Cours de Protection

ECOLE NATIONALE DES INGENIEURS DE TUNIS

DEPARTEMENT GENIE ELECTRIQUE

COURS

PROTECTION DES RESEAUX ELECTRIQUES

ENSEIGNANT : GHODBANE Fathi

2004/2005

AVANT PROPOS Ce support est destiné aux élèves ingénieurs en troisième année de Génie électrique option systèmes électriques de l’école nationale d’Ingénieurs de Tunis ENIT pour illustrer le cours de protection des réseaux électriques. A travers les notions théoriques de base qui y sont présentées appuyées par un bureau d’étude, l’étudiant doit être capable de : •

Calculer l’intensité d’un courant de court circuit quelque soit non seulement la nature et le type de défaut mais aussi la configuration du réseau lui-même.

•

Reconnaître les mécanismes de protection : réducteurs de mesure, sélectivité, caractéristiques des relais…

•

Relever les avantages des protections numériques.

•

Relever le rôle de chaque organe du réseau

•

Recenser les problèmes que peuvent rencontrer les différents organes du réseau.

•

Trouver les solutions pour ces problèmes

Sur la base de ces objectifs, ce cours est divisé en trois grandes parties : •

Une introduction à la protection et au calcul des courts-circuits.

•

Les généralités concernant les mécanismes de protections

•

La protection des différents éléments du réseau.

A noter que ce travail permettra aux élèves ingénieurs d’appréhender d’une manière simple la protection des réseaux électriques.

2

SOMMAIRE AVANT PROPOS................................................................................................................................................... 2 SOMMAIRE ........................................................................................................................................................... 3 LISTE DES FIGURES............................................................................................................................................ 5 PARTIE I : GENERALITES SUR LA PROTECTION.......................................................................................... 6 CHAPITRE 1 : INTRODUCTION A LA PROTECTION ................................................................................. 7 Introduction..................................................................................................................................................... 7 IEtude des courts- circuits : ................................................................................................................... 8 IIDéfauts triphasés symétriques............................................................................................................ 26 III- Défauts biphasé terre.......................................................................................................................... 28 IV- Défaut phase terre dit homopolaire .................................................................................................... 30 VRappels mathématiques sur les vecteurs : .......................................................................................... 35 CHAPITRE 2 : CALCUL DES COURANTS DE COURT- CIRCUIT ........................................................... 39 IRéseaux basse tension :...................................................................................................................... 39 IIDéfauts triphasés symétriques :.......................................................................................................... 40 III- Défauts biphasés sans contact avec la terre :...................................................................................... 44 PARTIE II : PRINCIPE ET CARACTERISTIQUES DES PROTECTIONS ...................................................... 52 CHAPITRE I : LA SELECTIVITE .................................................................................................................. 53 ISélectivité ampèrmétrique :................................................................................................................ 53 IISélectivité chronométrique : .............................................................................................................. 54 III- Sélectivité logique :............................................................................................................................ 56 IV- Sélectivité directionnelle :.................................................................................................................. 58 CHAPITRE II : LES REDUCTEURS DE MESURE ....................................................................................... 60 IIntroduction :...................................................................................................................................... 60 IILes transformateurs de courant (TC) ................................................................................................. 61 III- Les transformateurs de tension : ........................................................................................................ 66 CHAPITRE 3 : CARACTERISTIQUES ET PERFORMANCES DES SYSTEMES DE PROTECTION ...... 69 IConditions imposées aux systèmes de protection : ............................................................................ 69 IIGénéralités sur la détection des défauts : ........................................................................................... 69 III- Généralités sur les relais : .................................................................................................................. 70 CHAPITRE IV : LA PROTECTION NUMERIQUE ....................................................................................... 73 IIntroduction :...................................................................................................................................... 73 IILes protections dans un passé récent : ............................................................................................... 73 III- Dispositifs numériques :..................................................................................................................... 74 PARTIE III : LA PROTECTION DES DIFFERENTS ORGANES DU RESEAU.............................................. 76 CHAPITRE I : LA PROTECTION DES TRANSFORMATEURS.................................................................. 77 IRôle des transformateurs :.................................................................................................................. 77 IIProblématiques et contraintes des transformateurs : .......................................................................... 77 III- La protection des transformateurs :.................................................................................................... 81 CHAPITRE II : LA PROTECTION DES ALTERNATEURS......................................................................... 85 IIntroduction :...................................................................................................................................... 85 IILes défauts affectant l’alternateur :.................................................................................................... 85 III- Mise en œuvre de la protection : ........................................................................................................ 91 CHAPITRE III : LA PROTECTION DES MACHINES ASYNCHRONES.................................................... 96 IRôle des moteurs asynchrones ........................................................................................................... 96 IIProblématiques et contraintes des moteurs asynchrones :.................................................................. 96 III- La protection des moteurs asynchrones : ........................................................................................... 97 CHAPITRE IV : PROTECTION DES JEUX DE BARRES .......................................................................... 101 IRôle des jeux de barre :.................................................................................................................... 101 IIContraintes et problématiques des jeux de barre :............................................................................ 101 III- Protections : ..................................................................................................................................... 102 IV- Exemple de protection des jeux de barres :...................................................................................... 104 CHAPITRE V : PROTECTION DES LIGNES HAUTE TENSION ............................................................. 109 IRôle des lignes de transport : ........................................................................................................... 109 IIContraintes et problématiques des lignes de transport : .................................................................. 109 III- Protection des lignes de transport : .................................................................................................. 110

3

IV- Exemple de protection de ligne de transport :.................................................................................. 115 BIBLIOGRAPHIE .............................................................................................................................................. 123

