Protection Et Surveillance Des Reseaux de Transport d Energie Electrique

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Avertissement: Ce recueil de documents (voir table des matières) a été réalisé à partir d'une expérience sur le réseau de transport d' Electricité de France; mais les principes exposés ont une portée générale, et les particularités du réseau français ne sont mentionnées qu'à titre d'exemple. Il n'a pas la prétention de fournir directement des solutions concrètes à tous les problèmes de protection de réseau, mais seulement des méthodes d'approche de ces problèmes. Il n'engage pas la responsabilité d'EDF. Les solutions concrètes seront obtenues à partir de documents tels que: - Normes du Comité Electrotechnique International (CEI) - British standarts (BS) - Deutsche Institute für Normung (DIN) - American national standards Information (ANSI) - Normes NF de l'Association Française des normes (AFNOR) - Normes internes EDF (H et HN), publiées par la Direction des Etudes et Recherches - Notices des constructeurs des différents équipements - Directives internes à chaque compagnie. Ces directives comprennent, pour EDF: . Notes de doctrines décrivant les plans de protection [49] . Règles générales d'exploitation [7], [9] . Directives de construction des lignes aériennes[106], postes [107], canalisations souterraines[108] . Schémas normalisés de filerie [104] . Guides de réglage des protections et des automates [57] ,[61] . Programmes de calcul de court circuit [50], [99], [109] . Répertoire des caractéristiques d'ouvrages [110] Ce recueil pourra servir à analyser les normes et notices, et à élaborer les directives internes. Il pourra être aussi utilisé par les non-spécialistes qui voudraient avoir une idée qualitative des problèmes traités. Parmi les équipements pris comme exemple, se trouvent aussi bien des matériels anciens, voire même obsolescents, que des matériels nouveaux ou expérimentaux, de manière à montrer l'évolution des principes et des technologies.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

AVANT PROPOS IMPORTANCE DES PROTECTIONS ET AUTOMATISMES DU RESEAU DE TRANSPORT DANS LA FOURNITURE D'ENERGIE

Dans une centrale de production, les protections ont pour but d'éviter la détérioration des alternateurs ou transformateurs en cas de fonctionnement dans de mauvaises conditions, dues à des défaillances internes, tels que défauts d'isolement ou panne de régulation. Sur des matériels bien conçus, bien fabriqués, bien installés, bien entretenus et bien exploités elles n'ont à fonctionner qu'exceptionnellement, et leur défaillance peut passer inaperçue. De plus, si une protection est défaillante lors d'un incident, les dommages causés à l'alternateur ou au transformateur peuvent avoir des conséquences financières importantes, mais qui restent internes à la compagnie de production d'électricité: perte de production, qui doit être compensée par des moyens de production moins économiques, et réparation de l'appareil endommagé. Sur un réseau de transport, le problème se pose de manière totalement différente: D'abord, une ligne aérienne, qui passe sur le domaine public, est périodiquement sujette à des courts-circuits, dus aux coups de foudre, aux arbres mal élagués, grues et engins de grande hauteur travaillant au voisinage, vent, pollution... Une bonne conception de la ligne peut les minimiser, mais pas les éliminer. Sur le réseau de transport d'EDF, nous observons en moyenne 7 défauts par an et par 100 km. Ensuite, une ligne qui chauffe s'allonge, et son point bas, en milieu de portée, s'abaisse. Elle devient dangereuse pour les tiers. Les conséquences peuvent alors se chiffrer, non plus en millions de francs, mais en nombre de vies humaines. Et c'est pourquoi les systèmes de protection comportent des dispositifs de secours qui, en cas de mauvais fonctionnement des équipements devant intervenir pour un défaut donné, assurent la mise hors tension de l'ouvrage défectueux, quelles qu'en soient les conséquences pour l'alimentation électrique de la région. Un fonctionnement défectueux d'une protection peut donc avoir pour conséquence la coupure d'un ou plusieurs clients, voire même d'une ville entière, prioritaires compris. Or, lorsqu'un client industriel de 10 MW est coupé pendant 6 minutes, par exemple, cela ne correspond pas seulement à 1 MWh d'énergie non vendue pendant cette coupure, mais aussi à l'énergie non vendue pendant les quelques heures que le client mettra à repartir. Mais cela correspond surtout à un client mécontent, qui aura perdu plusieurs heures de sa production, et qui aura peut-être subi des détériorations de matériel. S'il s'agit d'une ville entière, EDF devra rendre des comptes, en tant que service public, aux autorités locales, voire même nationales. Enfin, les protections contre les situations anormales de réseau jouent un rôle primordial dans la prévention des effondrements de réseau, et c'est sur elles, autant que sur les régulations de groupes de production et les téléréglages de ces groupes, qu'a porté tout l'effort des responsables de la conduite des réseaux lorsque la leçon a été tirée de la panne du 19 Décembre 1978. Ces différentes considérations montrent que l'activité "protections et automatismes" du réseau de transport est, à EDF comme dans toute société de distribution d'électricité, une activité stratégique, qui conditionne la légitimité de cette société vis-à-vis de la communauté, nation, région, ville, qu'elle dessert. (allocution que j'ai prononcée le 30 Octobre 1993, à l'intention de MM Ghislain Weisrock et Marcel Bénard, qui avaient alors la responsabilité du Contrôle Electrique pour la région Est de la France. J'avais alors tenter, vainement, de leur en faire comprendre l'utilité) 2/ 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

TABLE DES

MATIERES

VOLUME 1 page

Avertissement Avant propos Table des matières Bibliographie Adresses Index

PREMIERE PARTIE: GENERALITES

1 3 5 13 17 19

21

1 - Réseaux de transport d'énergie 2 - Généralité sur les protections et automates 3 - Equipements de mesure, comptage, et surveillance

23 29 30

DEUXIEME PARTIE: REDUCTEURS DE MESURE

31

1 - Réducteur de courant 2 - Réducteur de tension bobiné 3 - Réducteur de tension capacitif 4 - Problèmes de sécurité liés aux réducteurs de mesure 5 - Mise en service 6 - Réducteurs optiques

33 47 49 51 53 55

TROISIEME PARTIE: PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS

57

1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne

59

1-11-21-31-41-51-61-71-81-91 - 10

59 62 63 64 65 67 68 70 73 74

Notion de sélectivité Protection à maximum d'intensité Protection Buchholz Protection masse - cuve Protection d'antenne passive Protection masse - câble Protection des batteries de condensateur Protection contre les surtensions et la ferrorésonance Protection à dépassement de flux Fonctionnement de l'ensemble

2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés 2-1211 2111 21111 21112 21113 -

Protection de distance Principe Cas du défaut triphasé Détermination de la direction Comparaison de réactance Comparaison de résistance

77 77 77 77 77 78 79

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 21114 - Discrimination entre défaut et pompage 21115 - Récapitulation 21116 - Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension 2112 - Cas du défaut déséquilibré

84 85 86 87

212 2121 2122 2123 2124 2125 2126 2127 2128 2129 -

Protections électromécaniques Mise en route Sélection de phase Mesure de distance Relais directionnel Relais antipompage Circuit mémoire - enclenchement sur défaut Compensation de l'induction mutuelle homopolaire Relais Mho Avantages et inconvénients des relais électromécaniques

92 92 93 94 96 96 97 97 98 99

213 2131 2132 2133 2134 2135 -

Protections de distance statiques Comparateur de phase, fonctionnement monophasé Comparateur de phase, fonctionnement triphasé Caractéristique mho, fonctionnement monophasé Caractéristique mho, fonctionnement triphasé Avantages et inconvénients des protections électroniques

100 100 106 110 112 113

214 -

Protections de distance numériques

114

215 2151 21511 21512 21513 21514 21515 21516 21517 21518 -

Téléprotections Principe des différents schémas Interdéclenchement simple Interdéclenchement contrôlé par la mise en route Déclenchement conditionnel avec dépassement Accélération de stade Extension de zone Schéma à blocage Télédéclenchement inconditionnel Mode écho et mode source faible

116 116 116 116 117 117 119 119 120 121

2152 21521 21522 21523 21524 -

Application de ces systèmes aux lignes à trois extrémités Ligne 225 kV, piquage passif court Ligne 225 kV, piquage actif court Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, actif ou passif Ligne 63 kV ou 90 kV

122 122 123 123 124

2153 2154 2155 2156 -

Application aux lignes doubles 400 kV Compatibilité entre protections Fiabilité des téléactions Supports de transmission

125 126 129 131

22 -

Protection à comparaison de phases

134

23 231 232 233 234 -

Protection différentielle Protection différentielle de ligne Protection différentielle de canalisation souterraine Protection différentielle de liaison courte Protection différentielle de barres

137 138 140 141 142

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 2341 2342 2343 2344 2345 2346 2347 2348 2349 -

Principe général Protection à haute impédance et seuil fixe Protection à moyenne impédance et à pourcentage Protection à basse impédance sur réducteurs performants Protection à basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés Protection à moyenne impédance et faible consommation Protection différentielle à combinaison linéaire de courant Précautions particulières Protections différentielles de barre numérique

142 145 147 149 150 151 151 152 153

24 -

Protection homopolaire

153

QUATRIEME PARTIE: PROTECTION CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU, ET AUTOMATES 12345678-

Protection de surcharge Protection contre les ruptures de synchronisme Protection de délestage Automate contre les défaillances de disjoncteur Réenclencheur Automate à manque de tension Automate de régulation de tension Automate de poste

CINQUIEME PARTIE: FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE 1-

234-

159 165 167 169 171 177 183 189

191

Plans de protection contre les courts-circuits 11 Contraintes 111 - Coordination des isolements 112 - Stabilité du réseau 113 - Tenue des matériels 114 - Temps d'îlotage des centrales 115 - Présence de câble de garde sur les lignes aériennes 116 - Qualité d'alimentation de la clientèle

193 193 193 194 194 195 195 196

12 13 14 -

197 197 198

Principe d'élaboration Plan électromécanique Plan statique

Plan de sauvegarde Plan de défense Plan de reconstitution du réseau

203 205 209

SIXIEME PARTIE: REGLAGES 123-

157

211

Calculs de réseau - principe Détermination des réglages, préliminaires Protection des lignes à deux extrémités 31 Réglage des protections de distance 311 - Contraintes dues au réseau 312 - Contraintes dues à l'appareillage 313 - Contraintes dues à la protection 5/ 320

213 217 219 219 219 222 223

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 314 32 33 34 35 36 37 38 -

Contraintes dues aux autres protections Réglage des protections à comparaison de phase Réglage des protections différentielles de ligne Réglage des protections à puissance homopolaire Réglage des protections d'antenne passive Réglage des protections masse câble Réglage des protections différentielles de câble Réglage de l'automate contre la défaillance du disjoncteur

225 227 227 228 228 229 230 231

4 - Protection des lignes à trois extrémités 41 Protections de distance des sorties de centrale 42 Ligne 225 kV, piquage passif symétrique court 43 Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, passif 44 Schémas susceptibles de provoquer des défauts apparemment évolutifs

233 233 233 234 234

5 - Protection des barres 51 Réglage d'une protection différentielle de barres à haute impédance 52 Réglage d'une protection différentielle de barres à basse impédance

235 235 237

6 - Protection des couplages 61 Postes 400 kV et 225 kV 62 Postes 90 kV et 63 kV

239 239 239

7 - Protection des transformateurs 71 Protection de la tranche primaire 72 Protection de la tranche secondaire 73 Protection de la tranche tertiaire

240 240 241 242

8 - Automates

243

SEPTIEME PARTIE: EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE. 1- Capteurs. 2 - Compteurs 21 - Installations de comptage des clients les plus importants

245 247 251

251 22 23 24 25 -

Alimentation des autres clients Liaisons internationales et groupes de production à participation étrangère Alimentation des sociétés de distribution n'appartenant pas à EDF Alimentation des centres de distribution EDF

3 - Consignateur d'états 4 - Téléperturbographe 5 - Localisateur de défaut 6 - Qualimètre

254 254 254 254 255 257 259 261

HUITIEME PARTIE: INSTALLATION ET EXPLOITATION 1 - Normalisation EDF, documentation contractuelle 2- Câblage, précautions contre les surtensions 3- Alimentation auxiliaire

6/ 320

263 265 266 268

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 4- Organisation de la conduite et de la surveillance 5- Mise en service des tranches neuves 6- Maintenance préventive 7- Analyse d'incident. 8- Dépannage. 9- Retour d'expérience.

