du neutre
deviennent déterminants.
Défaut le plus fréquent sur les lignes aériennes ; son
intensité dépend fortement du régime du neutre.
Tableau 9 : Principaux types de courts-circuits
Source : auteur
Les défauts dissymétriques s’analysent au moyen de la méthode des composantes
symétriques de Fortescue, qui décompose tout système triphasé déséquilibré en un système
direct, un système inverse et un système homopolaire, caractérisés respectivement par les
impédances Z1, Z2 et Z0. La norme CEI 60909-0 en déduit les courants de court-circuit
symétriques initiaux, avec Un la tension nominale et c le facteur de tension (cmax = 1,10 pour
le calcul des courants maximaux en haute tension) :
I"k3 = c · Un / (√3 · |Z1|)
(2.3)
I"k2 = c · Un / |Z1 + Z2| (2.4)
I"k1 = √3 · c · Un / |Z1 + Z2 + Z0|
10
(2.5)
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La relation (2.5) montre que le courant de défaut monophasé dépend directement de
l’impédance homopolaire, donc du régime du neutre : il est du même ordre que le courant
triphasé dans un réseau à neutre direct, et limité à quelques centaines d’ampères dans un
réseau à neutre impédant. La norme distingue par ailleurs la valeur de crête du courant, i p = κ
· √2 · I"k, où κ dépend du rapport R/X du circuit, et le courant thermique équivalent Ith, qui
caractérisent respectivement les sollicitations électrodynamiques et thermiques.
Le calcul des courants de court-circuit répond ainsi à deux objectifs distincts. Les
courants maximaux servent à dimensionner les disjoncteurs (pouvoir de coupure et de
fermeture), les jeux de barres et les liaisons (tenue thermique et électrodynamique), ainsi que
les TC (facteur limite de précision). Les courants minimaux, calculés avec la configuration
de réseau la plus faible et le facteur cmin, servent à vérifier que les protections détectent tous
les défauts de leur zone.
2.4.4 Défauts d’isolement et défauts à la terre
Un défaut d’isolement se produit lorsque l’isolation entre une partie active et la terre, une
masse métallique ou une autre phase se dégrade jusqu’à permettre le passage d’un courant.
Lorsqu’il concerne une masse métallique reliée à la terre, on parle de défaut à la masse.
L’intensité du courant de défaut dépend de la résistance du défaut, des impédances du réseau
et du régime du neutre ; un défaut résistant, par exemple sur un sol sec, peut produire un
courant inférieur au courant de charge et échapper aux protections à maximum de courant de
phase.
La détection s’appuie sur les grandeurs homopolaires : courant résiduel obtenu par
sommation des courants des trois phases, courant mesuré par un TC tore entourant les trois
conducteurs, courant circulant dans la connexion de mise à la terre du neutre, ou tension
résiduelle mesurée par des TT. Le choix de la méthode dépend du schéma de mise à la terre et
de la sensibilité recherchée.
2.4.5 Défaillance du disjoncteur
La défaillance d’un disjoncteur survient lorsque celui-ci ne parvient pas à interrompre le
courant après avoir reçu un ordre d’ouverture, en raison d’un défaut mécanique (mécanisme
bloqué), électrique (bobine de déclenchement coupée) ou de commande (perte de la source
auxiliaire), ou encore d’une perte des propriétés du milieu de coupure. Le défaut persiste alors
et ne peut être éliminé que par l’ouverture des disjoncteurs adjacents qui l’alimentent. Une
fonction dédiée, dite de défaillance disjoncteur (fonction 50BF), surveille la persistance du
courant après l’ordre de déclenchement et commande, après une courte temporisation,
l’ouverture de ces disjoncteurs. Cette fonction est d’autant plus importante qu’un défaut non
éliminé peut affecter une partie étendue du poste et du réseau.
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2.4.6 Perturbations du fonctionnement du système
Certaines perturbations ne concernent pas un ouvrage isolé mais l’équilibre du système
dans son ensemble. Une baisse importante de fréquence traduit un déficit de production par
rapport à la consommation ; elle est traitée par des automatismes de délestage par paliers de
fréquence. Une perte de synchronisme survient lorsqu’un groupe de production ou une partie
du réseau ne parvient plus à fonctionner en phase avec le reste du système, à la suite d’un
défaut éliminé trop lentement ; des protections spécifiques séparent alors les zones
concernées. Ces phénomènes rappellent que la rapidité d’élimination des défauts
conditionne non seulement la tenue des matériels, mais aussi la stabilité du réseau.