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LISTE DES FIGURES Figure 1: Schéma simplifié d’un réseau électrique ................................................................................................. 8 Figure 2: Schéma équivalent du réseau amont au court-circuit............................................................................. 10 Figure 3: Décomposition du courant de court-circuit s’établissant aux bornes l’alternateur ................................ 10 Figure 4: Décomposition du courant de court-circuit d’un alternateur ................................................................. 14 Figure 5: Court-circuit triphasé ............................................................................................................................. 15 Figure 6: Court-circuit monophasé –terre ............................................................................................................. 16 Figure 7: Court-circuit biphasé isolé..................................................................................................................... 16 Figure 8: Court-circuit biphasé terre ..................................................................................................................... 16 Figure 9: Décomposition d’un système de 3 tensions d’amplitudes et de phases quelconque en la somme de 3 systèmes de tensions triphasées équilibrées .......................................................................................................... 17 Figure 10: Schémas monophasés équivalents direct, inverse et homopolaire du réseau....................................... 18 Figure 11: Impédance homopolaire des transformateurs ...................................................................................... 24 Figure 12: valeurs des réactances en fonction de la nature des câbles .................................................................. 26 Figure 13: circuit affecté par un défaut triphasé symétrique ................................................................................. 26 Figure 14:Schéma du réseau selon les composantes cas d'un défaut triphasé symétrique .................................... 27 Figure 15: circuit affecté par un défaut biphasé terre............................................................................................ 28 Figure 16: Schéma du réseau selon les composantes cas d'un défaut biphasé à la terre ....................................... 29 Figure 17: Circuit affecté par un défaut phase-terre dit homopolaire ................................................................... 30 Figure 18: Schéma du réseau selon les composantes symétriques ........................................................................ 32 Figure 19: Circuit de défaut .................................................................................................................................. 33 Figure 20: représentation vectorielle..................................................................................................................... 35 Figure 21: représentation vectorielle du vecteur V ............................................................................................... 36 Figure 22: représentation du vecteur V ................................................................................................................. 37 Figure 23: application du vecteur a ....................................................................................................................... 38 Figure 24: Schéma homopolaire monophasé ........................................................................................................ 50 Figure 25:Schéma homopolaire correspondant au défaut à la terre en M ............................................................. 51 Figure 26: Principe de la sélectivité Ampermétrique ............................................................................................ 53 Figure 27: principe de la sélectivité chronométrique ............................................................................................ 54 Figure 28: Principe de la sélectivité logique ......................................................................................................... 57 Figure 29: principe de la sélectivité directionnelle................................................................................................ 58 Figure 30: bobinage du transformateur de courant................................................................................................ 61 Figure 31: Schéma de principe d'une protection numérique ................................................................................. 75 Figure 32: câblage de la protection terre jeux de barre ......................................................................................... 84 Figure 33: Câblage alternateur- relais ................................................................................................................... 91 Figure 34: logique de commande .......................................................................................................................... 94 Figure 35: schéma d'une protection différentielle long ......................................................................................... 98 Figure 36: schéma d'une protection différentielle transversale. ............................................................................ 99 Figure 37: principe de la protection de distance.................................................................................................. 103 Figure 38: principe de la protection directionnelle.............................................................................................. 103 Figure 39: la Siemens la SIPROTEC 7SS60....................................................................................................... 104 Figure 40: Schéma de connexion de bas ............................................................................................................. 104 Figure 41: schéma en bloc de l’acquisition des valeurs mesurées....................................................................... 105 Figure 42: zone de déclenchement de la protection ............................................................................................ 106 Figure 43: exemple d'un enregistrement avec le perturbographe ........................................................................ 106 Figure 44: principe des protections à comparaison ............................................................................................. 111 Figure 45: la sélectivité ....................................................................................................................................... 113 Figure 46: AREVA MiCOM P442..................................................................................................................... 116 Figure 47: schéma de connexion de base ............................................................................................................ 116 Figure 48 : Détection d’une transition................................................................................................................. 117 Figure 49 : Principe de fonctionnement de l’algorithme en Delta ...................................................................... 118

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PARTIE I : GENERALITES SUR LA PROTECTION

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CHAPITRE 1 : INTRODUCTION A LA PROTECTION Introduction La production de l’énergie électrique à proximité des lieux d’utilisation n’est pas toujours possible. Généralement, cette énergie est produite par des groupes de production « G » sous une moyenne tension (15,5 kV ; 12,5 kV ; 11 kV ; 5,5 kV) dans des lieux de plus au moins distants des centres de consommation. Elle sera ensuite transformée sous une haute tension (90 kV ; 150 kV ; 225 kV…..) par des transformateurs élévateurs « TE » installés à la sortie des générateurs. La totalité de l’énergie produite ou le surplus disponible sera transporté par un ensemble de lignes électriques « L » sous une haute tension, plusieurs dizaines ou centaines de kilomètres, jusqu’aux centres de consommation ; Elle sera de nouveau transformée par des transformateurs abaisseurs « TA » et distribuée sous une moyenne tension (30kV ; 10 kV….) pour la mettre à la disposition des usagers. L’ensemble des générateurs, des lignes de transport, des transformateurs élévateurs et abaisseurs, constitue le réseau de production et de transport d’énergie électrique. Dans un tel réseau, les différents centres de production peuvent se prêter mutuellement secours et on peut dans ces conditions, exploiter chaque générateur au mieux des intérêts de l’ensemble du réseau. On dit qu’on a affaire avec un réseau interconnecté Fig.1. Le réseau peut être le siège de défauts et en particuliers de court- circuits. Il est indispensable de mettre l’élément affecté hors service afin de limiter les dégâts que peut causer l’arc électrique et d’éviter ses répercussions sur le fonctionnement général du réseau. La mise hors service automatique d’un élément en défaut est confiée aux systèmes de protections. Ces systèmes jouent un rôle très important dans le fonctionnement des réseaux électriques, puisque c’est d’eux que dépend la sécurité du matériel et du personnel ainsi que la continuité de service. La sûreté et la disponibilité exemplaire du réseau électrique sont conditionnées par la grande fiabilité du matériel fourni par les constructeurs mais surtout par un système de protection très efficace qui à chaque incident d’origine interne ou externe pallie rapidement les effets de l’incident avant d’en éliminer les causes. Ce système de protection s’est construit progressivement à partir d’une analyse de défaillance sur un savoir faire important chez les exploitants de réseau et chez les constructeurs du matériel destiné à assurer la protection du réseau et de ses éléments essentiels (disjoncteurs, moteurs, transformateurs, etc.).

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Figure 1: Schéma simplifié d’un réseau électrique

I-

Etude des courts- circuits :

Une installation électrique est susceptible de subir des courts-circuits dont l’origine peut être : -

mécanique, par exemple une rupture de conducteurs ou une liaison électrique accidentelle entre deux conducteurs par un corps étrangers tels que outils ou animaux ;

-

électrique, suite à la dégradation de l’isolement entre phases ou entre une phase et la masse ou à la terre, ou suite de surtensions d’origine interne (manœuvres) ou atmosphérique (coup de foudre) ;

-

une erreur d’exploitation, par exemple la mise à la terre d’une phase, un couplage entre deux sources de tension différentes ou des phases ou la fermeture par erreur d’un appareil de coupure.

Ces courts-circuits peuvent être fugitifs ou permanents. Les défauts fugitifs disparaissent d’eux même après l’ouverture des disjoncteurs de protection et ne réapparaissent pas lors de la remise en service (le défaut est ‘brûlé’). Les défauts permanents nécessitent la mise hors tension d’un câble, d’une machine… et l’intervention du personnel d’exploitation. L’installation électrique doit être protégée contre les court-circuits et ceci sauf exception, chaque fois qu’il y a un raccordement électrique, ce qui correspond le plus généralement à un changement de section des conducteurs. La valeur du courant de court-circuit doit être calculée à chaque étage de l’installation pour les différentes configurations possibles du réseau afin de pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel qui doit supporter ou qui doit couper ce courant. Pour choisir convenablement les appareils de coupure (disjoncteurs ou fusibles) et régler les fonctions de protection, quatre valeurs de courant de court-circuit doivent être connues :

8

La valeur crête du courant de court-circuit maximal (valeur de la première crête de la période transitoire) ; elle détermine : - le pouvoir de fermeture des disjoncteurs et des interrupteurs, - la tenue électrodynamique des canalisations et de l’appareillage ; La valeur efficace du courant de court-circuit maximal. Elle correspond à un court-circuit triphasé symétrique à proximité immédiate des bornes aval de l’appareil de coupure. Cette valeur détermine : - le pouvoir de coupure des disjoncteurs et des fusibles, - la contrainte thermique que doivent supporter les matériels. La valeur maximale des court-circuits entre phases ; elle est indispensable au choix de la courbe de déclenchement des disjoncteurs et des fusibles ou au réglage des seuils des protections à maximum de courant, notamment : - lorsque la protection des personnes repose sur le fonctionnement des dispositifs de protection à maximum de courant phase ; c’est le cas en basse tension pour les schémas de liaison à la terre TN ou IT, - afin d’assurer la sélectivité entre les protections. La valeur du courant de court-circuit monophasé terre ; elle dépend essentiellement du régime de neutre et détermine le réglage des protections contre les défauts à la terre.