NEUVIEME PARTIE: QUALITE DE FOURNITURE D'ENERGIE

272 274 277 278 282 283

285

1 - Harmoniques 11 Définition 12 Origine des harmoniques 13 Inconvénients dus aux distorsions harmoniques 14 Comment limiter les tensions harmoniques? 2 - Papillotement 21 Variation dans la bande de 0,5 à 25 Hz 22 A-coups à plusieurs secondes d'intervalle 23 Application: raccordement d'un four à arc sur un réseau

287 287 287 290 292 295 295 298 300

3 - Déséquilibre 305 4 - Creux de tension et coupures brèves 41 - Forme de la tension d'alimentation d'un client 42 - Comportement des installations d'un client

307 307 311

5 - Contractualisation de la fourniture d'énergie

319

VOLUME 2 Annexe 1 -

Composantes symétriques 7/ 320

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Annexe 2 -

Détermination de l'impédance apparente et des reports de charge au cours des cycles de réenclenchement monophasés et triphasés. Annexe 2-1 : Détermination du courant maximal de transit en cas de report de charge triphasé. Annexe 2 - 2:

Annexe 3 -

Fonctionnement du réseau pendant un cycle monophasé

Caractéristiques électriques des lignes

Annexe 4 -

Critères de choix des réducteurs de courant Annexe 4 - 1 - Câblage entre TC et protections

Annexe 5 -

Enclenchement d'un transformateur de puissance

Annexe 6 -

Caractéristiques de quelques protections de distance statiques

Annexe 7 -

Protection des générateurs thermiques

Annexe 8 -

Présentation du programme Parapluie

Annexe 9 -

Notice d'utilisation du programme Parapluie

Annexe 10 -

Réglage des lignes à 3 extrémités BIBLIOGRAPHIE

[1] Vocabulaire électrotechnique, et en particulier CEI 50-321 Transformateurs de mesure - voir aussi NFC 01-321 CEI 50-421 Transformateurs de puissance et bobinés - voir aussi NFC 01-421. CEI 50 441 Appareillage - voir aussi NFC 01-441 CEI 50 448 Protection des réseaux d'énergie - voir aussi NFC 01-448 CEI 50 601 Production, transport, et distribution de l'énergie électrique - voir aussi NFC 01-601 . [2] Symboles, et en particulier CEI 617-7 Appareillage et dispositif de commande pour protection - voir aussi NFC 03-207. [3] Directives de construction des lignes, postes et canalisations souterraines - DEPT - EDF. [4] CEI 185 Transformateurs de courant monophasés - voir aussi NFC 42-502 [5] CEI 186 Transformateurs de tension monophasés - voir aussi NFC 42-501 [6] Cahier des spécifications et conditions techniques des réducteurs de mesure - DEPT - EDF. [7] Règles générales d'exploitation - DEPT - EDF [8] UTE C 18 - 510 - AFNOR [9] Carnet de prescription au personnel - SPS - EDF [10] Combinés de capteurs optiques courant - tension - notice GEC-Alsthom. [11] Non conventional current and voltage transformers, CIGRE CE/SE 34. [12] Dispositif de protection par détection d'émission de gaz à deux contacts Buchholz - NFC 52-108. [13] BS 142 - Electrical protective relay [14] Relais de détection de gaz pour transformateur à bain d'huile - notice ABB. [15] Les techniques de diagnostic et la maintenance - symposium CIGRE, BERLIN, Mai 93. [16] Protection d'antenne passive - notice ICE. [17] Protection masse - câble PMCS 1 - notice ICE [18] NFC 54 - 100 - Condensateurs de puissance [19] Protection interne de transformateur PTP 3 000 - GEC-Alsthom [20] Etude des différentes causes d'erreur de mesure susceptibles d'apparaître dans les protections 8/ 320

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statiques type PDS 1 100 -Michel Lami - DEPT - EDF [21] Généralité sur la protection des réseaux électriques - Marcel Pétard - Centre de formation des Mureaux - EDF. [22] La protection du réseau français - Marcel Pétard - Revue Générale d'électricité (RGE) n° 21, Septembre 1961. Il existe une traduction en allemand. [23] Protections et automatismes de réseau - René Sardin - CRTT Est - EDF. [24] Protection de distance RXAP - notice Enertec. [25] Protections de distance PD3A 6000 et PDS - notice Enertec. [26] Protection de distance LZ 95 et RAZOA - notice ABB. [27] Protections de distance PXLC et PXLP - notice GEC-Alsthom. [28] Protection de distance numérique PXLN - notice Enertec. [29] Protection de distance numérique 7SA 511 - notice Siemens. [30] Protections de distance numériques REZ1, REL 100 et REL 316 - notice ABB. [31] GEC measurement protective application guide. [32] Téléactions haute et basse fréquence à grande sécurité - Système TGS - notices Techniphone. [33] GEC P10 - notice GEC Alsthom. [34] 7 SD 31 - notice Siemens. [35] DIFL - notice GEC Alsthom. [36] LFCB - notice GEC Alsthom. [37] DL 323 - notice GEC Alsthom. [38] PDLC 10 - notice ICE. [39] RADSS - notice ABB / INX5 - notice ABB. [40] DIFB - notice GEC Alsthom [41] PMLS 345 - notice ICE. [42] PMCT 10 - notice ICE. [43] DRS 50 - notice ICE. [44] BEF 301 - notice ICE. [45] TADD- notice ICE. [46] PADD 3000 - notice GEC Alsthom; TADD 1 - notice ICE. [47] ATRS - notice ICE [48] TART - notice ICE [49] Les plans de protection du réseau de transport, Bernard Duchêne, DEPT, EDF [50] Stabilité des grands sites de production à l'horizon 87 sur défaut 225 kV, P. Vergerio, M. De Pasquale, M. Lami, DEPT, EDF [51] Evolution des protections du réseau de transport, journée d'étude SEE (voir RGE) du 3/10/85. [52] Circuits très haute tension et basse tension de liaison d'évacuation d'énergie des centrales thermiques classiques et nucléaires, DEPT EDF, février 90, (dite brochure rouge) [53] conduite en régime dégradé, note explicative associée à la règle 90-04, Service des mouvements d'énergie, (SME), EDF. [54] Maquette du plan de défense coordonné, Direction des Etudes et recherches EDF, Ph. Denis, J.C. Bastide, M. Huchet, 20/3/92 [55] Cours de fonctionnement dynamique des réseaux, Direction des Etudes et Recherches EDF, Service Etudes de réseau, Département Fonctionnement et Conduite des Réseaux. [56] Protection contre les défauts extérieurs des centrales hydrauliques, notes de doctrines XEL 02 10 et XEL 02 11, Direction Production Transport (DEPT), Jacques Lecouturier, 06/92. [57] Guide de réglage des protections - DEPT EDF, 1993.(régulièrement remis à jour) et notamment: Etude du comportement des protections de distance sur les lignes à trois extrémités D 633.91/BD/LB/n° 3002 de Bernard Duchêne. [58] PSPT, notice GEC Alsthom. [59] RAKZB notice ABB. 9/ 320

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[60] PTP, notice GEC Alsthom. [61] Guide de réglage des automates, CRTT Est, EDF. [62] Transducteurs de mesure électrique, notice GEC Alsthom. [63] Dossier d'identification et de maintenance, CDM3 et transducteurs de mesure, Chauvin-Arnoux. [64] TEGETEC, notice Schlumberger Industrie. [65] FAN 1, notice Landis et Gyr. [66] PAS 692, notice Techniphone. [67] PAS-PCS 21, notice CETT. [68] ECP 80, notice CETT. [69] TPE 2000, notice GEC Alsthom. [70] SOREL EPC, notice Arthus. [71] DLD, notice GEC Alsthom [72] Qualimètre Siemens. [73] APR 8, notice ANPICO [74] Norme HN 46 R 01, appelée communément "Dicot", norme EDF diffusée par la DER [75] Traitement des signalisations nécessaires à la conduite et à la surveillance des installations, dite Brochure violette, DEPT, EDF. [76] Guides de mise en service, DEPT, EDF. [77] Guides de maintenance, DEPT, EDF. [78] Norme HN 33 S 34, DER. [79] Directive H 115, DER. [80] Perturbations électriques et électromagnétiques des circuits basse tension des postes et centrales, Janvier 1980, diffusé par la division Instrumentation d'exploitation de la DER. [81] Guide de l'ingénierie électrique, par Gérard Solignac, éditions Lavoisier. [82] Contrat pour la fourniture d'énergie au tarif vert, dit contrat Emeraude, EDF, Service National. [83] Les moyens d'action et les téléinformations nécessaires pour la conduite du système production transport - consommation, dite "brochure Saumon", DEPT, EDF. [84] Perturbations électriques, comportement des installations industrielles, Claude Mongars, CRTT Est, EDF. [85] Guide des erreurs à ne pas commettre, Michel Lami, CRTT Est, EDF (projet) [86] Exposé sur les réducteurs de mesure présenté lors des assises "plan de protection 225 kV" organisées par la DEPT, D63/603 - Benjamin Gaillet - 29/5/1980. [87] Les techniques de l'Ingénieur, D 135, mesures à très haute tension, Pascal Gayet et Jacques Jouaire, 1979. [88] Les techniques de l'Ingénieur, D 4805, protection des réseaux de transport et de répartition, Claude Corroyer et Pierre Duveau, 1995. [89] Les techniques de l'Ingénieur, D 69, réseaux électriques linéaires à constantes réparties, Robert Bonnefille. [90] Les techniques de l'ingénieur, D 4421, contraintes de conception des lignes aériennes, Yves Porcheron. [91] Protective relays, their theory and practice, Van Warrigton, Chapman and Hall, 1962 [92] Protective relay application guide, GEC, 1975 [93] Utilisation des protections contre les surtensions et la ferrorésonance dans les tranches des postes 400 kV en piquage existant sur une ligne double terne, EDF, DEPT, D 564/91-100 C du 9/8/94 Pierre Duveau [94] Exploitation d'un poste en antenne, calcul des surtensions en cas d'ouverture d'un poste à la source, EDF, DER, HM/15-1152 JcK/CB du 12/3/87 [95] Système de protection contre la ferrorésonance, notice ICE. [96] 7 TUD 15, notice Siemens [97] Capacitive voltage transformers: transient overreach concerns and solutions for distance relaying Daqing Hou and Jeff Roberts, Schweitzer Engineering laboratories 10/ 320

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[98] EPAC 3900, notice GEC Alsthom. [99] Manuel d'utilisation d'EGERIE pour Windows; USI Ile de France. [100] Protection PSEL 3003, notice GEC Alsthom

[101] Protection 7 SN 21, notice Siemens [102] Mémoire Contrôle Electrique de l'USI Est, n° 22 [103] Comportement des protections complémentaires dans les réseaux de répartition HT, Michael Sommer, Université Paris XI, Orsay [104] Schémathèque, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT [105] Réglage des protections différentielles de câble, Benoît Lys, EDF, Production Transport, SIRA [106] Directive de construction des lignes aériennes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT [107] Directive de construction postes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT [108] Directive de construction des canalisations souterraines, CNIR, DEPT [109] Programme Courcirc, DER, EDF [110] Base Platine, DER, EDF [111] Guide de mise en service de la tranche, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT [112] Note D 6120 / 09 / n° 69 - SCE / HC / MCD "fonctionnement du réseau pendant un cycle de réenclenchement monophasé, dec 72, CNIR (département essais) - DEPT [113] note 4002 / 54.FDQ 94 / JLL / n° 3045 " réglage des systèmes de protection des réseaux à 400 kV" , janvier 1996 - DEPT [114] note 6100 - 06 - 80 - 1572 LB - BGR / CM " programme CELINE" du 11 janvier 1988 - DER [115] règles générales d"'exploitation - DEPT [116] notice Siemens 7 UM 511 generator protection relay (version V3) [117] notice Siemens 7 UM 512 generator protection relay (version V3) [118] notice Siemens 7 UM 516 generator protection relay (version V3) [119] notice Siemens protection numérique de surintensité et de surcharge SIPROTEC 7SJ600 [120] notice Siemens 7 UT 512 / 513 differential protection relay (version V3) for transformers, generators, motors ans short lines [121] distance protective relay S 321 - 5, notice Schweitzer [122] the influence of substation busbar and circuit breaker arrangement upon the substation control equipment design and reliability - CIGRE WG 23-05, Bengt Andersson, ABB relays AB, S 72171 Västerås (Sverige). [123] Spécifications fonctionnelles et technologiques des protections et automates du réseau de transport, DEPT, EDF. [124] Code de travaux, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT [125] Marchés tarifs, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT [126] Dossiers de tranche normalisée, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT [127] Evolution des protections RXAP, D 5840-E / RXAP-JT / LH du 25-4-94, Jean Thomas, USI Est [128] Mesures électriques, Maurice Gaillet, 1959 (centre de perfectionnement électrique de Nanterre)