La diversité de ces défauts, de leurs intensités et de leurs durées impose de disposer d’un
ensemble cohérent de dispositifs capables de les détecter et d’en limiter les conséquences :
c’est le rôle du système de protection.
2.5 Systèmes de protection des réseaux électriques
2.5.1 Définition et chaîne de protection
Un système de protection est un ensemble coordonné de réducteurs de mesure, de relais,
de circuits auxiliaires, de disjoncteurs et de fonctions de supervision, destiné à détecter les
conditions anormales de fonctionnement et à isoler la partie défectueuse du réseau. Il doit agir
suffisamment vite pour limiter les conséquences du défaut, tout en évitant de mettre hors
service les parties saines.
Son fonctionnement repose sur une chaîne (figure 9) : les TC et les TT prélèvent une
image des grandeurs électriques ; le relais les traite, les compare à ses seuils et décide du
déclenchement ; l’ordre est transmis par le circuit de déclenchement à la bobine du
disjoncteur, qui interrompt le courant. Une source auxiliaire secourue, généralement une
batterie à courant continu, alimente les relais et les circuits de déclenchement
indépendamment de l’état du réseau. La performance réelle dépend donc de l’ensemble de la
chaîne et non de la seule précision du relais : un TC saturé, une batterie défaillante ou une
bobine coupée suffisent à compromettre l’élimination d’un défaut.
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Figure 9 : Chaîne fonctionnelle d’un système de protection
Source : auteur (schéma de principe)
La protection d’un poste est organisée en zones, chacune correspondant à un ouvrage
(ligne, transformateur, jeu de barres, départ). Les limites des zones sont matérialisées par
l’emplacement des TC, et les zones voisines se chevauchent autour des disjoncteurs afin
qu’aucun point ne demeure sans protection. Chaque zone dispose d’une protection
principale, rapide et sélective, et d’une protection de secours, qui intervient si la protection
principale ou le disjoncteur fait défaut.
2.5.2 Qualités d’un système de protection
Pour remplir sa mission, un système de protection doit satisfaire plusieurs exigences,
résumées au tableau 10. Ces exigences sont en partie antagonistes : une protection très
sensible et très rapide est plus exposée aux déclenchements intempestifs. La conception
consiste donc à rechercher le meilleur compromis pour chaque zone.
Qualité
Sélectivité
Rapidité
Sensibilité
Fiabilité
Simplicité et
maintenabilité
Secours
Définition
Isoler uniquement la zone en défaut, sans
interrompre inutilement les autres.
Éliminer le défaut dans un délai compatible
avec la tenue des matériels et la stabilité du
réseau.
Détecter le plus faible défaut pertinent dans la
zone protégée.
Fonctionner lorsque c’est nécessaire (sûreté) et
ne pas fonctionner à tort (sécurité).
Faciliter les essais, le diagnostic et
l’exploitation.
Éliminer le défaut si la protection principale ou
le disjoncteur échoue.
Conséquence pour la conception
Définir les zones, les seuils et les
temporisations.
Choisir des fonctions et des temps adaptés aux
équipements protégés.
Vérifier les courants de défaut minimaux et la
fidélité des TC et des TT.
Vérifier les alimentations, les circuits de
déclenchement et la redondance.
Documenter les réglages, les schémas et les
procédures d’essai.
Coordonner avec les protections amont ou
adjacentes ; prévoir la fonction 50BF.
Tableau 10 : Principales qualités d’un système de protection
Source : auteur
13
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2.5.3 Fonctions de protection usuelles
Les fonctions de protection sont désignées par les numéros conventionnels de la norme
IEEE C37.2, couramment appelés codes ANSI. Le tableau 11 présente les fonctions usuelles
des réseaux HTB/HTA. La présence d’une fonction dans ce tableau ne signifie pas qu’elle
doive être systématiquement installée : son choix dépend du schéma du poste, de
l’équipement protégé, des conditions d’exploitation et des prescriptions de l’exploitant.