A. Etablissement des courants de court-circuit et forme de l’onde Lors d’un court-circuit, il apparaît d’abord un courant transitoire, puis le courant évolue vers une valeur stable. Nous allons étudier deux cas, car la forme de ce courant transitoire est différente selon que le court-circuit est alimenté par le distributeur d’énergie (dans ce cas, les alternateurs sont suffisamment éloignés pour que l’on puisse négliger leurs effets) ou qu’il est alimenté par un alternateur. Dans le cas où les deux sources fonctionnent en parallèle, les deux courants s’ajoutent. 1. Etablissement du court-circuit aux bornes de l’alimentation du distributeur Le réseau amont d’un court-circuit peut se mettre sous la forme d’un schéma équivalent constitué d’une source de tension alternative d’amplitude constante E et d’une impédance en série Zcc (Figure 2). Zcc est l’impédance de court-circuit, elle est égale à l’impédance équivalente aux câbles, aux lignes et transformateurs parcourus par le courant de court-circuit. Toutes les impédances doivent être ramenées à la tension E.

9

Zcc=

R2 + X 2

avec X=Lw

Figure 2: Schéma équivalent du réseau amont au court-circuit

Ainsi, lors d’un court-circuit on applique une tension e=E 2 sin (ωt+α) à un circuit composé

d’une réactance et d’une résistance en série. α est l’angle d’enclenchement, il définit la phase de la tension à l’instant d’apparition du

court-circuit. Appelons φ le déphasage entre la tension et le courant en régime établi, on a alors tg φ= On démontre que l’expression du courant de court-circuit est : R − ωι  E 2 X   Icc= sin (ωι + α − ϕ ) − sin (α − ϕ )e   Z cc  

Figure 3: Décomposition du courant de court-circuit s’établissant aux bornes l’alternateur

Le courant Icc est donc la somme de : •

Un courant sinusoïdal : Ia =

E 2

sin (ωι + α − ϕ )

Zcc

10

X . R

•

un courant apériodique tendant vers 0 de façon exponentielle : R

Ic= -

ωι E 2 sin (α − ϕ )e − X a plus grande valeur Zcc

La valeur efficace du courant en régime établi est donc : E Zcc Si l’angle d’enclenchement α = ϕ , la composante apériodique est nulle, le régime est dit symétrique.

Ieff =

π

, la composante apériodique est maximale, le régime est dit asymétrique 2 maximal ; c’est la condition qui entraîne la plus grande valeur du courant crête, on a alors :

Si α − ϕ =

R E 2  π  − X ωι   sin  ωι +  − e Icc=  Z cc   2   ère Le courant atteint la valeur crête maximale (1 crête) lorsque :

π  sin  ωι +  = −1 d’où ωι = π 2  La valeur crête maximale du courant est donc : R  − X 1 + e Î= R 2 + X 2  Définissons le coefficient K caractéristique du rapport

E 2

    entre la valeur crête maximale du

courant transitoire et la valeur efficace du courant en régime établi :Î= K Ia K= Notons que le facteur

R  − π 2 1 + e X     

2 provient du fait que l’on compare un courant crête à un courant

efficace. Il est intéressant de définir K en fonction du rapport

R , caractéristique de l’impédance du X

réseau amont (tableau 1). En général, le rapport

R est compris : X

-

entre 0, 05 et 0,3 en HTA,

-

entre 0,3 et 0,6 en BT (à proximité des transformateurs). 11

R X K K

0

0,05

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

∞

2,83 2

2,62 1,85

2,45 1,73

2,17 1,53

1,97 1,39

1,82 1,29

1,71 1,21

1,63 1,151

1,41 1

2

2. Conséquences du courant transitoire

Lors d’un court-circuit sur une installation alimentée par un réseau de distribution publique (loin des alternateurs), il apparaît une composante apériodique qui dure quelques périodes (entre 20 et 80ms). La valeur crête du courant transitoire est 1,6 à 2,5 fois supérieure à la valeur efficace du courant de court-circuit en régime établi. Elle détermine les forces électrodynamiques que doivent supporter les canalisations et l’appareillage, et le pouvoir de fermeture des appareils de coupure. De plus, les disjoncteurs lorsqu’ils ne sont pas retardés ont généralement un temps d’ouverture inférieur à la durée de la composante apériodique ; ils devront don être capables de la couper. Pour les disjoncteurs BT, le pouvoir de coupure est défini en fonction de cos ϕ =

R R2 + X 2

.

3. Etablissement du court-circuit aux bornes d’un alternateur On suppose que le court-circuit est suffisamment proche devant l’impédance de l’alternateur, de façon à négliger l’impédance des câbles devant l’impédance de l’alternateur. Les calculs sur les régimes transitoires des machines synchrones montrent que l’expression du courant est :   1 1 i (t ) = − E 2  −  X "d X ' d 

ι ι ι   − T "d  1 1  − T 'd 1  E 2 − Ta e + − + cos(ωι + α ) + e cos α e Xd  X "d   X 'd X d  

α est l’angle d’enclenchement, il définit la phase de la tension à l’instant d’apparition du court-circuit. Le courant i(t) est maximal pour α =0, on a alors :   1 1 i (t ) = − E 2  −  X "d X ' d 

ι ι ι   − T "d  1 1  − T 'd 1  E 2 − Ta e + − + cos(ωι ) + e e Xd  X "d   X 'd X d  

E : tension simple efficace aux bornes de l’alternateur.

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X’’d : réactance subtransitoire. X’d : réactance transitoire. T’’d : constante de temps subtransitoire. T’d : constante de temps transitoire. Ta : constante de temps apériodique. Le courant de court-circuit est donc la somme de

•

un courant apériodique : t

E 2 − Ta ic = e X "d

•

un courant sinusoïdal amorti :   1 1 i (t ) = − E 2  −  X "d X ' d 

ι ι   − T "d  1 1  − T 'd 1  e + − + cos ωι e Xd    X 'd X d  

La composante apériodique a une valeur élevée mais une durée très courte, de 10 à 60ms. Pour la composante sinusoïdale amortie, tout se passe comme si la réactance de la machine était variable et évoluait suivant les trois périodes suivantes : -

subtransitoire (X ‘’d) : intervenant pendant 10 à 20 ms après le début du court-circuit,

-

transitoire (X’d)

: se prolongeant jusqu’à 100 à 400ms,

-

synchrone (X d)

: réactance synchrone, à considérer après la période transitoire.

Le courant de court-circuit est donc la somme de 4 composantes illustrées par la figure 3 : -

(a) contribution de la réactance transitoire,

-

(b) contribution de la réactance subtransitoire,

-

(c) contribution de la réactance synchrone,

-

(d) contribution de la composante apériodique,

-

(e) courant de court-circuit total.

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Figure 4: Décomposition du courant de court-circuit d’un alternateur

B. Le court-circuit triphasé C’est le défaut correspondant à la figure 5. En général, il provoque les courants de défauts les plus importants. Son calcul est donc indispensable pour choisir les matériels (intensités et contraintes électrodynamique maximales à supporter).