ADRESSES Normes CEI - 1, Rue de Varembé, Genève, Suisse. Normes BS - 2, Park street, London W1A2BS.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Normes DIN - Deutsche Elektrotechnische Kommission im DIN und VDE, Burggrafenstrasse 4,Postfach 1107, D1000 Berlin 30 Norme ANSI - American National Standards Institute, 1819L Street, NW, 6th FI. Washington DC 20036 Normes NF: AFNOR - Gestion des ventes, tour Europe, Cedex 7, 92 049 Paris la Défense. Toutes les normes, françaises ou étrangères, peuvent être commandées à cette adresse. CIGRE, 3 Rue de Metz, 75 010 Paris. RGE, 48, Rue de la Procession, 75 015 Paris. DEPT - EDF - Cedex 48, 92 068 Paris la Défense. EDF, Service National et Service des Mouvements d'énergie (SME), Rue Louis Murat, 75 384 Paris Cedex 08. EDF, CRTT Est (ou USI Est), 8, Rue de Versigny, 54 521 Villers lès Nancy. EDF, Service Ingénierie Rhône Alpes (SIRA), 15, rue des Cuirassiers, BP 3074, 69399 Lyon Cedex 03 EDF, USI Ile de France, 32, avenue Pierre Grenier, BP 401, 92 103 Boulogne Billancourt Cedex Direction des Etudes et Recherches (DER) - EDF - 1, Avenue du Général De Gaulle, 92 141 Clamart Service Prévention Sécurité (SPS) - EDF - CEDEX 08, 75 382 Paris. Les techniques de l'Ingénieur, 8, Place de l'Odéon, 75006 Paris Constructeurs: ALSTOM, alias GEC Alsthom, alias Enertec, alias Compagnie des Compteurs Lotissement du fond de la Banquière, 34 970 Lattes. GEC Measurement: voir même adresse, et aussi Saint Leonard's work, Stafford ST 174 LX, England ICE 41 Rue Crozatier, 75 012 Paris Techniphone - 31 Rue de l'Union, 78 600 Maisons Laffitte. ABB - S 72 171 Västerås, Sverige. ; CH 5401 Baden, Suisse; 6, Rue des Peupliers, 92 004 Nanterre Siemens - Humboldstrasse 59, EVSV PO BOX 4806, 8500 Nürnberg, Deutschland. Anpico - 82 Rue du Quesnoy, 59 236 Frelinghien - représenté par Ecodime, zone des entrepôts Juliette, 94 310 Orly. Chauvin- Arnoux, 190 Rue Championnet, 75 018 Paris. Schlumberger Industrie, BP 620 02, 50 Avenue Jean Jaurès, 92 542 Montrouge Cedex. Landis et Gyr Energy, 30, Avenue Pré Auriol, 03 100 Montluçon.(adresse en France) Techniphone, Boite Postale 22, 13 610 Le Puy Sainte Réparade. CETT ( Compagnie Européenne de télétransmision), 3, Parc des Grillons, Artus, 6, Rue du Docteur Schweitzer, 91 420 Morangis. Schweitzer Engineering laboratories, 2350 NE Hopkins Court, Pullmann, WA 99163-5603, Washington, USA. 12/ 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

INDEX Accélération de stade Alternateur Amplificateur Automates Autocontrôle Autotransformateurs

3éme partie, § 21514; 21531 1ére partie, § 22 / Annexe 1, § 1; 23 2ème partie, § 6 / 3ème partie, § 213 / 8ème partie, § 5 / 9ème partie, § 231 1ère partie, § 23 / 3ème partie, § 2347 / 4ème partie, § 4;§ 5; §6; §8 / 5ème partie, § 141, § 142 / 6ème partie, § 8 3éme partie, § 214 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 2332 / 5ème partie, § 14

Câble de garde 3ème partie, §21321; 21562 Câble pilote 3ème partie, § 2321 Canalisations souterraines 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 232 / 4ème partie, § 13 Capteur de télémesure 7ème partie, § 1 Caractéristiques géométriques des lignes Annexe 3 Coefficient de terre 3ème partie, § 2112 / Annexe 2 Comparateur 3ème partie, § 213; § 222 Compoundage 4ème partie, § 72 Compteur 1ère partie, § 32 / 2ème partie, § 1 / 7ème partie, § 2 / 9ème partie, § 139 Commutateur 7ème partie, § 1 Configurateur 7ème partie, § 32 Consignateur 7ème partie, § 3; § 4 / 8ème partie, § 32; § 7 Courant porteur ligne 3ème partie, § 21561 Défaut biphasé-terre 3ème partie, § 18; § 2112 Dépassement de flux 3ème partie, § 19 Dérivateur 3ème partie, § 2135 Diagramme d'admittance 3ème partie, § 2128 Double défaut monophasé 3ème partie, § 2153; § 2131 Eclateur

3ème partie, § 14 / 3ème partie, § 2347

Faisceaux hertziens Ferrorésonance Fibre optique Filerie Fluage Force électromotrice

3ème partie, § 21564; § 2132 / 5ème partie, § 312 2ème partie, § 2, 3ème partie, §18 3ème partie, § 21563 1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 2343 / 6ème partie, § 511 / 8ème partie, § 2 4ème partie, § 113 2ème partie, § 1 / 3ème partie, § 212; 24 / 4ème partie, § 21

Groupe de production 4ème partie, § 5212 Homopolaire

3ème partie, § 15; § 18; § 2112; § 2121; § 2127; § 21321; § 21521; § 21524; § 24 / 4ème partie, § 52122 / 5ème partie, § 142 / 6ème partie, § 13 / 8ème partie, § 7 / 9ème partie, § 131; § 134; 3 / annexe 1, § 23 / annexe 2

Impédance

2ème partie, § 3 / 3ème partie, § 11; § 2111; § 2112; § 2123; § 2133; § 21516 / 5ème partie, § 111 / 6ème partie, § 13 / 9ème partie, § 121; § 22; § 231; § 234 / annexe 2 Inductance 2ème partie, § 1; § 2;§ 3 / 3ème partie, § 2121; § 2123; § 2127 / annexe 1, § 11 Inductance mutuelle homopolaire 3ème partie, § 2127 Intégrateur 3ème partie, § 2135 / 7ème partie, § 12; § 15

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Liaison spécialisée Lignes aérienne

3ème partie, § 21565 1ère partie, § 1; § 2 / 3ème partie, § 16; § 21321; § 221; § 2321 / 4ème partie, § 11; § 511 /5ème partie, § 141 annexe 1 / annexe 3 Ligne à constantes réparties

Matrice Monostable

6ème partie, § 1 / annexe 1 / annexe 3 3ème partie, § 2131

Perturbographe 1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 214 / 8ème partie, § 32; § 7 Pilote 3ème partie, § 213; § 232 / annexe 6 Pompage 3ème partie, § 21114 / 4ème partie, § 21 Pont à thyristors 9ème partie, § 424 Protection ampéremétrique 3ème partie, § 12, 8ème partie, § 75 Qualimètre

1ère partie, § 33 / 7ème partie, § 6 / 9ème partie, § 54

Radiobalise Réactance

Régulateur Relais antipompage Relais bistables Relais directionnel Relais mho Rupture fusible

3ème partie, § 222 3ème partie, § 21111; § 2112; § 21311 / 5ème partie, § 111 / 6ème partie, § 31; § 42; § 71; §73 / 9ème partie, § 23 2ème partie / 3ème partie, § 2135; § 222; § 2332; § 23423 / 6ème partie, § 73 / 7ème partie, § 14 / annexe 4 4ème partie, § 31 / 8ème partie, § 32 3ème partie, § 21113; § 2125; § 21326 / annexe 6 3ème partie, § 2341 3ème partie, § 2124; 21313 3ème partie, § 2128; § 2133; § 2134 3ème partie, § 21123

Sectionneurs Sélectivité Synchrocoupleur

1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 234 / 8ème partie, § 2 3ème partie, § 11 4ème partie, § 524

Réducteur

3ème partie,§ 215 / 4ème partie, § 523; 8 / 5ème partie, § 141 / 6ème partie, § 2 / 8ème partie, § 32 / 9ème partie, § 53 Téléconduite 4ème partie, § 8 / 7ème partie, § 1 / 8ème partie, 32; § 4 Télédéclenchement 3ème partie, § 15; § 21517; § 21522; § 2155 Téléprotection 3ème partie, § 215 Télétransmission 3ème partie, § 215 Temporisation 3ème partie, § 12; § 2123; 2133; § 21541; § 21543 / 4ème partie, § 82 / 5ème partie, ,§ 4 / 6ème partie, § 38; § 61; § 823 Tension crête 4ème partie, § 22 Topologie 3ème partie, § 2341 Transducteur magnétique 3ème partie, § 2121 Transformateurs de puissance 1ère partie, § 1; § 23 / 2ème partie, § 1; § 2 / 3ème partie, § 11; § 12; § 14; § 18; 2129 / 6ème partie, § 3112 ; § 511 / 9ème partie, § 112; § 12; § 13; § 14; § 234 / annexe 5 Tranche 1ère partie, § 1 / 8ème partie, § 5; § 6 Verrouillage 3ème partie, § 21516; § 21541 Téléaction

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 PREMIERE PARTIE (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

GENERALITES

1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE

2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS

3- EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE, ET SURVEILLANCE

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE Ils sont constitués d'ouvrages triphasés, à savoir: des lignes aériennes, des canalisations souterraines, des transformateurs de puissance, et des jeux de barre, agencés suivant le schéma cidessous:(les tensions et puissances indiquées sont celles utilisées couramment sur le réseau français)

Production




Alternateur de centrale hydarulique ou thermique de puissance ≤ 250 MW




Alternateur de centrale nucléaire essentiellement, de puissance comprise entre 600 et 1400

MW Un ≤ 12 kV

Un = 20 à 24 kV

Un ≤ 225 kV

Un = 400 kV Jeu de barres 400 kV Ligne 400 kV

Transport

Autotransformateur 400 / 225 kV

de 300 à 600 MVA Jeu de barres 225 kV Ligne 225 kV Jeu de barres 225 kV

Ligne 225 kV

Transformateur 225 kV / 90 kV* de 70 à 170 MVA

Répartition

Jeu de barres 90 kV

Ligne 90 kV*

Ligne 90 kV*

Jeu de barres 90 kV

Distribution Transformateur 90 kV* / 20 kV 20 ou 36 MVA

Ligne 20 kV

* ou 63 kV, suivant les régions

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Il existe aussi des transformateurs de puissance permettant la transformation directe du 400 KV en 90 KV ou 63 KV, ou du 225 KV en 20 KV, ainsi que quelques autotransformateurs 90 / 63 KV. En ce qui concerne les intensités on définit deux niveaux de référence: - les intensités nominales, qui sont des intensités permanentes, et auxquelles on se réfère pour déterminer les échauffements des ouvrages. - les intensités de court-circuit, qui ne durent généralement que quelques centaines de millisecondes, et auxquelles on se réfère pour la tenue des ouvrages aux efforts électrodynamiques. Les valeurs normalisées sont:

en 400 KV

In = 2000 A ou 3150 A

Icc = 40 000 A ou 63 000 A

en 225 KV

In = 1250 A ou 2000 A

Icc = 31 500 A

en 90 KV

In = 1000 A ou 2000 A

Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases 8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre

en 63 KV

In = 1000 A ou 2000 A

Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases 8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre

Chaque ouvrage peut être - connecté au reste du réseau, et déconnecté, en charge ou en court-circuit, par un disjoncteur. - séparé du reste du réseau, hors charge par des organes à coupure visible: les sectionneurs - protégé par des équipements de protection et des automates qui détectent les courts-circuits et les situations anormales du réseau à partir des courants circulant dans les ouvrages, et les tensions sous lesquels ils se trouvent. Ces équipements actionnent ensuite les disjoncteurs. Les protections et les automates n'utilisent pas les tensions et les courants du réseau, mais des grandeurs beaucoup plus faibles qui leur sont proportionnelles. La transformation se fait par des réducteurs de mesure. Les différents appareils haute tension d'un poste sont regroupés en cellules, chacune d'elles comprenant un disjoncteur. L'ensemble des équipements basse tension d'une cellule est appelé tranche.