Code
50 / 51
50N / 51N
67 / 67N
Fonction
Maximum de courant de
phase
Maximum de courant
résiduel
Directionnelle de phase /
de terre
Différentielle de jeu de
barres
Gaz (Buchholz) ou
pression
Température / image
thermique
Surfluxage
Rapport tension/fréquence
Transformateurs et machines, lorsque la
fonction est prévue
Valeur de la tension
Surveillance de tension, automatismes
Composante inverse du courant
Machines, détection de déséquilibres
Fréquence mesurée
Délestage, protection du système
Distance
87T
Différentielle de
transformateur
64REF
Terre restreinte
63
26 / 49
24
27 / 59
46
81
Courant résiduel ou courant du neutre
Applications typiques
Départs, arrivées, secours du
transformateur
Défauts à la terre, selon le régime du
neutre
Réseaux maillés, sources multiples,
réseaux à forts courants capacitifs
Courant et grandeur de polarisation
indiquant le sens du défaut
Impédance apparente calculée à partir
des tensions et des courants
Comparaison des courants compensés
aux limites de la zone
Comparaison du courant résiduel et du
courant du neutre d’un enroulement
Somme vectorielle des courants des
circuits raccordés
Contacts de dispositifs mécaniques
dédiés
Mesure de température ou modèle
thermique
21
87B
Principe ou grandeur surveillée
Courant de phase ; instantané (50) ou
temporisé (51)
Minimum / maximum de
tension
Composante inverse
Minimum / maximum de
fréquence
79
Réenclencheur
50BF
Défaillance disjoncteur
86
Relais de verrouillage
Refermeture automatique après
déclenchement
Persistance du courant après un ordre de
déclenchement
Maintien de l’ordre de déclenchement
jusqu’au réarmement manuel
Lignes HTB
Protection principale des défauts
internes du transformateur
Défauts à la terre des enroulements,
notamment à courant limité
Défauts de jeu de barres, si
l’architecture le permet
Transformateurs à huile équipés de ces
dispositifs
Transformateurs, câbles, moteurs
Lignes et départs aériens
Toutes les travées
Transformateurs, jeux de barres
Tableau 11 : Fonctions de protection et domaines d’application
Source : auteur, d’après la norme IEEE C37.2
Pour le futur poste 90/15 kV, les fonctions à considérer en priorité sont la protection
différentielle du transformateur et ses protections propres (87T, 64REF, 63, 26, 49), les
protections à maximum de courant de phase et de terre de l’arrivée et des départs 15 kV
(50/51, 50N/51N), la protection contre la défaillance des disjoncteurs (50BF), ainsi que les
protections de distance et directionnelles de terre des lignes 90 kV (21, 67N), dont le réglage
relève du plan de protection du réseau de transport de la SONABEL.
14
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2.6 Sélectivité et coordination des protections
2.6.1 Principes de sélectivité
La sélectivité est l’aptitude d’un système de protection à n’isoler que la partie du réseau
affectée par un défaut, en maintenant l’alimentation des parties saines. Elle peut être obtenue
par plusieurs principes, souvent combinés au sein d’un même poste (tableau 12).
Principe
Ampèremétrique
Chronométrique
Logique
Directionnelle
Différentielle
Description
Les seuils de courant sont choisis pour
distinguer les défauts selon leur intensité,
donc selon leur emplacement.
La protection la plus proche du défaut agit la
première ; les protections amont sont
temporisées et assurent le secours.
Les relais échangent des signaux de blocage
ou d’autorisation pour accélérer l’élimination
du défaut.
Le relais tient compte du sens du courant de
défaut pour ne déclencher que dans la
direction surveillée.
Les courants mesurés aux limites d’une zone
sont comparés après compensation
appropriée.
Atouts et limites
Simple lorsque les courants de défaut sont
nettement différenciés, par exemple de part et
d’autre d’un transformateur ; inefficace si les
niveaux se recouvrent.
Simple et intrinsèquement secourue ; les temps
d’élimination s’allongent en remontant vers la
source.
Rapide et ciblée ; exige des liaisons ou une
communication fiables, une logique éprouvée et
un repli en cas de perte du signal.
Indispensable dans les réseaux maillés ou à
sources multiples ; requiert une grandeur de
polarisation fiable.
Absolument sélective et instantanée pour les
défauts internes ; exige des TC adaptés et une
stabilité démontrée sur défaut extérieur.
Tableau 12 : Principes de sélectivité et de coordination
Source : auteur
La sélectivité chronométrique mérite une attention particulière, car elle constitue le
socle de la coordination des protections à maximum de courant. Entre deux protections
successives, l’écart de temps de fonctionnement, ou intervalle de sélectivité Δt, doit couvrir la
durée de coupure du disjoncteur aval, le temps de dépassement du relais amont, les erreurs de
temps des deux relais et une marge de sécurité ; il est usuellement compris entre 0,3 s et 0,4 s
avec des relais numériques. L’emploi de courbes à temps inverse normalisées par la CEI
60255-151 permet de réduire les temps d’élimination des défauts les plus violents, puisque le
temps de fonctionnement décroît lorsque le courant augmente.