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Le calcul du courant de court-circuit triphasé est simple en raison du caractère symétrique du court-circuit. En effet, le courant de court-circuit a la même valeur dans chaque phase. On peut donc faire un calcul en utilisant un schéma monophasé équivalent du réseau amont au court-circuit, comme on peut le faire en régime normal.

Figure 5: Court-circuit triphasé

La valeur du courant de court-circuit triphasé Icc3 est : Icc3 = Un : tension composée efficace

Un

3Z cc

Zcc : impédance de court-circuit. L’impédance de court-circuit est égale à l’impédance équivalente aux câbles, aux lignes et aux transformateurs parcourus par le courant de court-circuit. Dans la pratique on commence par déterminer l’impédance équivalente de la source d’alimentation (alimentation par le réseau de distribution publique ou par un alternateur), puis les impédances de chaque transformateur, câble ou ligne, parcourus par le courant de courtcircuit. Chaque impédance doit être ramenée au niveau de tension du défaut présumé. La tension à prendre en compte pour le calcul est différente selon que le réseau où est situé le défaut ZSprésumé est en haute ou basse tension. En basse tension, le guide pratique UTE C 15-105 prend la tension à vide (réseau hors charge) pour le calcul du courant de court-circuit maximal : Icc3=

U0 3Z cc

En haute tension, le guide pratique UTE C 13-205 et la norme CEI 909 appliquent un coefficient 1,1 à la tension nominale pour le calcul du courant de court-circuit maximal :

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I cc3 =

1,1U n 3Z cc

C. Les courts-circuits déséquilibrés Les types de court-circuit déséquilibré sont : -

Le court -circuit monophasé à la terre ou défaut phase-terre (figure 6),

-

Le court-circuit biphasé isolé (figure 7),

-

Le court-circuit biphasé terre (figure 8).

Figure 6: Court-circuit monophasé –terre

Figure 7: Court-circuit biphasé isolé

Figure 8: Court-circuit biphasé terre

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La méthode de calcul des courants de court-circuit déséquilibré est plus complexe que celle des courts-circuits triphasés symétriques. En effet, le caractère déséquilibré des courants et des tensions ne permet pas l’utilisation d’un schéma monophasé équivalent. Par exemple, pour un défaut monophasé terre franc sur la phase1, au lieu du défaut : -

V1=0, V2=U12 et V3= U13

-

I1= Icc, I2=0 et I3=0 (en négligeant le courant de charge).

La méthode de calcul généralement utilisée est la méthode des composantes symétriques.

D. Méthodes des composantes symétriques Elle consiste à décomposer un système de trois tensions d’amplitudes et de phases quelconques en la somme de trois systèmes de tensions triphasées équilibrées dits direct, inverse et homopolaire. On peut démontrer mathématiquement que cette décomposition existe quelles que soient les valeurs des courants et des tensions. Le système direct est le système de tensions de l’alimentation, 3 tensions égales déphasées de 120° dans le sens des aiguilles d’une montre : V1d, V2d et V3d. Le système inverse est le système de 3 tensions égales déphasées de 120° dans le sens inverse des aiguilles d’une montre : V1i, V2i et V3i. Le système homopolaire est le système de 3 tensions phase terre égales non déphasées : V10, V20 et V30.

Figure 9: Décomposition d’un système de 3 tensions d’amplitudes et de phases quelconque en la somme de 3 systèmes de tensions triphasées équilibrées

Le réseau est alors équivalent à la somme de 3 schémas monophasés Figure.9.

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Figure 10: Schémas monophasés équivalents direct, inverse et homopolaire du réseau

La source d’alimentation étant un système triphasé direct, elle apparaît comme de tension du schéma monophasé direct. Les schémas monophasés inverses et homopolaires sont a priori dépourvus de source de tension. Les valeurs des impédances Zd, Zi et z0 sont données par les constructeurs (câbles, lignes, transformateurs, alternateurs…) et le distributeur ou peuvent être déterminées à partir des règles. Malgré le caractère un peu abstrait de la méthode de calcul, ces impédances sont mesurables facilement et ont un caractère physique concret. Pour mesurer l’impédance direct d’un élément du réseau (câble, transformateur, machines tournantes…), on lui applique un système direct de tensions triphasées aux bornes des 3 phases et on mesure le courant. Pour mesurer l’impédance inverse d’un élément du réseau (câble, transformateur, machines tournantes…), on lui applique un système inverse de tensions triphasées aux bornes des 3 phases et on mesure le courant. Pour mesurer l’impédance homopolaire d’un élément du réseau (câble, transformateur, machines tournantes…), on lui applique une tension phase-terre aux bornes des 3 phases et on mesure la valeur du courant. 1. Valeurs des impédances des éléments du réseau

Remarques générales concernant les impédances directes Zd est l’impédance directe d’un élément, elle correspond à l’impédance mesurée lorsqu’on lui applique un système de tensions triphasées aux bornes de trois phases. Elle est identique à l’impédance Zcc utilisée pour le calcul des courants de court-circuit triphasé symétrique. En effet, lors d’un court-circuit triphasé symétrique, le système direct de tensions de l’alimentation est appliqué aux éléments du réseau parcourus par le courant de court-circuit. On a donc la relation Zd= Zcc pour tous les éléments du réseau.

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Remarques générales concernant les impédances inverses Le caractère symétrique des câbles, des lignes et des transformateurs entraîne que l’impédance directe est égale à l’impédance inverse pour ces éléments. On a donc la relation Zi =Zd=Zcc pour tous les éléments du réseau autres que les machines tournantes. Remarques générales concernant les impédances homopolaires Elle est directement liée au régime du neutre du distributeur : -

si le neutre est mis à la terre par une bobine de Petersen, l’impédance homopolaire est considérée comme infinie, car le courant de défaut à la terre est nul.

-

Si le neutre est mis directement à la terre, l’impédance homopolaire est à peu près égale à l’impédance directe ;

-

Si le neutre est mis à la terre par résistance, l’impédance homopolaire est à peu près égale à 3 fois cette résistance, car les impédances du transformateur et des liaisons sont négligeables devant la résistance de limitation. Z0=3Zn

avec Zn=

Un 3I l

Il : courant de limitation Exemple :

Pour le réseau EDF de la France, les réseaux HTB et basse tension sont à neutre mis directement à la terre. Les réseaux HTA sont à neutre mis à la terre par résistance de limitation à : -

Il = 300A pour les réseaux aériens,

-

Il = 1000A pour les réseaux souterrains.

Pour une tension composée Un= 21kV : Z0 = Z0 =

21000 3 21000 3

x

1 = 40 Ω 300

x

1 = 12 Ω 1000

2. Impédance des alternateurs

Pour les alternateurs, au lieu de donner les valeurs des impédances caractéristiques (Xd, X’d, X’’d, Xi, X0) en ohms, les constructeurs donnent celles-ci en %. On a, par définition, la relation suivante :

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X (Ω) =

X (% ) Vn 100 I n

Les constructeurs donnent la puissance nominale apparente Sn en kVA : Sn=3VnIn d’où

3V 2 n X (% ) X (Ω) = S n 100

ou :

X (Ω) =

U 2 n X (% ) S n 100

La résistance est négligeable devant la réactance pour les différentes impédances directes, inverses et homopolaires des alternateurs a) Impédance directe

Le courant de court-circuit triphasé évolue suivant les 3 stades suivants : -

subtransitoire (X’’d) : intervenant pendant 10 à 20 ms après le début de court-circuit,

-

transitoire (X’d) : se prolongeant jusqu’à 100 à 400 ms,

-

synchrone (X d)

: réactance permanente ou synchrone à considérer après la période transitoire.