Les schémas les plus courants des cellules haute tension sont les suivants:

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DEPART LIGNE

Barres d'un poste d'interconnexion

Barre 1 Barre 2

Sectionneurs d'aiguillage

X

Disjoncteur

Réducteur de courant

Relais de protection Et d'automatisme

Sectionneur de mise à la terre

Sectionneur tête de ligne

Réducteur de tension capacitif

Circuit bouchon

Ligne aérienne

Circuits haute tension Circuits mesure Circuit commande

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DEPART TRANSFORMATEUR

Barre 1 Jeux de barres du poste primaire

Barre 2

autres départs

Sectionneurs d'aiguillage

Protection différentielle de barres du poste

X

Disjoncteur primaire (djp)

Réducteur de courant primaire

TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE

Protection masse - cuve

Réducteur de courant secondaire

Réducteur de tension bobiné

Vers djp

vers djs Protections et automates au poste secondaire

Protection différentielle de la liaison Réducteur de courant au poste

secondaire X Vers djp

Disjoncteur secondaire (djs)

Sectionneur d'aiguillage

Jeux de barres du poste secondaire

Barre 1 Barre 2

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

COUPLAGE ENTRE JEUX DE BARRES

Sectionneurs de couplage Barre 2

X

Disjoncteur de couplage

Réducteur de tension

capacitif (sur une seule phase) Réducteur de

courant

Barre 1 Protections et automates Réducteur de tension capacitif

(sur les trois phases)

Nota: les protections peuvent être utilisées soit comme protection de couplage, soit comme protection de ligne. Dans ce dernier cas, une barre est affectée à une seule ligne, dont le disjoncteur est ponté ou condamné fermé, et les protections hors service. On dit alors que le couplage est utilisé en transfert.

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TRONÇONNEMENT Les postes importants peuvent comporter quatre jeux de barres

Barre A1

T1

Barre B1 X

X

X

C1

C2

Barre A2

Barre B2 X T2

C1 et C2 sont des couplages traités comme ci-dessus T1 et T2 sont des tronçonnements. Ils ne peuvent pas être utilisés en transfert. Nota 1: notion de nœud électrique C'est un ensemble de jeux de barres pouvant être isolé du réseau par des disjoncteurs, mais ne pouvant pas être lui-même coupé en deux par un disjoncteur. Par exemple le poste de la figure 5 comporte quatre nœuds électriques. Pendant une manœuvre de changement de barres, les barres A1 et A2, par exemple, peuvent se trouver reliées entre elles lorsque les deux sectionneurs d'aiguillage d'un départ sont simultanément fermés. Dans certains postes, les jeu de barres sont disposés comme sur la figure 5, mais en T1 et T2 il n'y a que des sectionneurs. Le poste ne comporte que deux nœuds électriques. Nous verrons que cette notion est importante pour la mise en œuvre des protections différentielles de barres. Nota 2: il existe d'autres schémas de postes à l'étranger: postes en anneau, postes à un disjoncteur et demi, postes à barre de transfert. Chacun a ses avantages et ses inconvénients, mais il importe de ne pas mélanger les types de poste dans un même réseau.

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2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS ET LES AUTOMATES Ce document traite de l'ensemble des protection et automates installés sur le réseau de transport. Un aperçu est aussi donné de protections des groupes de production en annexe 7 On distingue: 2 - 1 - LES PROTECTIONS CONTRE LES COURTS CIRCUITS Lorsque un court-circuit apparaît sur un ouvrage, les protections provoquent le déclenchement des disjoncteurs encadrant cet ouvrage. Si cette fonction est correctement exécutée, les disjoncteurs des autres ouvrages ne doivent pas être déclenchés. Dans le cas contraire, les disjoncteurs d'autres ouvrages doivent être déclenchés, pour assurer l'élimination du défaut, mais en nombre aussi réduit que possible. 2 - 2 - LES PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU Elles comprennent: - les protections de surcharge, qui mettent hors tension les ouvrages parcourus par des intensités trop élevées, susceptibles de les détériorer ou de les rendre dangereux. - les protections contre les ruptures de synchronisme, destinées à éviter le déclenchement des alternateurs des centrales lorsque l'un d'eux, ou plusieurs d'entre eux, tournent à une vitesse différente de l'ensemble des autres alternateurs débitant sur le même réseau - les protections de délestage, destinées à rétablir l'équilibre production - consommation, et ainsi à éviter une chute de fréquence susceptible de conduire à un effondrement général des moyens de production. 2 - 3 - LES AUTOMATES La plupart des défauts créés par la foudre sur les ouvrages aériens disparaissent spontanément au bout de quelques dixièmes de secondes après mise hors tension de l'ouvrage. Après certains contrôles il est alors possible de remettre l'ouvrage sous tension. Des automates sont chargés de ces contrôles. D'autres automates permettent, lorsque plusieurs ouvrages se trouvent hors tension, de remettre rapidement en service ceux qui sont sains. D'autres permettent d'éviter les déclenchements par surcharge par des manœuvres préventives sur d'autres départs. D'autres, enfin, sont utilisés pour maintenir une tension correcte sur le réseau, par action sur les régleurs des transformateurs

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3- GENERALITE SUR LES EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE

3 - 1 - MESURE Les grandeurs, tension et courant, présents sur le réseau, ne sont pas directement utilisables, et on passe, là aussi, par des réducteurs de mesure. Au secondaire de ces réducteurs se trouvent connectés des capteurs qui élaborent les grandeurs nécessaires à la conduite du réseau, à savoir la puissance active et la puissance réactive sur les ouvrages, et la tension efficace sur les barres, et les transmettent aux équipements de téléconduite sous forme de courants continus proportionnels à ces grandeurs. 3 - 2 - COMPTAGE Utilisant les mêmes circuits secondaires, on trouve des compteurs d'énergie, mais seulement sur les départs suivants: . les centrales de production . les clients industriels . les compagnies de distribution non nationalisées .les points de livraison aux centres EGS (centres de distribution EDF -GDF) Ils sont à haute précision et doublés uniquement lorsqu'ils intéressent des sociétés extérieures à EDF: centrales à participation étrangère, clients industriels, distributeurs non nationalisés.

3 - 3 - SURVEILLANCE LOCALE On trouve, dans chaque poste: . un tableau synoptique, ou une console de conduite, permettant la conduite locale du poste en cas de panne de téléconduite .un consignateur d'état, où sont imprimées les manœuvres et signalisations issues des appareils haute tension et équipements basse tension de chaque départ .des oscilloperturbographes, où sont restituées des grandeurs électriques lors d'un défaut .éventuellement des localisateurs de défaut, calculant la distance d'un défaut sur une ligne .des qualimètres, sur les départs client, et permettant de mesurer les perturbations qu'il a subies.

3 - 4 - SURVEILLANCE AU PUPITRE DE COMMANDE GROUPE ( PCG ) Les PCG sont situés dans des postes où se trouve du personnel en permanence aux heures ouvrables. Le personnel attaché à un PCG exploite, outre le poste qui l'héberge, un ensemble de postes appelés postes satellites. Par exploitation, on entend essentiellement l'entretien du matériel, et en situation exceptionnelle la conduite du réseau.

3 - 5 - SURVEILLANCE AU CENTRE REGIONAL DE CONDUITE ( CRC ) C'est de ce point que se fait la conduite du réseau en situation normale. Seules les informations nécessaires à cette conduite y sont envoyées. Les informations concernant la surveillance du matériel restent au PCG

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DEUXIEME PARTIE

REDUCTEURS DE MESURE (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

1 - REDUCTEURS DE COURANT

2 - REDUCTEURS DE TENSION BOBINES

3 - REDUCTEURS CAPACITIFS DE TENSION

4 - PROBLEMES DE SECURITE

5 - MISES EN SERVICE

6 - REDUCTEURS OPTIQUES

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1 - REDUCTEUR DE COURANT

Cet appareil est destiné à alimenter les protections et les équipements de mesure et de comptage. Les performances requises sont très différentes, suivant qu'il s'agit d'alimenter une protection contre les courts-circuits ou un autre équipement: la première doit recevoir une image correcte d'un courant dont la valeur peut être très élevée, et qui peut comporter une composante transitoire, alors que les autres doivent recevoir une image précise d'un courant permanent inférieur ou égal au courant nominal. C'est pourquoi le réducteur de courant comprend au minimum deux enroulements, sur deux noyaux distincts. Dans ce qui suit, nous étudierons uniquement l'enroulement "protection". Le réducteur de courant est un système à contre réaction totale, et son étude complète est assez complexe, surtout si on veut tenir compte de phénomènes non linéaires, tels que la saturation et l'hystérésis. Nous donnerons ici une suite d'études simplifiées, de manière à faire apparaître l'origine des contraintes présentes dans leurs spécifications, des erreurs inhérentes à leur fonctionnement, et de leurs limites d'utilisation. 1-1- Présentation Un transformateur de courant est un transformateur élévateur dont l'enroulement secondaire se trouve pratiquement en court-circuit. i1

i2

enroulement primaire

enroulement secondaire

Charge secondaire (protections ou comptage)

Coté primaire, le nombre de spires est faible. Dans le cas des réducteurs de type tore, il n'y a même pas, à proprement parler, de spire, puisque le conducteur primaire traverse en ligne droite le circuit magnétique de forme torique, autour duquel est bobiné le circuit secondaire. Dans les autres réducteurs, il peut y avoir une ou deux spires. Dans un transformateur parfait, le courant secondaire instantané est lié au courant primaire par n1 i'2 = -

* i1

(1)

n2 tandis que la tension aux bornes de l'enroulement secondaire est liée à la chute de tension aux bornes de l'enroulement primaire par le rapport inverse. n1 et n2 sont respectivement les nombres de spires primaires et secondaires. nota: Dans les réducteurs de type tore, on démontre que la traversée du conducteur primaire en ligne droite est équivalente à une spire. Dans la pratique, les valeurs nominales de courant primaire vont de 100 A à 3000 A, et le courant nominal secondaire vaut 1 A ou 5 A. 32 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

1 - 2 - Première approche Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire, quelle que soit l'impédance de charge du circuit secondaire. En particulier, lorsque le circuit secondaire est ouvert, la tension secondaire devient infinie. Une telle approche est bien entendu aberrante, mais elle montre qualitativement qu'en cas d'ouverture intempestive du circuit secondaire, la tension prend une valeur très élevée (voir § 4 de ce chapitre). 1 - 3 - Deuxième approche Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire lorsque l'impédance du circuit secondaire est faible par rapport à l'inductance magnétisante du réducteur. Nous étudions alors le comportement du réducteur lors d'un court circuit sur le réseau primaire. 1 - 3 - 1 - Forme du courant primaire Lorsque un court circuit apparaît sur une ligne, le courant circulant dans cette ligne a approximativement la forme que l'on peut trouver lorsqu'on enclenche une bobine de réactance.

R1

L1

u1

La tension instantanée fournie par la source est donnée par: u1 = U1 * sin (ωt + ϕ), avec:

U1 = tension crête

ω = pulsation, soit 2p fois la fréquence ϕ = paramètre déterminant la valeur de u1 quand t= 0 A l'instant t = 0 on ferme l'interrupteur. Le système est alors décrit par l'équation: u1 = R1 * i1 + L1 * di1 / dt R1 et L1 étant la résistance et l'inductance du circuit, et i1 étant le courant instantané. Après résolution, la solution s'écrit: i1 = I1 * [ -sin (ϕ - α) * e

-t/τ

+ sin ( ωt + ϕ - α)]

composante

composante

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(2)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

apériodique

sinusoïdale

avec U1 I1 = R1² + L1² * ω² τ1 = L1 / R1 : constante de temps du réseau haute tension alimentant le court circuit tg α = t1 * ω la condition initiale étant: i1 = 0 pour t = 0, l'asymétrie est maximale pour ϕ - α = - π / 2 Par exemple, si la constante de temps du réseau vaut 60 ms, α = 87°, et l'asymétrie maximale est obtenue pour ϕ = - 3°, c'est à dire lorsque la tension au moment de l'apparition du défaut est pratiquement nulle. D'où les courbes suivantes, obtenues pour I1 = 1 et U1 = 1, le temps étant indiqué en ms.