La sélectivité logique remédie à l’allongement des temps vers l’amont : une protection
aval qui détecte le défaut adresse un ordre de blocage à la protection amont ; celle-ci, si elle
n’est pas bloquée, en déduit que le défaut est situé dans sa propre zone et déclenche
rapidement. La transmission peut être réalisée par fils pilotes ou par messages GOOSE selon
la norme CEI 61850. Quant à la sélectivité différentielle, très sensible et instantanée, elle doit
toujours être complétée par une protection de secours, puisqu’elle ne voit pas les défauts
extérieurs à sa zone.
2.6.2 Coordination entre transformateur, arrivée et départs
Dans le futur poste 90/15 kV, les protections doivent être hiérarchisées de façon à traiter
différemment un défaut interne au transformateur, un défaut sur le jeu de barres 15 kV et un
défaut sur un départ. Un défaut interne au transformateur relève prioritairement de la
protection différentielle 87T et des dispositifs propres au transformateur, qui commandent
15
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l’ouverture simultanée des disjoncteurs 90 kV et 15 kV. Un défaut sur un départ 15 kV doit
être éliminé en premier lieu par la protection de ce départ ; les protections de l’arrivée 15 kV,
puis celles du côté 90 kV du transformateur, n’interviennent qu’en secours, avec des
temporisations croissantes.
Les temps de fonctionnement exacts ne peuvent être fixés qu’une fois connus les courants
de défaut, les caractéristiques des relais et la durée de coupure des disjoncteurs ; leur
détermination fait l’objet de l’étude de coordination menée lors de la conception du système
de protection.
2.7 Les relais de protection
2.7.1 Définition et qualités spécifiques
Le relais de protection est le dispositif dont la fonction essentielle consiste à comparer
une grandeur électrique à une grandeur de référence, électrique ou mécanique. La
modification du résultat de cette comparaison au moment de l’apparition du défaut en permet
la détection, voire la localisation.
Outre la sélectivité, la rapidité, la sensibilité et la fiabilité, déjà définies au tableau 10, un
relais doit présenter deux qualités qui lui sont propres. L’autonomie lui permet de fonctionner
correctement sans nouveau réglage malgré les variations de puissance de court-circuit et les
modifications temporaires de la configuration du réseau. L’adaptation au réseau lui permet
de tenir compte de la structure et du mode d’exploitation du réseau, du type de lignes, de la
nature souvent fugitive des défauts sur les lignes aériennes, des variations de charge entre le
jour et la nuit et des surcharges temporairement admissibles.
2.7.2 Classification technologique
Du point de vue technologique, les relais se répartissent en deux grandes familles : la
technologie analogique, qui regroupe les relais électromécaniques et les relais statiques, et la
technologie numérique. Cette évolution historique s’est accompagnée d’un gain continu en
précision, en rapidité et en nombre de fonctions.
Les relais électromécaniques. Ils exploitent les lois de l’électromagnétisme et de la
mécanique. Dans un relais électromagnétique, le courant parcourant une bobine crée un flux
dans un circuit magnétique comportant une partie fixe et une partie mobile ; la force qui en
résulte tend à réduire la réluctance du circuit et déplace l’équipage mobile qui actionne les
contacts. Les principales variantes sont les relais électrodynamiques, dans lesquels une
bobine mobile se déplace dans le champ d’une bobine fixe ; les relais à induction, dont
l’exemple type est le relais à disque de Ferraris, à la base des premières protections à temps
inverse ; et les relais thermiques, qui utilisent la dilatation d’une lame bimétallique échauffée
par le courant. Robustes et d’un principe aisément vérifiable, ces relais sont en revanche
encombrants, exigent un entretien mécanique et offrent une précision et une souplesse de
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Mémoire de Master Professionnel – Électromécanique – SERME Sayouba
réglage limitées ; leur temps de fonctionnement est de l’ordre de 150 à 200 ms. Les relais
RMV, RMA, RMAH et PAK en sont des exemples.
[Insérer ici la photographie du rapport original]
Figure 10 : Exemple de relais électromécanique
Source : guide de relais électromécaniques (référence à préciser)
Les relais statiques. L’avènement des semi-conducteurs a permis de remplacer les
organes de mesure mobiles par des circuits électroniques analogiques (transistors, diodes,
amplificateurs opérationnels, logique câblée), qui réalisent la mesure et la comparaison des
grandeurs ; l’ordre de déclenchement reste transmis par des relais de sortie. Ces relais sont
plus rapides (quelques dizaines de millisecondes), plus précis, de faible consommation et ne
comportent pas de pièces mobiles dans leur chaîne de mesure, ce qui réduit l’entretien. Ils
restent toutefois sensibles à la température et aux perturbations électromagnétiques, et leurs
fonctions, figées par le câblage, ne peuvent être modifiées. Les relais ITG, TTG, PTG, DTT
7031, TA 3220, TVN 1111, TF 1111 et TWL en sont des exemples.