L’impédance à prendre en compte dépend donc de l’objectif de calcul : -

Pour la vérification des contraintes électrodynamique, le courant de court-circuit maximal est calculé d’après la réactance subtransitoire : Un

Icc3 = -

3 X '' d

Pour la vérification des contraintes thermiques, le courant de court-circuit maximal est calculé d’après la réactance transitoire : Un

Icc3 = -

3X 'd

Pour le réglage des seuils des protections à maximum de courant phase, notamment lorsque l’alternateur peut fonctionner iloté du réseau de distribution publique, le courant de court-circuit minimal est calculé d’après la réactance transitoire et la réactance inverse : Un

Icc3 = X

20

'

d

+ Xi

Il n’est généralement pas tenu compte du régime permanent en supposant que les dispositifs de protection coupent le courant pendant le régime transitoire. Dans le cas contraire, on utilise une protection à maximum de courant phase à retenue de tension. -

Pour la détermination du pouvoir de coupure des disjoncteurs basse tension, le courant de court-circuit maximal est calculé d’après la réactance subtransitoire : Icc3 =

-

Un 3X 'd

Pour la détermination du pouvoir de coupure des disjoncteurs haute tension, il faut déterminer la valeur de la composante périodique et la valeur de la composante apériodique à l’instant d’ouverture minimal des contacts, auquel on ajoute une demipériode de la fréquence assignée.

b) Impédance inverse

Le champ produit par un système triphasé inverse de courants tourne dans le sens opposé au sens de rotation de la machine, il n’y a donc de réaction d’induit. L’impédance inverse est alors la réactance propre du circuit inducteur : Xi=X’’d c) Impédance homopolaire

Lorsque l’on applique un système de 3 tensions homopolaires sur le stator, le flux induit sur le rotor est nul (car il n’y a pas de champ tournant), il n’y a donc pas de réaction d’induit. Ainsi, cette impédance ne dépend que de l’enroulement statorique, sa valeur est donc faible. Notons que pour calculer le courant de court-circuit phase-terre, le mode de mise à la terre du neutre de la machine est très important pour déterminer l’impédance homopolaire de l’ensemble alternateur et impédance de mise à la terre du neutre : -

lorsque le neutre est mis directement à la terre Zens=jX0

-

lorsque le neutre est mis à la terre par une impédance ZN, Zens = 3 ZN +j X0 ≡ 3 ZN. car en général X0 Zd + Zi + Zo, le courant de défaut phase-terre est défini par l’impédance de défaut: I1 = E/Z Exemple :

Figure 19: Circuit de défaut

33

Problème

Quel doit être le pouvoir de coupure du disjoncteur ? Solution

Quand le disjoncteur intervient, la composante apériodique est éteinte à l’intérieur du réseau mais pas à l’intérieur des enroulements de l’alternateur. •

Impédances

De l’alternateur ramenées au secondaire transformateur :

Za homopolaire = négligée Du transformateur ramenées au secondaire transformateur :

Totales : Z directe = j1,22 Ω Z inverse = j1,17 Ω Zt homopolaire = jl,04 Ω •

Courants de court-circuit

Triphasé

Monophasé

Biphasé isolé

34

Biphasé terre

•

Le disjoncteur devra donc couper un courant de court-circuit de18 kA, soit une puissance de coupure de : 18 x 36 e = 1122 MVA

V-

Rappels mathématiques sur les vecteurs :

A. Représentation vectorielle d’un phénomène physique Un phénomène physique vibratoire est sinusoïdal quand l’élongation d’un point vibrant est une fonction sinusoïdale du temps : x = a cos(ωt + φ). L’application à l’électrotechnique, dans laquelle tensions et courants sont des phénomènes sinusoïdaux, est bien connue. Considérons un vecteur OM de module a, tournant dans le plan (Ox, Oy) autour de son origine O avec une vitesse angulaire constante ω ; Si à l’instant initial t = 0, l’angle (Ox, OM) a la valeur φ, à l’instant t il aura la valeur (ωt + φ). Projetons le vecteur courant OM sur l’axe Ox.

Figure 20: représentation vectorielle

La valeur algébrique de sa projection est, à l’instant t : x = a cos(ωt + φ). Ainsi : •

le mouvement de la projection de l’extrémité du vecteur tournant sur l’axe Ox est un mouvement sinusoïdal d’amplitude a égale au module de ce vecteur,

•

la pulsation ω du mouvement sinusoïdal est égale à la vitesse angulaire du vecteur tournant,

35

•

la phase initiale φ est égale à l’angle que fait le vecteur tournant avec l’axe Ox à l’instant initial t = 0.

Réciproquement on peut faire correspondre un vecteur tournant à toute fonction sinusoïdale x = a cos(ωt + φ). Par convention on représente la fonction x par le vecteur OM dans la position qu’il occupe à l’instant initial t = 0 ; le module du vecteur représente l’amplitude a de la fonction sinusoïdale et l’angle (Ox, OM) représente sa phase initiale. Donc l’étude d’un phénomène physique sinusoïdal peut se ramener à l’étude du vecteur qui lui correspond. Ceci est intéressant car la manipulation mathématique sur les vecteurs est assez aisée. Cela s’applique en particulier au domaine des phénomènes électriques triphasés dans lesquels tensions et courants sont représentés par des vecteurs tournants.

B. Définition de base soit un phénomène électrique vibratoire sinusoïdal représenté par un vecteur tournant V On se donne a priori dans le plan : •

Un axe de référence Ox de vecteur unitaire x : x = 1.

•

Un sens de rotation conventionnellement défini comme positif dans le sens antihoraire + .

•

Le vecteur V dont on ramène l’origine en O est essentiellement caractérisé par :

Une amplitude V: à un instant donné, la longueur du vecteur est égale numériquement au module de la grandeur du phénomène. Une phase φ : c’est à un instant donné, l’angle (Ox, V) , que fait V avec l’axe de référence Ox, compte tenu du sens de rotation adopté. Une pulsation : c’est la vitesse constante de rotation du vecteur en radians par seconde.

Figure 21: représentation vectorielle du vecteur V

On l’exprime très fréquemment en tours par secondes, il s’agit alors de la fréquence du phénomène donnée en Hz (1 Hz = 2π rd/s).

36

Un système triphasé est un ensemble de 3 vecteurs V1, V2, V3 , de même origine, de même pulsation et ayant chacun une amplitude constante. Un système électrique est linéaire quand il y a proportionnalité des relations de causes à effets.

C. Représentation vectorielle Le vecteur V est représenté classiquement dans un système d’axes de coordonnées rectangulaires.