1 ,

0 ,

-0 ,

-

-1 ,

0 ,0 0 20 , 0 0 ,0 0 0 ,0 0 ,0 0 0 ,0 0 ,0 0 50 , 0 0 ,0 0 0 ,0 0 ,0 0 0 ,0 01 , 0 0 0 ,0 0 ,0 0 0 ,0 0 ,0 0 50 , 0 0 ,0 0 0 , 0 ,0 1 0 ,0 00 , 0 1 0 ,0 0 ,0 1 0 ,0 0 ,0 1 50 , 0 0 ,0 1 0 ,0 0 ,0 1 0 ,0 0 ,0 1 10 , 0 0 ,0 1 0 ,0 0 ,0 1 0 ,0 05 , 0 1 0 ,

0 5 0 1 1 5 0 2 2 5 0 3 3 5 0 4 4 5 0 5 5 5 0 6 6 5 0 7 7 5 0 8 8 5 0 9 9 5 0 1 0 5 1 1 1 5 1 2 215 1 3 3 5 1 4 4 5 1 5 5 5 1 6 6 5 1 7 7 5 1 8 8 5 1 9 9 5 0 2

0 ,1 5 0 ,3 0 ,4 7 0 ,6 0 ,7 8 0 ,9 1 ,0 9 1 ,2 1 ,4 1 1 ,5 1 ,7 2 1 ,8 2 ,0 4 2 ,1 2 ,3 5 2 ,5 2 ,6 7 2 ,8 2 ,9 8 3 , 3 ,2 9 3 ,4 3 ,6 1 3 ,7 34, 9 2 4 ,0 4 ,2 4 4 ,3 4 ,5 5 4 ,7 4 ,8 6 5 ,0 5 ,1 8 5 ,3 5 ,4 9 5 ,6 5 ,8 1 5 ,9 6 ,1 2 6 ,

7 1 1 2 5 4 9 5 3 7 7 8 2 9 6 1 0 2 4 1 8 5 2 6 6 8 1 9 5 1 9 2 3 4 7 5 1 6 6 2

0 4 2 8 3 2 5 6 7 0 8 4 0 9 1 3 3 7 5 4 6 5 8 9 9 4 1 8 3 2 4 6 6 0 7 4 9 9 1 8

7 1 3 3 9 4 5 6 1 7 7 9 3 1 9 2 5 4 1 1 6 7 2 9 78 0 4 2 0 3 6 5 2 7 8 8 4 0 0 3

9 5 8 1 7 7 6 3 5 9 4 5 3 1 2 7 1 3 0 5 9 4 8 0 7 6 6 2 5 8 4 4 3 0 2 6 1 2 0 1

5 9 5 8 5 7 5 6 5 5 5 4 5 3 5 2 5 1 5 9 5 9 5 8 5 7 5 6 5 5 5 4 5 3 5 2 5 1 5 8

0 0 0 0 0 0

,1 ,3 ,4 ,5 ,7 ,8 0 , 0 ,9 0 ,9

5 0 5 8 0 0 8 5 8

6 9 3 7 7 9 9 1 7

0 ,9 0 ,9 0 ,8 0 ,8 0 ,7 0 ,5 0 ,4 0 ,3 0 ,1 2 ,6 -0 ,1 -0 ,3 -0 ,4 -0 ,5 1- 0 0, 7 -0 ,8 -0 , -0 ,9 -0 ,9

8 5 9 0 0 8 5 0 5 5 5 0 5 8 0 0 8 5 8

-0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -5

8 5 9 0 0 8 5 0 5 0

,9 ,9 ,8 ,8 ,7 ,5 ,4 ,3 ,1 ,3

4 0 9 7 1 0 1 0 6

4 6 0 4 6 6 0 6 8

3 7 1 8 3 5 6 1 1

7 6 1 0 1 0 9 0 7 1 7 7 3 9 9 0 6 4 3 6 6 4 9 0 3 9 7 7 7 11 9 0 9 1 1 0 7 6

8 8 5 7 0 7 1 8 0 8 8 6 9 2 1 9 3 6 E 3 1 1 4 8 7 8 2 03 4 1 4 0 0 5 5 8 7

7 1 1 9 7 7 3 9 6 7

8 8 5 7 0 8 1 9 1 0 8 9 9 4 2 1 3 9 E -

5 0 3 0 1 9 5 2 9 0 7 2 7 6 4 9 4 3 7 9 8 5 6 0 1 8 7 5 0

6 0 0 0 1 7 9 0 4 2

3 1 9 8 0 1 0 5 8

3 4 5 2 1 3 1 9 5 1 7 1 1 9 9 7 1 7 5 6 1 2 8 8 41 7 9 7 4 1 8 3 1 5 6 2 7 9 8 6

6

1 9

2 2

2 5

2 8

3 1

3 4

3 7

4 0

Statistiquement parlant, les défauts apparaissent plutôt lorsque la tension est proche du maximum. Cependant la situation décrite ici peut se reproduire, surtout lors d'un enclenchement sur défaut.

34 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

1 - 3 - 2 - Flux dans le circuit magnétique du réducteur Soient R2 et L2 la résistance et l'inductance du circuit secondaire du réducteur. La tension aux bornes du circuit secondaire vaut: di'2 u2 = R2 * i'2 + L2 *

L2 dt

R2

Le flux dans le circuit magnétique du réducteur est donné par: φ=

u2 * dt =

L2 * i'2 + R2 *

i'2 * dt

soit, en remplaçant i par sa valeur exprimée dans l'équation n° 3: I'2 φ=

ω

* { R2 * [ τ1 * ω (1 - e

- t / τ1

) - sin ω * t] + L2 * ω * (e

- t / τ1

- cos ω*t)}

(4)

Nous voyons que l'expression du flux comporte un terme périodique, et un terme apériodique. Dans ce dernier, la partie due à l'inductance tend vers zéro lorsque le temps augmente, tandis que la partie due à la résistance tend vers I'2 * R2 * τ1 . Dans les cas usuels, c'est cette dernière partie qui crée l'essentiel du flux. Nous supposerons par la suite que la charge est purement résistive, car c'est le cas le plus contraignant. L'équation (4) s'écrit alors: φ = φo * [τ1 * ω * (1 - e

- t / τ1

) - sin ω * t]

I'2 φo =

* R2 ω

35 / 320

en posant:

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

et le flux a l'allure suivante: Variation de φ/φο avec le temps à l'apparition d'un défaut, avec asymétrie maximale et τ1 = 120 ms 2 5

2 0

1 5

1 0

5

0 1

1 7

3 3

4 9

6 5

8 1

9 7

1 1 3

1 2 9

1 4 5

1 6 1

1 7 7

1 9 3

2 0 9

2 2 5

2 4 1

2 5 7

2 7 3

2 8 9

3 0 5

3 2 1

3 3 7

3 5 3

3 6 9

3 8 5

4 0 1

-5

t (ms)

1 - 3 - 3 - Saturation L'induction présente dans le noyau du réducteur est proportionnelle au flux. Lorsqu'elle dépasse une valeur Bmax, de l'ordre de 2 Tesla, elle ne peut pratiquement plus augmenter. Le circuit magnétique est saturé. Le courant secondaire est pratiquement nul. Les équipements utilisant ce courant comme grandeur d'entrée ne peuvent plus fonctionner correctement. Le calcul précédent montre, de manière sommaire, que si nous ne voulons pas dépasser Bmax lorsque le courant atteint sa valeur nominale de court circuit, qu'il comporte une composante apériodique, et que l'asymétrie est maximale, l'induction ne doit pas dépasser Bmax / (t1*w) lorsque le courant de court circuit atteint sa valeur nominale, mais qu'il n'y a pas d'asymétrie. Au § suivant, nous ne supposons plus que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire, mais nous représentons le réducteur par un modèle simple, et nous écrivons les équations décrivant le fonctionnement de ce modèle dans le réseau.

36 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

1 - 4 - Troisième approche Nous cherchons un modèle simple pour représenter le réducteur lorsqu'il n'est pas saturé et qu'il n'a pas d' hystérésis. De plus nous négligeons les flux de fuite. Soit l l'inductance propre d'une spire. Un courant i circulant dans cette spire crée un flux φe = λ * i Le courant i1 circulant dans le circuit primaire crée alors un flux f1= n1* l * i1 , n1 étant le nombre de spires primaires Le courant i2 circulant dans le circuit secondaire crée un flux φ2 = n2* l * i2 , n2 étant le nombre de spires secondaires Aux bornes de la bobine secondaire apparaît une force électromotrice e = - n2* d (φ1 + φ2) / dt φ1 = - φ2

Si la charge est nulle, la force électromotrice est nulle: D'où: - i1 / i2 = n2 / n1 = n, qui est le rapport de transformation

Mais la charge n'est jamais nulle. Nous la supposerons purement résistive (voir § précédent). Soit R2 cette charge, comprenant la résistance de la bobine secondaire, de la filerie et des équipements récepteurs. L'équation de la boucle secondaire est: e = - n2 * dφ / dt = R2 * i2 , avec φ = φ1 + φ2 D'où l'équation différentielle liant le courant primaire au courant secondaire: (n1 * n2 * di1 / dt + n2² * di2 / dt) * λ = -R2 * i2

(1)

i1 étant donné par l'équation n° 3 du § 131. Nous pouvons aussi l'écrire:

n2² * λ * ( di'2 / dt - di2 / dt) = R2 * i2

i'2 étant le courant secondaire du transformateur parfait, ou encore: avec :

iµ + t2 * diµ / dt = i'2

(2)

Lµ = inductance magnétisante = n2² * λ t2 = constante de temps secondaire = Lµ / R2 iµ = courant magnétisant = courant d'erreur = i'2 - i2

Nous pouvons alors représenter le réducteur par le modèle suivant: i'1

Lµ

iµ

37 / 320

i'2

R2

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

1 - 4 - 1 - Asymétrie maximale sur le courant primaire Dans l'équation n° 2 nous remplaçons i'2 par sa valeur trouvée dans l'équation n° 3 du § 131, qui correspond à l'asymétrie maximale: iµ + τ2 * diµ / dt = I'2 * ( e

-t / τ1

- cos ω * t)

(3)

La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ1 : τ1

- t/τ1

iµ1 = I'2* [

*e

τ1

1 -

τ1 - τ2

1 + ω² * τ2²

* (cos ω*t + ω*τ2 *sin ω*t) - (

1

τ1 - τ2

-t/τ2 )*e ] 1+ω² *τ2² (4)

Le flux dans le circuit magnétique est proportionnel au courant d'erreur: φ = Lµ * iµ

φ / φο = iµ * t2 * ω / i'2

soit

Cas particulier (pour mémoire): τ1 = τ2 -t / τ1

t iµ = I'2 * [

*e

1 -

τ1

1 + ω²*τ1²

* (cos ω*t + ω*τ1 *sin ω*t - e

-t / τ1 )]

(5)

D'où les courbes ci-dessous Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 1 s, I'2= 20* 2 A, soit φ / φo = 11,2 * Iµ 35

30

25

20

15

10

5

0 1

13

25

37

49

61

73

85

97

109 121 133 145 157 169 181 193 205 217 229 241 253 265 277 289 301 313 325 337 349 361 373 385 397

temps en ms

38 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 5 s, I'2= 20 *

2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ

40

35

30

25

20

15

10

5

0 1

38

75

112

149

186

223

260

297

334

371

408

445

482

519

556

593

630

667

704

741

778

815

852

889

926

963 1000

temps en ms

1 - 4 - 2 - Courant primaire symétrique C'est le cas où ϕ = 87°(voir § 131). La tension à l'instant t=0 est alors proche du maximum. Dans ce cas, l'équation différentielle n° 3 du § 141 s'écrit: iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * sin ω * t (6) La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ2: I'2 iµ2 = 1 + ω²*t2²

* (sin ω*t - ω*t2 * cos ω*t + ω*τ2 * e

39 / 320

- t / τ2 )