[Insérer ici la photographie du rapport original]
Figure 11 : Exemple de relais statique (gamme TTG)
Source : document « Relais TTG 7000 et 7100 : caractéristiques et applications » (référence à préciser)
Les relais numériques. Nés du développement des microprocesseurs, ils échantillonnent
les signaux issus des TC et des TT après filtrage analogique, les convertissent au moyen d’un
convertisseur analogique-numérique, puis en extraient par calcul les grandeurs utiles
(phaseurs fondamentaux, composantes symétriques, harmoniques) sur lesquelles opèrent des
algorithmes de protection configurables. Outre les qualités des relais statiques, ils offrent un
réglage précis et convivial par dialogue homme-machine, une autosurveillance permanente, la
réunion de nombreuses fonctions dans un même appareil, l’adaptation à toute configuration de
réseau, la mémorisation des événements et des perturbographies, la possibilité d’intervention
à distance et l’intégration aux réseaux de communication du poste, notamment selon la norme
CEI 61850. Leur mise en œuvre exige en contrepartie une gestion rigoureuse des réglages, des
versions logicielles, de la cybersécurité et de l’alimentation auxiliaire. Les relais MiCOM
P127, P441 et P63x, les gammes SEPAM 2000 et SEPAM 1000+, les relais VAMP et la
gamme Multilin de GE (dont le D60) en sont des exemples.
17
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[Insérer ici la photographie du rapport original]
Figure 12 : Exemple de relais numérique MiCOM
Source : SONABEL
Le tableau 13 synthétise les caractéristiques des trois technologies.
Technologie
Principe de fonctionnement
Avantages
Électromécanique
Forces électromagnétiques ou
thermiques actionnant un
équipage mobile et des
contacts.
Robustesse, principe simple
et vérifiable, insensibilité aux
perturbations
électromagnétiques.
Statique (analogique)
Mesure et comparaison par
circuits électroniques
analogiques, sans organe de
mesure mobile.
Numérique
Échantillonnage, conversion
analogique-numérique et
traitement par algorithmes
configurables.
Rapidité (quelques dizaines
de ms), précision accrue,
faible consommation,
entretien réduit.
Multifonction,
autosurveillance,
enregistrement des
événements, communication
CEI 61850, réglage à
distance.
Limites
Encombrement, entretien
mécanique, précision et
réglages limités, temps de
fonctionnement de 150 à 200
ms.
Sensibilité à la température et
aux perturbations, fonctions
figées, diagnostic et
communication limités.
Configuration plus complexe
; gestion des réglages, des
versions, de la cybersécurité
et de l’alimentation
auxiliaire.
Tableau 13 : Comparaison des technologies de relais de protection
Source : auteur
Les relais numériques constituent aujourd’hui la solution de référence pour les postes
neufs : ils permettent de réaliser dans un nombre réduit d’appareils l’ensemble des fonctions
nécessaires au futur poste, de la protection différentielle du transformateur à la sélectivité
logique et à la protection contre la défaillance des disjoncteurs.
Conclusion
Ce chapitre a établi les fondements nécessaires à la conception du système de protection
du futur poste 90/15 kV. Il a montré que la structure du réseau détermine la nature des
protections — directionnelles ou différentielles en HTB maillée, chronométriques en HTA
radiale —, que le régime du neutre gouverne l’intensité des défauts à la terre et les
surtensions, et donc le choix des parafoudres et de l’isolement, et que le couplage YNd11 du
transformateur impose de créer un neutre artificiel côté 15 kV si celui-ci doit être exploité
avec un neutre impédant.
L’analyse des défauts a mis en évidence le rôle central des courts-circuits, dont les
valeurs maximales dimensionnent l’appareillage et dont les valeurs minimales conditionnent
la sensibilité des protections. Enfin, l’examen des systèmes de protection a souligné que la
fiabilité est celle de la chaîne entière — réducteurs de mesure, relais, source auxiliaire et
disjoncteur — et que la sélectivité résulte d’une combinaison judicieuse de principes
ampèremétriques, chronométriques, logiques et différentiels, mise en œuvre au moyen de
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Mémoire de Master Professionnel – Électromécanique – SERME Sayouba
relais numériques. Ces éléments seront mobilisés au chapitre suivant pour dimensionner les
équipements du poste et en concevoir le plan de protection.
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