Figure 22: représentation du vecteur V

V=OM=OX+OY=OX x+OY y •

Opérateur « j »

Pour faciliter les opérations sur les vecteurs, V peut être représenté de façon équivalente par un nombre complexe en utilisant l’opérateur « j ».« j » est un opérateur vectoriel qui consiste à faire tourner de + Π/2 le vecteur auquel l’opération est appliquée, donc j x = y. On voit alors que : j2=-1 (rotation de Π) j3=-1 (rotation de 2Π/3) j4=1 (rotation de 2Π) d’où : V=OX x+OY j x=x (OX+j OY) •

Opérateur « a »

« a » est un opérateur vectoriel qui consiste à faire tourner de + 2π/3 le vecteur auquel l’opération est appliquée.

37

Figure 23: application du vecteur a

On voit alors que : a2 fait tourner un vecteur de : 2 2Π/3= 4Π/3 (équivalent à -2Π/3). a3 fait tourner un vecteur de : 3 2Π/3= 2Π (équivalent à 0). a=-0.5+j√ 3/2 a2= -0.5-j√ 3/2 D’où : A0=a3=a6=…=1 A=a4=a7… A2=a-2=a-5… a-a2= j√3 et 1+a+a2=0 Cette dernière relation se vérifie graphiquement en constatant sur la figure que la somme des vecteurs représentés est nulle : V+aV+a2V=0 d’où V(1 + a + a2) = 0 donc 1 + a + a2 = 0

38

CHAPITRE 2 : CALCUL DES COURANTS DE COURTCIRCUIT I-

Réseaux basse tension :

Avec : U0 : Tension entre phase à vide au secondaire du transformateur MT/BT Pcc : Puissance de court-circuit donnée par le STEG. Ucc : Tension de court-circuit en %. Pcu : pertes cuivres (W).

RT=∑R2 XT=∑X2 NB :

La détermination des intensités de court-circuit dans une installation est à la base de la conception d’un réseau. Elle détermine : •

Le pouvoir de coupure des appareils de protection.

•

La tenue des câbles.

•

La sécurité des protections.

39

II-

Défauts triphasés symétriques : 1. Court-circuit aux bornes d’un alternateur :

La loi d’Ohm permet d’écrire

C’est le courant par phase qui est déphasé de π/2 en arrière sur la F.e.m puisque R=0. 2.

Court-circuit sur une ligne raccordée à un alternateur :

Zd = ZdA + ZdL D’où

Or

On aura alors :

40

3.

Exemple de calculs de courants de court-circuit en triphasé :

Court-circuit dans un réseau comprenant un alternateur, une ligne et un transformateur. On sait que la réactance directe d’un transformateur est : ZdT = p*U2/ (100*Sn)

4. Application :

41

Alt : Sn = 167MVA,

Un = 15.75KV,

Xd’’= 0.12

Transformateur 1: Sn = 180MVA,

15.75/247KV,

Ucc = 14%

Transformateur 2: Sn = 60MVA,

90/11KV,

Ucc = 10.5%

Transformateur 3: Sn = 15MVA,

30/6.6KV,

Ucc = 8%

Autotransformateur Sn = 120MVA,

225/99/33KV,

UHM = 9% ;

UMB= 18%

UHB=32% ;

Les lignes : L1 : 150Km ;

X0= 0.4 Ohm/Km

L2 : 60Km ;

X0= 0.4 Ohm/Km

L3 : 2,5Km ;

X0= 0.08 Ohm/Km ;

L4 : 13Km ;

X0= 0.4 Ohm/Km

r0= 0.45 Ohm/Km

Déterminer la valeur de la composante périodique du courant de court-circuit triphasé au point K1. Choisissons une tension unique celle de l’échelon II où la ligne 2 est branchée.

X1= Xd’’*(Un2/Sn) = 0.12* (15.752/167)*[(247/15.75)*(99/225)] 2 = 8,49Ω E” = (15.75/√3)*(247/15.75)*(99/225)= 108.7/√3 KV X2= (Ucc/100) *UnT12/Sn = (14/100)* (2472/180)*(99/225)2 = 8,49Ω X3= Xd’’ Un2/Sn = 0.4*150 *(99/225) 2 = 11,6Ω Pour l’autotransformateur, il faut déterminer la tension de court-circuit de chaque enroulement: UccHT = ½ ( UHM + UHB - UMB) = 0.5 * (9+32-18) = 11.5% UccMT = ½ ( UHM + UMB - UHB) = 0.5 * (9+18-32) = -2.5% UccBT = ½ ( UHB + UMB – UHM) = 0.5 * (32+18-9) = 20.5%

42

Ainsi X4 = 11.5/100 * (992/120) = 9.39Ω X5 = -2.5/100 * (992/120) = -2.04Ω X6 = 20.5/100 * (992/120) = 16.74Ω X7 = 0.4 * 60 = 24Ω X8 = 10.5/100 * (902/60) = 14.2Ω X9 = 0.08* 2.5 * (90/11) 2 = 13.4Ω r9 = 0.45* 2.5 * (90/11) 2 = 74.3Ω X10 = 0.4* 13 * (99/33) 2 = 46.8Ω X11 = (8/100)* (302/15) * (99/33) 2 = 43.2Ω Lors d’un court-circuit au point K1: X∑1= X1 + X2 + X3 + X4 +X5 +X7 = 8.49 + 9.19 + 11.6 + 9.39 – 2.05 + 24 =60.62Ω Icc1 = 108.7/ (√3* 60.62)= 1.035 KA Dans la ligne L1 Icc1(L1) = 1.035 * 99/ 225 = 0.455 kA Lors d’un court-circuit au point K2 : X∑2= 60.62 + 14.2 + 13.4 = 88.22Ω R∑2= r3 = 75.3 Ω Z∑2 = (75.32+ 88.222) = 115.99Ω Les courants sont : Dans la ligne L2 : Icc2 = 108.7/(√3 * 115.99) = 0.541 kA Au point K2 : Icc2 = 0.541 * 90/ 11 = 4.43 Ka Lors d’un court-circuit au point K3 : X∑3 = 8.49 + 9.19 + 11.6 + 9.36 + 16.74 + 46.8 + 43.2 = 145.41Ω Les courants sont : Au point K3 : Icc3 = 108.7/(√3 * 145.41) * (99/33) * (30/ 6.6) = 5.886 kA Dans la ligne L4 : Icc3 = 108.7/(√3 * 145.41) * (99/225) = 0.19 KA

43

III- Défauts biphasés sans contact avec la terre :

On suppose que le défaut biphasé affecte les phase 2 et 3 d’une ligne issue d’un jeu de barres sur lequel dédite un alternateur de force électromotrice E. Soient les courants de défaut suivant correspondant à chaque phase :

Leurs composantes symétriques : De même désignons par V1, V2 et V3 les tensions par rapport au sol ou bien de défaut. Et leurs composantes symétriques : Equation du défaut : La phase 1 n’est pas intéressée par le défaut, en conséquence, elle n’est traversé par aucun de court-circuit : Les phases 2 et 3 en court-circuit franc, donc : Les courants de défaut qui les traversent sont égaux mais de sens contraire :

Les tensions par rapport au sol des phases 2 et 3 sont identiques :

Application du principe de superposition : La F.e.m aux bornes de l’alternateur s’écrit d’après la loi d’ohm :

A l’endroit de défaut prend naissance une tension inverse Vi correspondant à l’établissement d’un régime inverse caractérisé par une impédance inverse Zi et un courant Ji.