(7)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Courbe donnant φ / φο, pour t2 = 5 secondes, I'A = 20 *

2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ

2 ,5

2

1 ,5

1

0 ,5

0 1

13

25

37

49

61

73

85

97

109 121 133 145 157 169 181 193 205 217 229 241 253 265 277 289 301 313 325 337 349 361 373 385 397

-0 ,5

temps en ms 1 - 4 - 3 - Enclenchement avec ϕ − α = π / 4 L'équation différentielle devient: iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * (- sin (π / 4) + cos (ω * t + π / 4) La solution s'écrit, en reprenant les équations (4) et (7): iµ3 = (iµ1 + iµ2) /

2

(7bis)

1 - 4 - 4 - Notions sur le calcul du noyau du réducteur Les réducteurs sont généralement spécifiés 5 P 20, ce qui signifie que l'erreur sur l'image du courant qu'ils délivrent doit être inférieure à 5% lorsque le courant primaire est égal à 20 * In. Cette erreur maximale peut être garantie en régime permanent, pour les réducteurs de qualité standard, et en régime transitoire pour une constante de temps donnée pour les réducteurs de haute qualité. D'autre part, il est spécifié pour chaque type de réducteur sa puissance de précision, c'est à dire la puissance délivrée au circuit secondaire sous In, au-delà de laquelle la précision n'est plus garantie. Nous étudions comme exemple un réducteur de rapport 2000 / 1, et de puissance de précision 15 VA. Ceci signifie que la résistance de son circuit secondaire R2, qui est la somme des résistances d'entrée des différents équipements utilisateurs et de la filerie, est au maximum de 15 Ω. Nous supposons que le noyau du réducteur est de forme torique. 1 - 4 - 4 - 1 - Approximations Lorsque cette précision est tenue, la constante de temps τ2 est toujours très supérieure à τ1 , qui est elle même très supérieure à 1 / ω. D'où les approximations suivantes:

40 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

a) régime asymétrique (voir formule (4) du § 141) l'erreur passe par un maximum égal à: τ1

iµ = I'2 à l'instant

1 +

τ2

ω ∗ τ2

(8)

t = τ1 * Ln (τ2 / τ1)

(9)

puis tend vers zéro b) régime symétrique l'erreur passe par un maximum égal à: iµ / I'2 = 2 / (ω * τ2)

(10)

puis tend vers 1 / (ω * τ2) 1 - 4 - 4 - 2 - Rayon du tore Il existe deux types de réducteurs: - les réducteurs sans entrefer. Ils sont sensibles aux phénomènes non linéaires inhérents aux circuits magnétiques, tels que la non - linéarité de la courbe d'aimantation et l'hystérésis. En revanche leur inductance magnétisante est très élevée, et l'erreur due au courant magnétisant est très faible. Ils sont généralement utilisés lorsqu'on ne cherche pas à passer correctement la composante asymétrique, - les réducteurs avec entrefer Tant qu'ils ne sont pas saturés, leur réponse est linéaire, c'est à dire que le courant secondaire est lié au courant primaire par l'équation différentielle linéaire (2) du § 14. En revanche leur constante de temps est plus faible que celle des précédents, ce qui introduit une erreur systématique connue, mais importante. Ils sont utilisés lorsqu'on cherche à passer correctement la composante asymétrique. Pour chacun d'eux nous allons chercher le rayon minimal du tore permettant d'éviter la saturation, en régime symétrique et en régime asymétrique. Pour cela nous allons nous fixer la valeur de constante de temps secondaire τ2 permettant de ne pas dépasser une erreur de 5%: - régime asymétrique: la formule 8 nous donne approximativement:

- régime symétrique: la formule 10 nous donne: Nous retiendrons la valeur de 2,4 s dans les deux cas.

41 / 320

τ2 >

τ2 >

0,120 / 0,05 = 2,4 s

2 / (ω * 0,05)

=

0,12 s

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

a) réducteurs sans entrefer Nous cherchons quel est le courant magnétisant maximal possible r

ρ

L'induction élémentaire moyenne créée par une spire est:

µo * µr * iµ Be =

(11) 2*π∗ρ

avec

µr ρ

= =

perméabilité magnétique du noyau rayon moyen du tore

L'induction totale vaut: B = n2 * Be Elle atteint la valeur de saturation Bs = 2 Tesla pour: Bs * 2 * π ∗ ρ iµ =

(12) µo * µr * n2

Or le courant maximal i'2 vaut 20 * 2 A, d'où - si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique iµ < i'2 * τ1 / τ2 = 1,4 A Si nous prenons µr = 10000, nous trouvons, avec la formule (12), un rayon minimal de 2,8 m. - s'il ne doit pas se saturer seulement en régime symétrique i µ = 2 * i'2 / (ω ∗ τ2) = 0,07 A et, d'après la formule 12: ρ=

0,14 m

La précision devient alors 0,07 / (20 *

2) = 0,25 %

42 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

On peut même diminuer le rayon ρ en utilisant des réducteurs de courant nominal secondaire 5 A, ce qui conduit à un rapport n2 cinq fois plus petit, mais à une charge secondaire plus importante.

b) réducteur avec entrefer Les noyaux de ces réducteurs ont des entrefers de quelques dixièmes de millimètre chacun, répartis sur le tore. Nous supposons que la réluctance de leur circuit magnétique est entièrement due à ces entrefers, et nous cherchons quelle doit être leur valeur minimale pour que l'induction ne dépasse pas 2 Tesla lorsque le courant primaire est maximal et l'erreur maximale. L'induction élémentaire créée par une spire est: Be = µo * iµ / e

e étant la longueur totale des entrefers.

L'induction totale vaut

B = n2 * Be = n2 * µo * iµ / e

Elle doit être inférieure à 2 Tesla, d'où:

e > n2 * µo * iµ / 2

- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique,

e =

1,8

mm

- sinon

e=

0,09

mm

Le rayon minimal du tore est ensuite fixé par le rayon minimal r de sa section. L'inductance magnétisante vaut, dans tous les cas: Lµ = τ2 * R2 = 2,4 * 15 = 36 Henry 1 - 4 - 4 - 3 - Calcul du rayon r de la section du tore a) réducteur sans entrefer Le flux élémentaire créé par une spire vaut (formule 11 du § 1431): φe = Be * π r² =

µo * µr * iµ * π * r² 2*π*ρ

Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut: φ = n2² * φe = Lµ * iµ D'où, en remplaçant φe par sa valeur: 2 * π ∗ ρ * Lµ r=

2 * ρ * Lµ

1 =

n2² * µr * µo * π

* n2

43 / 320

µr * µo

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

ce qui, dans l'application numérique, donne: - si le réducteur doit passer les régimes asymétriques: - sinon:

r = 64 mm r = 15 mm

b) réducteur avec entrefer Le flux élémentaire créé par une spire vaut: φe = Be * π * r² = π * r² * µo * i / e Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut: φ = n2² * φe = Lµ * iµ d'où:

Lµ = n2² * π * r² * µo / e 1

et:

r=

Lµ * e *

n2

(11) π * µo

- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques:

r = 64 mm

sinon:

r = 15 mm

Nous voyons ainsi que si nous voulons que les réducteurs ne se saturent pas sur régime apériodique, ses dimensions s'accroissent fortement. Nous voyons d'autre part que, dans l'exemple pris ici, la présence d'un entrefer a permis de diminuer la longueur du circuit magnétique, mais pas sa section. 1 - 4 - 5 - Tension de coude C'est la valeur efficace de la tension sinusoïdale qui, appliquée au secondaire du réducteur, lorsque le primaire est ouvert, provoque la saturation du circuit magnétique. De manière plus précise, c'est la valeur à partir de laquelle il suffit de l'augmenter de moins de 10 % pour que le courant circulant dans le circuit secondaire augmente de 50%. Dans le cas étudié, elle vaut au minimum: a) réducteur sans entrefer: V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,0018 *20 = 405 V b) réducteur avec entrefer V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,05 *20 = 11,3 k V Nous voyons que la présence d'un entrefer accroît la tension de coude. Lorsque le courant circule au primaire du réducteur et que le secondaire est ouvert, la tension maximale pouvant apparaître à ses bornes est approximativement la même que la tension de coude. Ceci montre que les réducteurs à entrefer doivent être impérativement protégés par des parafoudres, généralement réglés à 2 kV (voir § 4-1).

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1-5- Types usuels de réducteurs de courant Il existe sur le réseau EDF 3 types de réducteur: -réducteur dit "classe PS", (dénomination EDF), dont l'induction est à la limite de sa valeur de saturation en régime symétrique, pour le courant de court-circuit maximal spécifié. Ce type d'appareil est conforme à la norme CEI 185. Son courant nominal secondaire est 5 A. Il ne comporte pas d'entrefer. Lorsqu'il est saturé, une alternance sur deux est correcte. Il ne peut être utilisé qu'avec des protections capables de ne pas émettre d'ordre intempestif dans ces conditions. Nous verrons plus loin qu'il s'agit alors des anciens modèles de protection, ou de modèles comportant un système d'insensibilisation à la saturation. -réducteur dit "ME 21", dont l'induction ne dépasse pas la moitié de l'induction de saturation en régime symétrique, pour le courant de court circuit maximal spécifié. Son courant nominal secondaire est 5 A. Il comporte un petit entrefer. Sa tension de coude est de 600 V Lors d'un réenclenchement sur défaut, si son circuit magnétique a gardé une induction rémanente, son induction ne dépasse pas, en régime périodique, l'induction de saturation, et l'intensité secondaire reste correcte pour une alternance sur deux. Cet appareil est, en principe, lui aussi réservé aux protections insensibles à la saturation. En fait, des essais ont montré que les autres protections peuvent elles aussi être utilisées dans certaines conditions de réseau, à déterminer pour chacune d'elles. Nous verrons, dans la sixième partie et l'annexe 4, comment déterminer si ce type de réducteur convient ou pas pour une protection donnée, dans un environnement donné. -réducteur dit "MA 102" (400 et 225 KV) et "MA 103" (90 et 63 KV), qui est spécifié pour donner une réponse correcte même en cas de régime transitoire asymétrique, y compris avec réenclenchement. Son courant nominal secondaire est 1 A. Il est conforme à la norme CEI 44-6, type TPY. Sa tension de coude est de 6 kV. Le comportement de ce réducteur aux régimes apériodiques a été spécifiée comme suit: Ils ne doivent pas se saturer lorsqu'ils sont soumis au courant de court circuit maximal, avec la composante apériodique maximale, pendant un temps t', puis à un courant nul pendant un temps tfr, puis de nouveau parcourus par le courant de court circuit maximal pendant un temps t''

* 400 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1505 ms, t" = 200 ms * 225 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1005 ms, t" = 60 ms * 90 KV et 63 KV, au secondaire des transformateurs: la constante de temps est de 180 ms, avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms * 90 KV et 63 kV pour les départs ligne: la constante de temps est de 40 ms, avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms

Ces appareils sont appelés familièrement "Réducteurs de courant grosse tête" Bibliographie [4],[6], [86]

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2 - REDUCTEUR DE TENSION BOBINE C'est un véritable transformateur, dont le primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire restitue une tension image égale à 100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la tension nominale. C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements. Les difficultés rencontrées pour la réalisation de cet appareil sont: - fourniture d'une tension secondaire avec la précision requise lorsque la tension primaire est faible. En effet, dans ce cas, les phénomènes d'hystérésis sont particulièrement sensibles. Pour les appareils de précision on est conduit à utiliser des circuits magnétiques avec entrefer. - charges "piégées" lors de cycles de déclenchement et réenclenchement. En effet, après ouverture des disjoncteurs d'une phase saine, la phase reste chargée. Un régime oscillatoire amorti apparaît, créé par la capacité de la ligne et l'inductance de l'appareil. Elle peut être à très basse fréquence, ce qui provoque la saturation de son circuit magnétique. Au réenclenchement il fournit alors une tension très faible, ce qui peut entraîner un fonctionnement incorrect des protections. Là aussi, pour se prémunir de ce phénomène, il faut fonctionner avec une induction nominale faible, en utilisant un entrefer. Mais ceci conduit à une puissance de précision faible. - Ferrorésonance: on appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à dire à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une bobine saturable, ici le transformateur, est liée à un élément sous tension par un condensateur. La tension primaire peut alors atteindre une valeur dangereuse pour le matériel. Ce cas se rencontre, entre autres, pour les réducteurs de tension bobinés placés sur les barres des postes (voir 3ème partie, § 18).

Condensateur C1

Réducteur bobiné X Condensateur C2

bobine additionnelle

charge

C1 est le condensateur interne au disjoncteur de puissance C2 représente la capacité du jeu de barres par rapport au sol

Pour éviter ce phénomène, on place en parallèle avec la charge une bobine additionnelle se saturant lorsque la tension dépasse largement la tension nominale - par exemple 110 V- mais d'inductance suffisamment élevée pour ne pas dégrader, en régime établi, le courant circulant dans la charge. De plus, cette bobine possède une résistance suffisante pour amortir les phénomènes oscillatoires qu'elle pourrait engendrer. Bibliographie [5], [6], [20] 3 - REDUCTEUR DE TENSION CAPACITIF 46 / 320

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C'est un appareil hybride, comportant un diviseur capacitif, formé par les condensateurs C1 et C2, et un transformateur T. On ajoute une bobine L pour accorder les deux systèmes. C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements. Le schéma de principe est le suivant: 400 kV ou 225 kV

C1

L A

B S1 T

charge secondaire

C2 S2 transformateur de couplage pour transmission à courant porteur ligne

L'inductance doit être choisie de telle manière que, du point B, la tension V1 soit celle qu'on obtiendrait en A avec une impédance de charge infinie. V1 = V* C1 / ( C1 + C2 ) Nous supposerons que la charge ramenée en B est purement résistive. Elle a pour valeur : R = R charge * n²

n étant le rapport de transformation.

Ceci nous conduit, après calcul, à la condition: L*ω * ( C 1 + C 2 ) = 1 Cette condition n'est vraie que si la fréquence est bien la fréquence nominale du réseau. Pour les fréquences différentes, ou pour les régimes transitoires, l'image de la tension fournie est entachée d'erreur. C'est pourquoi ces appareils ne peuvent pas être employés pour des protections qui ne filtrent pas les régimes transitoires. Cependant, plus l'impédance de charge est élevée (charge faible), plus la précision reste bonne à des fréquences différentes de la fréquence nominale.

Ferrorésonance:

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ce phénomène n'a pas, jusqu'à ce jour, été observé sur les réducteurs de tension capacitifs utilisés sur le réseau EDF. Il semble toutefois que ce problème soit apparu sur d'autres réseaux, ce qui a conduit à développer des circuits de suppression de la ferrorésonance:

charge

circuit actif On interpose un circuit résonant à 50 Hz entre le réducteur et une résistance additionnelle. Lorsque la fréquence est différente de 50 Hz, la résistance du circuit secondaire augmente rapidement, ce qui "casse" le phénomène.

charge Rf

Lf

R

Circuit passif Un éclateur s'amorce en cas de surtension due à la ferrorésonance. La résistance R se trouve alors introduite dans le circuit. Si la ferrorésonance se maintient, la réactance Lf se sature et courtcircuite Rf, ce qui modifie l'impédance du circuit.

Bibliographie [5], [6], [97]

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4 - PROBLEMES DE SECURITE LIES AUX REDUCTEURS DE MESURE 4 - 1 - Réducteurs de courant.

En fonctionnement normal, le flux créé par le courant primaire est presque intégralement compensé par le flux créé par le courant secondaire. Mais si le secondaire est ouvert, la tension au secondaire est proportionnelle à la dérivée du flux primaire et peut atteindre des valeurs très importantes; plusieurs milliers de volts pour les réducteurs classe PS ou ME 21 qui se saturent rapidement, et plusieurs dizaines de milliers de volts pour les réducteurs type MA 102 ou MA 103, qui ne se saturent pas. C'est pourquoi: Toute intervention sur un circuit courant se fait en court-circuitant au préalable le circuit secondaire par un organe de sécurité appelé court circuiteur d'intensité.

De plus, les différentes connexions sont réalisées avec des connecteurs spéciaux, type SECURA ou ENTRELEC. Enfin, pour les réducteurs type MA 102 et MA 103, un dispositif limiteur de tension est installé. Lorsqu'un réducteur possède plusieurs noyaux, le circuit secondaire associé à chacun de ces noyaux est protégé par un seul court - circuiteur d'intensité.

4 - 2 - Réducteurs de tension Quand des personnes, travaillant sur les équipements basse tension d'un départ, injectent au secondaire d'un de ces appareils une tension alternative de quelques dizaines de volts, une tension de plusieurs dizaines de milliers de volts apparaît au primaire. Si d'autres personnes travaillent sur des conducteurs raccordés à ce primaire, elles peuvent être électrocutées. Il est impératif, avant de travailler sur le primaire d'un réducteur de tension, de séparer son circuit secondaire des équipements basse tension qu'il alimente par un organe de sécurité. Un réducteur de tension possède un seul circuit secondaire, qui est ensuite scindé en plusieurs parties, trois généralement, pour alimenter les différents équipements utilisateurs. Schématiquement, la répartition est la suivante: - automates et capteurs - protection principale - protection de secours Chaque circuit est protégé individuellement, soit par des fusibles, soit par un disjoncteur. Le choix de la protection peut imposer le type de protection (voir "rupture fusible", §21123)

Bibliographie [7], [8], [9] 5 - MISE EN SERVICE 49 / 320

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5 - 1 - Problèmes de repérage

Pour les réducteurs de courant, la norme NFC 42-502 indique que la borne P1 est isolée du capot métallique entourant la tête, et P2 au potentiel de cette tête. Les bornes P1 et S1 sont à des potentiels de même sens. Sur les schémas normalisés EDF, la borne P2 est côté ligne. La recommandation CEI en référence ne donne pas d'indication sur ce sujet et de nombreux pays utilisent la convention inverse.

Pour les réducteurs de tension, la norme NFC 42-501 spécifie que la borne P1 est au potentiel de la ligne, et que la borne P2 est reliée à la terre. Les bornes P1 et S1 sont à des potentiels de même sens. Mais la recommandation CEI donne des indications différentes.

Il importe donc, pour chaque pays, de se renseigner sur les conventions qu'il utilise.

5 - 2 - Essais de mise en service A EDF, nous faisons très peu d'essais de mise en service, les certificats d'essai de réception des constructeurs faisant foi. Nous vérifions - que la borne P2 est bien du côté des barres, - que le limiteur de tension des réducteurs de courant à entrefer fonctionne correctement. Pour cela, nous déconnectons ce limiteur de l'équipement, et l'alimentons avec une tension croissante. Il doit devenir passant pour une tension supérieure à 550 V. Nous faisons ensuite décroître le courant jusqu'à ce qu'il redevienne non passant, et notons la valeur du courant juste avant qu'il ne se coupe.

Bibliographie [4], [5], [6], [76]

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6 - REDUCTEURS OPTIQUES

Ces appareils sont encore expérimentaux. Ils utilisent l'effet des champs électriques et magnétiques sur le plan de polarisation de la lumière: - les réducteurs de tension utilisent l'effet POKKELS. On fait circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique réalisée avec un verre de qualité particulière, flint lourd, et enroulée dans un champ électrique crée par la tension. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel à ce champ. Un analyseur et un amplificateur placés à l'extrémité de la fibre permettent d'obtenir un signal électrique image de la tension primaire. - les réducteurs de courant utilisent l'effet FARADAY. On fait de même circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique enroulée dans un champ magnétique crée par le courant primaire. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel au champ magnétique. Le traitement est ensuite identique au précédent.

Ces appareils, outre les améliorations escomptées sur la précision, l'encombrement et le prix, ont l'avantage de s'affranchir totalement des problèmes de saturation. De plus les contraintes de sécurité inhérentes aux réducteurs classiques sont supprimées. Cependant ils ne sont compatibles qu'avec des protections à faible niveau d'entrée. De plus, il n'existe pas, actuellement, de protocole de dialogue normalisé entre les réducteurs et les équipements utilisateurs: protections, automates. Ceci impose de confier au même constructeur l'ensemble réducteurs - protections, ce que les utilisateurs n'acceptent pas. Un consensus semble toutefois se dessiner, qui pourrait conduire à un protocole de dialogue normalisé.

Bibliographie [10], [11]

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TROISIEME PARTIE (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS 1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne

- notion de sélectivité - protection à maximum d'intensité - protection Buchholz - protection masse - cuve - protection d'antenne passive - protection masse - câble - protection des batteries de condensateurs - protection contre la ferrorésonance - protection contre les flux trop élevés - fonctionnement de l'ensemble

2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés - protection de distance

. principe . protection électromécanique . protection statique . protection numérique . téléprotection - protection à comparaison de phase - protection différentielle . de ligne . de canalisation souterraine . de liaison courte . de barres - protection homopolaire

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1 - PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS DES RESEAUX EN ANTENNE

1 - 1 - NOTION DE SELECTIVITE Considérons un cas simple : celui d'un réseau alimentant une charge passive à travers un transformateur. De plus nous supposerons que les défauts affectent simultanément les trois phases et ne sont pas résistants. Le réseau peut alors être représenté par ses grandeurs directes (voir la théorie des composantes symétriques, en annexe 1 )

P2 Poste A

Poste B

Poste C

X P3

Zs = 2,5 Ω

Zl = 10 Ω

Zdt = 37 Ω (16%)

X P4



X

X

X P5

Icc = 20 kA

U = 90 kV

X P = 36 MVA

P6 X

Zs est l'impédance directe de source , c'est à dire l'impédance directe du réseau qui alimente le poste A IccA est le courant de court-circuit au poste A, lié à Zs par : IccA = 90 kV /

3 * Zs

ZL est l'impédance directe de la ligne. Elle est de l'ordre de 0,4 Ω par km , mais doit être mesurée, ou à défaut calculée, pour chaque ouvrage [annexe 3]. Zcc est l'impédance de court-circuit du transformateur . Elle est souvent donnée en pourcentage de l'impédance nominale Zn. Zn = U² / P = (90 kV)² / 36 = Zcc = 16 % de Zn =

225 Ω 37 Ω

Le courant maximal circulant dans la ligne AB est de 230 A .C'est celui qui permet de fournir les 36 MVA au transformateur. Au poste A, une protection à maximum d'intensité P1 a été placée sur chacune des phases , au départ de la ligne AB. De même, au poste C, une protection à maximum d'intensité a été placée sur chacun des départs 20 kV: P2,P3,P4,P5,P6. Dans chacun d'eux circule une intensité maximale de 207 A . Lorsque un défaut apparaît sur un élément de ce réseau , le rôle de chaque relais de protection est d'abord de commander, s'il y a lieu, l'ouverture du disjoncteur situé sur le même départ, de telle sorte que l'ouvrage où se trouve le défaut, et lui seul, soit mis hors tension. On dit alors que le défaut est éliminé .Si un relais de protection, ou un disjoncteur , ne fonctionne pas , d'autres protections doivent faire ouvrir d'autres disjoncteurs, de telle manière que le défaut soit quand même éliminé. D'où deux types de déclenchement :

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a - déclenchement instantané , c'est à dire dans le cas où tout fonctionne correctement. Le seuil de courant de la protection P1 doit être réglé de telle manière que tous les défauts situés sur la ligne AB soient éliminés, mais qu'aucun de ceux situés sur les lignes 20 kV ne provoque son fonctionnement. Un court-circuit en B provoque la circulation en A d'un courant de: Icc1 = 90 000 /

3 * (2,5 + 10) = 4 150 A

Un court-circuit au départ d'une des lignes 20 kV crée un courant donné par : Icc2 = 90 000 /

3 * (2,5 + 10 + 37) = 1 050 A

Pour que le relais situé en P1 émette un ordre de déclenchement correct , il faut que le seuil de courant soit situé entre 1050 A et 4150 A . Nous prendrons par exemple 2600 A . Le seuil de courant de la protection P2 est réglé à 300 A , c'est à dire légèrement au dessus du courant maximal de la ligne . Il en est de même pour les protections des autres départs 20 KV . b - déclenchement temporisé, c'est à dire en secours. Supposons qu'un défaut apparaisse sur une ligne 20 kV, L2 par exemple , et que le disjoncteur correspondant ne s'ouvre pas . Dans ce cas , c'est la protection P1 qui devra commander l'ouverture de son disjoncteur , mettant ainsi hors tension la ligne 90 KV et les lignes 20 kV. Mais pour cela il faudra avoir la certitude que le disjoncteur de L2 devait s'ouvrir , et qu'il ne l'a pas fait . D'où deux réglages : - Réglage de seuil :

Is > 300 * (20 / 90) = 66 A, afin qu'il ne soit pas plus sensible que P2 , Is > 230 A, afin qu'il soit insensible au courant de transit normal .