44

Quand au régime homopolaire, il n’existe pas dans ce cas puisque les phases en défaut n’ont pas de contact avec le sol ; on aura donc :

Calcul des composantes symétriques : Compte tenu de l’égalité suivante

Les composantes symétriques des courants sont données par les équations :

Comme :

Compte tenu de l’égalité suivante :

Les composantes symétriques des tensions sont données par les équations :

Puisque:

On aura:

En tenant compte de la relation précédente, on peut écrire :

45

De plus comme

, on obtient:

Calcul du courant de court-circuit biphasé : Compte tenu de :

On peut écrire les relations suivantes :

L’expression (a2-a) définit à la fois une direction du vecteur et une grandeur arithmétique.

(a2-a) est décalé en arrière sur le vecteur 1 de 90° donc multiplier un vecteur par (a2-a) est équivalent à le faire tourner de П/2 en sens inverse du sens trigonométrique, en conséquence J2 et perpendiculaire à Jd.

46

Comme valeur arithmétique (a2-a) est la base d’un triangle isocèle d’angle au sommet 120° dont les côtés égaux valent , donc | a2-a|=√3 . Quant au vecteur J3, il est opposé à J2, mais l’un et l’autre ont pour valeur arithmétique √3 Jd. Ou encore

Cette expression représente la valeur du courant de défaut biphasé. Dans le cas d’un réseau de distribution MT où les impédances prédominantes sont celles des lignes et des transformateurs, on peut écrire :

Le courant de défaut biphasé s’écrit alors :

Par ailleurs, le courant de défaut triphasé IccT a été trouvé égal à :

On en déduit alors :

D’où IccB< IccT Exemple : Un départ 15 kV, issu d’un poste 60/15kV est formé de 10 km de lignes de 48mm2 de section (R=Lw= 0.4Ω/km) et de 30km de lignes de 40/10 de mm2 (R=1.5 Ω/km et Lw= 0.4Ω/km). Le poste 60/15kV comporte un transformateur 60/15kV de 5MVA et de réactance égale à 7%. La puissance de court-circuit en amont du transformateur est 800MVA. Calculer l’intensité du court-circuit biphasé à l’extrémité de départ.

47

La réactance directe du réseau amont :

La réactance directe amont est égale à :

La réactance directe du transformateur est :

L’impédance des lignes aériennes est :

L’impédance totale est

Le courant de défaut a pour valeur :

Défauts monophasés : Valeur de courant de défaut

Le courant de défaut vaut trois fois le courant homopolaire Jo. Remarque : On suppose que la phase en défaut est réalisée à travers une résistance R.

Cas d’un réseau ayant le neutre isolé:

48

Avec :

Co la capacité homopolaire par phase Co = Co1 + Co2 + ….. Avec : ZoR = -j/Cow Cas d’un réseau avec neutre relié à la terre :

Application : Transformateur triangle étoile avec neutre à la terre :

Avec 5 < x < 14 Si le neutre est relié directement à la terre, le courant du défaut franc à la terre J sur le jeu de barre MT du transformateur est égal à :

Ou encore :

En fait, ce couplage donnant lieu à un courant de défaut à la terre élevé, il est indispensable de le limiter par une résistance de neutre.

49

Soit un transformateur de 10MVA de réactance directe de 7.5%. ZdT =ZoT = (7.5/100)*(152/10) = j1.7Ω J = 8660/1.7 = 5100A On va supposes que le courant de défaut franc à la terre par 300 spires aux bornes secondaires MT du transformateur. La résistance Rn à intercaler dans le neutre sera donnée par la relation :

En négligeant ZoT ,ZiT et ZoT; on aura : Rn = E/J = 8660/300 = 28,8Ω Cas d’un transformateur HT/MT avec un réseau alimentant plusieurs départ, un de ces départ est affecté d’un défaut à la terre sur la phase 1.

Figure 24: Schéma homopolaire monophasé

50

Si le neutre est isolé le courant de défaut ne peut se fermer que par la capacité homopolaire du réseau. Si le neutre est mis à la terre, le courant de défaut peut se refermer aussi par le neutre.

Figure 25:Schéma homopolaire correspondant au défaut à la terre en M

51

PARTIE II : PRINCIPE ET CARACTERISTIQUES DES PROTECTIONS

52

CHAPITRE I : LA SELECTIVITE La sélectivité des protections consiste à isoler le plus rapidement la partie du réseau affectée par un défaut et uniquement cette partie, en laissant sous tension toutes les parties saines du réseau. Pour y parvenir différents systèmes peuvent être mis en œuvre :
La sélectivité ampèremetrique (par les courants)
La sélectivité chronométrique (par le temps),
La sélectivité par échange d’informations dite sélectivité logique,
La sélectivité par utilisation de protections directionnelles ou différentielles.

I-

Sélectivité ampèrmétrique : Elle est basée sur le fait que dans un réseau, la valeur du courant de court-circuit est

d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné de la source. La protection à maximum de courant est réglée à un seuil Ir vérifiant la relation suivante : Iccmax (B) < Ir < 0.8 Iccmin (A)

Une protection ampèrmetrique est disposée au départ de chaque tronçon. Son seuil est réglé à une valeur inférieure à la valeur du courant de court-circuit minimal provoqué par un défaut sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué par un défaut situé en aval (au delà de la zone surveillée).

Figure 26: Principe de la sélectivité Ampermétrique

53

II-

Sélectivité chronométrique : Elle consiste à donner des temporisations différentes aux protections à maximum de

courant. Ces temporisations sont d’autant plus longues que la protection est plus proche de la source.

Figure 27: principe de la sélectivité chronométrique

Le défaut en D est vu par toutes les protections (A, B, C et D). Cependant la protection située en D est activée plus rapidement que les protections situées en C, B et A. Ir(A) > Ir(B) > Ir(C) > Ir(D) Sélectivité chronométrique avec des protections à maximum de courant à temps indépendant :

La temporisation de la protection est constante et indépendante du courant.

54

Sélectivité chronométrique avec des protections à maximum de courant à temps dépendant :

La temporisation de la protection est d’autant plus petite que le courant est élevé.

55

La différence ∆t des temps de fonctionnement entre deux protections successives est l’intervalle de sélectivité, il comprend : •

Le temps de coupure des disjoncteurs tc,

•

Les tolérances des temporisations δt,

•

Le temps de mémoire de la protection amont tm,

•

Une marge de sécurité.

∆t doit satisfaire la relation suivante : ∆t >= tc + tm + 2 δt + marge Exemple : En valeurs maximales pour le relais Syam 2000

tc= 85 ms tm= 5ms δt= 25 ms ∆t est de l’ordre de 0.3 s ou parfois de l’ordre de 0.255s.

III- Sélectivité logique : Les sélectivités ampèremetriques et chronologiques ont des inconvénients : Si le nombre de protections en cascade est grand, le temps d’élimination du défaut le plus en amont est prohibitif et incomparable avec la tenue des matériels au courant de court-circuit. De plus, le courant de défaut le plus élevé est éliminé après la temporisation la plus longue. Lorsqu’un défaut apparaît dans un réseau en antenne, le courant de court-circuit circule du point de défaut jusqu’à la source : •

Les protections en amont du défaut sont sollicitées.

•

Les protections en aval du défaut ne sont pas sollicitées.

•

Seule la première protection directement en amont du défaut doit être activée.

Dans le système de sélectivité logique, à chaque disjoncteur est associé une protection apte à émettre et à recevoir un ordre d’attente logique. Lorsqu’une protection est sollicitée par un courant de défaut : •

Elle émet un ordre d’attente logique à la protection située directement en amont

56

•

Elle provoque le déclenchement du disjoncteur associé si elle n’a pas reçu d’ordre d’attente logique par une autre protection.

Figure 28: Principe de la sélectivité logique

Lors d’un défaut en A : •

Les protections 1, 2, 3 et 4 sont sollicitées.

•

La protection 1 émet un ordre d’attente logique vers la protection amont N°2 et un ordre de déclenchement au disjoncteur D1.

•

La protection N°2 émet un ordre d’attente logique vers la protection N°3 et reçoit l’ordre d’attente logique provenant de la protection N°2 qui verrouille l’ordre de déclenchement du disjoncteur D2.

•

La protection N°3 émet un ordre d’attente logique vers la protection amant N°4 et reçoit l’ordre d’attente logique provenant de la protection N°2 qui verrouille l’ordre de déclenchement du disjoncteur D3.

57

•

La protection N°4 reçoit l’ordre d’attente logique provenant de la protection N°3 qui verrouille l’ordre de déclenchement du disjoncteur D4.

Le disjoncteur D1 élimine le défaut en A au bout de temps : tD1=t1 + tc (D1) Avec : t1 : temporisation de la protection N°1. tc (D1) : temps de coupure du disjoncteur D1. Par soucis, de sécurité, la durée l’attente logique est limitée par exemple à 200 ms après la temporisation de la protection aval donnant l’ordre d’attente logique.

IV- Sélectivité directionnelle : Dans un réseau bouclé, où un défaut est éliminé par les deux extrémités, il faut utiliser des protections sensibles au sens de circulation du courant de défaut, pour pouvoir le localiser et l’éliminer de façon sélective. On utilise pour cela des protections à maximum de courant directionnelles.

Figure 29: principe de la sélectivité directionnelle

58

D1-D2 : équipés de protection à maximum phase directionnel. D1-D2 : équipés de protection à maximum phase. Lorsqu’un défaut apparaît en A : •

Les courants de court-circuit Icc1 et Icc2 s’établissent simultanément.

•

La protection directionnelle en D2 n’est pas activée car elle est traversée par un courant circulant dans un sens opposé à son sens de détection.

•

La protection directionnelle en D1 est activée car elle est traversée par un courant circulant dans le sens de sa détection. Elle provoque le déclenchement du disjoncteur D1, le courant Icc2 est coupé.

•

Un système d’inter-déclenchement provoque l’ouverture de D3, le courant Icc1 est coupé.

•

La protection en D4 n’est plus activée.

•

Le tronçon en défaut est isolé.

59

CHAPITRE II : LES REDUCTEURS DE MESURE I-

Introduction : Les postes à HT sont le siège de perturbations électriques et électromagnétiques

exceptionnelles, dues en particulier aux manœuvres des appareillages. Les lignes sont exposées aux décharges atmosphériques et transmettent les surtensions rapides correspondant aux équipements qui leur sont couplés. Les équipements chargés du comptage de l’énergie et des la protection du réseau sont des dispositifs de mesure à BT précis, rapides mais délicats, ils utilisent de plus en plus des composants électroniques et sont fonctionnellement reliés à des automatismes numériques dont la fiabilité n’est assurée que par la mise en œuvre dans un environnement électrique et climatique sain. Les grandeurs mesurables par ces dispositifs sont relativement à faible niveau, soit typiquement de l’ordre de 1A pour les courants et de 1000V pour les tensions ; elles sont normalisées, de façon à les rendre indépendantes des réseaux, autorisant ainsi une standardisation des équipements. Le comptage effectué en vue de la facturation doit être précis. Une incertitude de un pour mille sur la puissance de 1140 MW se traduit en effet au bout d’une année par un manque à gagner de 10 GWh. Nécessité du transformateur de mesure :

Il est indispensable d’utiliser un dispositif intermédiaire entre la ligne (ou la câble) et les équipements à basse tension pour les deux raisons suivantes : •

Réduction des valeurs des courants et des tensions à des valeurs compatibles avec les appareils de mesure et de protection.

•

Découpage de ces appareils vis-à-vis des hautes tensions, permanents ou transitoires des réseaux.

Ce dispositif appelé souvent réducteur de mesure délivre une image fidèle de courant (ou tension) en ligne. La CEI (Commission Electrotechnique Internationale) définit la tension la plus élevée pour le matériel comme la tension efficace entre phase la plus haute pour laquelle le matériel est spécifié et qu’il doit pouvoir supporter pendant une durée indéfinie.

60

II-

Les transformateurs de courant (TC)

Ils fournissent un courant proportionnel au courant traversant le câble afin d’effectuer un comptage de l’énergie ou d’analyser ce courant par un dispositif de protection. 1

Rappel théorique :

Figure 30: bobinage du transformateur de courant

Circuit magnétique : en alliage de fer. Primaire : peut être bobiné à n1 spires et peut être réduit à un simple conducteur n1=1. Ip : courant primaire. Is courant secondaire.

Figure 2: courbe de magnétisation en fonction de l’induction magnétique B.

•

Régime normal B non saturé (1) :

Le courant Im est très faible et peut être négligé B Bsat donc le courant Im devient très important. Le transformateur de courant sature et le courant Is chute lorsque Im croit. Ip/n+Is=Im

Figure3: évolution du courant primaire

Figure 4: évolution du courant secondaire

Remarque1: La qualité du TC est liée à la valeur de la perméabilité relative µr du circuit magnétique (µr = 1000 pour le fer). µr devient très faible lorsque l’induction B dépasser l’induction magnétique de saturation Br.

Pour effectuer une mesure correct du courant, il faut éviter la saturation. La condition est B IN> (%Imax) [30% (%Imax) [10% (A) [Imaxligne > In] delta I Tempo déverrouillage (s) Zones bloquées

GROUPE 1 -CONTRÔLE TENSION Paramètre Valeur Cont. Réencl. 000 Cont. Ferm. Manuelle 111 V< ligne morte (V) 13

Valeur 1 1 Activé

V> ligne vive (V)

32

V< barre morte (V)

13

48

V> barre vive (V)

32

Activé

Tension diff. (V)

10

30 Activé

Fréquence diff. (Hz)

10 Activé 30 11111

Diff. Phase (°) Tempo barre-ligne

Tempo I>1 (sec) treset I>1 (sec) Protection I>2 Etat I>3 Etat I>4

1.6

20 100 sec

GROUPE 1 – REENCLENCHEUR Paramètre Valeur Mode monophasé 1

GROUPE 1 --PROT.AMPER Paramètre Valeur Cond. Par FF NON [A réaliser avec PSL] Temps Protection I>1 constant nonDirection I>1 directionnel

Seuil I>1 (/In)

0.10

Tempo 1er cycle M (sec)

1.5

Tempo de blocage (sec)

60.00

Tps ordre ferm (sec)

0.10

Tps de discrimination (sec) Fenêtre inhibition (sec) Blocage ARS

In

1.5 0 Hors service Désactivé Désactivé

1.00 5.00 11111111111110

GROUPE 1 -- PROT. VOLT Paramètre Valeur Mode V< & V> 0001 Mode mesure V< Phase Neutre Fonction V