Nous prendrons 300 A - Réglage de temporisation . Il faut attendre que : . P2 ait eu le temps d'émettre son ordre de déclenchement , (temps maximal ) . son disjoncteur ait eu le temps de couper le courant de court-circuit , (temps maximal ) . P1 ait eu le temps de s'apercevoir que le courant était coupé , et d'arrêter la temporisation , . un temps de sécurité C'est la somme de ces quatre temps , diminuée du temps minimal au bout duquel P1 met en route sa temporisation , qui donne la valeur de réglage de la temporisation . Pour des protections et des disjoncteurs modernes ils sont de l'ordre de : . déclenchement de P2 . ouverture du disjoncteur . retombée de P1 . temps de sécurité . mise en route de P1

= 40 ms = 50 ms = 45 ms = 35 ms = 20 ms

Nous prendrons donc 40 + 50 + 45 + 35 - 20

= 150 ms.

Cette notion de sélectivité, obtenue en combinant d'une part des réglages de grandeurs électriques, et d'autre part des réglages de temporisations, se retrouve dans tous les systèmes de protection.

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Nota: Dans le réseau décrit ci-dessus, pourtant simple, le système de protection est nettement insuffisant: il manque une protection pour le transformateur et pour le jeu de barres 20 kV, et le défaut entre une phase et la terre n'est pas traité. D'autre part, les fourchettes de réglage sont très larges. En fait, dans bien des cas elles peuvent être beaucoup plus étroites. On pourra par exemple le constater en installant trois transformateurs au lieu d'un seul , chaque ligne 20 KV transportant une charge triple. Enfin , dans ce réseau , tout défaut sur la ligne 90 KV, ou sur le transformateur, ou sur les barres 20 kV, provoque la coupure de tous les clients alimentés par les lignes 20 kV. Un tel inconvénient, s'il peut être admis pour les tensions de cet ordre, doit être évité pour les tensions plus élevées, et pour cela le réseau doit être interconnecté. Il devient alors, comme nous le verrons plus loin, beaucoup plus difficile à protéger .

Bibliographie [21], [22], [23], [88], [91], [92]

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1- 2 - PROTECTION A MAXIMUM D'INTENSITE Cette dénomination regroupe les fonctions suivantes: - Relais instantané: lorsqu'un seuil de courant est dépassé , le relais émet aussi rapidement que possible un ordre de déclenchement . - Relais temporisé: lorsqu'un seuil de courant est dépassé , une temporisation est mise en route . Si à l'échéance de cette temporisation le seuil est toujours dépassé , le relais émet un ordre de déclenchement . - Relais à temps inverse: le déclenchement est émis au bout d'un temps inversement proportionnel à la valeur du courant . - Relais directionnel: c'est une fonction supplémentaire , que l'on ajoute à l'une ou l'autre des précédentes: l'ordre de déclenchement n'est émis que si la puissance transite dans un sens donné. Pour élaborer cette fonction le relais doit être alimenté aussi en tension, car le sens de transit est donné par le déphasage entre la tension et le courant.

Les relais de protection utilisés sur les réseaux sont généralement des combinaisons de ces fonctions. Par exemple un relais est mis en route par le dépassement d'un seuil de courant, puis attend un temps fixe , puis , à échéance de ce temps attend un temps inversement proportionnel au courant, puis émet un ordre de déclenchement si la puissance circule dans un sens donné. Il revient au repos lorsque le courant retombe au-dessous du seuil initial . Ces relais peuvent être installés sur chacune des phases d'un ouvrage . On les appelle alors relais de surintensité . Ils peuvent aussi utiliser la somme des trois courants de phase de l'ouvrage. On les appelle alors relais de courant homopolaire. Ils utilisent soit un transformateur annexe réalisant la somme des trois courants issus des réducteurs principaux , soit un réducteur placé sur la connexion de neutre primaire ou secondaire du transformateur de puissance . Ils peuvent aussi être installés sur les connexions de gaine des câbles ou sur la connexion de mise à la terre des cuves de transformateurs de puissance .

Bibliographie [13]

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1 - 3 - PROTECTION BUCHHOLZ

C'est un dispositif destiné à protéger les transformateurs de puissance à huile contre les défauts internes. Son principe n'est pas basé sur une mesure électrique, mais sur un critère mécanique: lors d'un amorçage interne, ou d'un échauffement anormal, il se produit un dégagement de gaz. Si ce dégagement est faible, un flotteur s'abaisse progressivement et fait fonctionner un relais d'alarme. Si le dégagement est plus violent, il provoque un mouvement d'huile qui fait basculer une palette et provoque le déclenchement du disjoncteur.

Le gaz qui s'est accumulé dans la cloche du relais peut être récupéré et analysé, ce qui permet d'obtenir des indications sur la nature et l'emplacement du défaut. Il existe trois niveaux d'analyse :

- analyse visuelle . Si le gaz est : . incolore , c'est de l'air . On purge le relais et on remet le transformateur sous tension . blanc , c'est qu'il y a échauffement de l'isolant . jaune , c'est qu'il s'est produit un arc contournant une cale en bois . noir , c'est qu'il y a désagrégation de l'huile - tube Draeger On fait passer le gaz recueilli dans un tube contenant un réactif. Suivant la couleur prise par le réactif on peut réaliser une analyse plus précise que précédemment.

- analyse de l'huile Par analyse chromatographique et essai diélectrique on peut déterminer de manière plus précise l'élément en panne. Mais cette analyse ne peut être réalisée que par un laboratoire spécialisé.

Bibliographie [14], [15]

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1 - 4 - PROTECTION MASSE-CUVE POUR TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE C'est une protection de transformateur, destinée à détecter les défauts d'isolement entre la partie active du transformateur et la cuve. Pour cela, on détecte le courant qui s'écoule entre la cuve et la terre, par un relais de protection à maximum d'intensité instantané. Ceci impose l'isolation de la cuve par rapport à la terre, de manière à ce que d'une part la totalité du courant passe par la connexion, et d'autre part il ne se forme pas de boucles. En effet, le courant circulant dans les conducteurs haute tension crée alors par induction un courant susceptible de faire fonctionner le relais. Sur un courtcircuit en ligne on met alors le transformateur hors tension, par "sympathie ". Les précautions à prendre sont: - bien faire passer les conducteurs basse tension, dont le blindage se trouve relié à la terre du poste à une extrémité, et à la cuve à l'autre extrémité, à l'intérieur du tore; - veiller à ce que les éléments reliés à la terre du poste, mais en contact avec la cuve, soient correctement isolés, sinon des surtensions transitoires sont susceptibles de percer l'isolant, puis, une fois le cheminement établi, une boucle se trouve formée.

Primaire

Secondaire

DJ primaire DJ secondaire

éclateur

éclateur protection à maximum d'intensité

Cales isolantes

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1 - 5 - PROTECTION D'ANTENNE PASSIVE

Sur certaines lignes on veut, lorsqu'un défaut affecte une seul phase, ne déclencher que cette phase. C'est le cas, sur le réseau français, des lignes 225 kV et 400 kV. DJ1

DJ2

X

X

X

X

X

X

poste 1

poste 2

Si un défaut apparaît sur la phase A , une protection à maximum d'intensité placée sur la phase A au poste 1 détecte le défaut et fait ouvrir le pôle correspondant du disjoncteur. Après quoi, au poste 2, un courant subsiste sur la phase A , provenant des autres phases à travers les bobines du transformateur. Ce courant, inférieur au courant de charge, n'est pas suffisant pour faire fonctionner une protection de surintensité, mais suffit à empêcher l'arc de s'éteindre. Un essai de réenclenchement au poste 1 retrouve alors le défaut, ce qui conduit à un déclenchement triphasé définitif. Pour faire ouvrir le disjoncteur de la phase A au poste 2 , on place un sélecteur voltmétrique S2 constitué de trois relais de seuil de tension au poste 2 . la phase dont la tension est inférieur au seuil est celle où se trouve le défaut . Le fonctionnement est alors le suivant : a - Le disjoncteur D1 déclenche sur une seul phase. C'est le cas lorsqu'il s'agit d'un défaut monophasé et que la ligne considérée est une ligne 225 kV ou 400 kV. Il existe alors deux types d'installation: - Si une bonne qualité d'alimentation est recherchée pour la clientèle, la protection P1 émet un ordre de télédéclenchement lent (100ms, voir § 2-1-5) à destination de S2. Cette dernière émet alors un ordre de déclenchement monophasé sur la phase où le relais de seuil constate une tension inférieure à 80 % de la tension nominale. C'est la protection d'antenne passive instantanée.

- Si une qualité d'alimentation moins bonne peut être acceptée, l'équipement de télédéclenchement n'est pas installé, et le sélecteur voltmétrique émet seul son ordre de déclenchement, en attendant un intervalle sélectif de plus que les deuxièmes stades (voir § 21111) des postes encadrants. Ceci signifie d'une part un temps de cycle monophasé plus long, et d'autre part un risque de déclenchement intempestif sur défaut éloigné mal éliminé. C'est la protection d'antenne passive temporisée. b- Le disjoncteur D1 déclenche en triphasé, soit parce qu'il s'agit du réseau 63 kV, soit parce que le défaut est polyphasé. La protection S2 n'est en principe plus utile.

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Il peut cependant arriver que l'antenne soit légèrement active, en particulier si , parmi la clientèle il existe des producteurs autonomes de faible puissance. Cette production peut alors être insuffisante pour faire fonctionner une protection de distance, mais suffisante pour empêcher l'extinction de l'arc. C'est pourquoi la protection S2 émet un ordre de déclenchement triphasé, soit à réception du télédéclenchement, soit à échéance d'une temporisation, si elle détecte une baisse de tension sur au moins deux phases. c- Le défaut est trop résistant pour faire fonctionner les protections de distance du poste 1. - Si le télédéclenchement a été installé, la protection d'antenne passive comporte un relais à courant résiduel alimenté par le courant du neutre primaire du transformateur. Elle émet alors un ordre de déclenchement triphasé au bout de 500 ms après réception de l'ordre de télédéclenchement , - Si le télédéclenchement n'a pas été installé, le sélecteur S2 ne sait pas si le disjoncteur situé à l'extrémité active a déclenché. Une protection de puissance homopolaire (voir § 24), indépendante de la PAP, et sélective avec les autres protections à puissance homopolaire du réseau, est nécessaire. d - Déclenchement en secours des défauts entre phases L'élimination des défauts polyphasés est assurée par une protection de secours polyphasée, fortement temporisée. Nota: nous avons vu que le télédéclenchement est lent. Ceci est dû au fait que l'on a retenu un système à haute sécurité, afin d'éviter les déclenchements intempestifs sur défaut apparaissant sur un autre ouvrage. Mais alors cet ordre risque d'être retombé, coté émission, avant d'être reçu. C'est pourquoi l'équipement de téléaction chargé de transmettre l'ordre de télédéclenchement garde en mémoire cet ordre pendant un temps de 120 à 650 ms.

Bibliographie [16]

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1 - 6 - PROTECTION MASSE-CABLE

X

X

Défaut entre âme et gaine X

réducteur de courant

protection de surintensité

parafoudre de gaine

Elle est destinée à protéger la partie souterraine des liaisons comportant une partie en ligne aérienne et une partie en câble souterrain, lorsque la gaine de ce câble est mise à la terre uniquement côté poste. Dans la bibliographie en référence sont précisées les règles de mise à la terre des gaines de câbles. Le principe est le suivant : un court - circuit entre âme et gaine provoque la circulation d'un courant dans la connexion de mise à la terre de cette gaine. Ce courant est détecté par une protection de surintensité instantanée, qui provoque le déclenchement du disjoncteur DJ1 situé à proximité du câble. Comme les défauts sur les câbles sont toujours permanents, le déclenchement est toujours triphasé, et la protection inhibe le réenclencheur correspondant. Le disjoncteur DJ2 situé à l'autre extrémité de la liaison est déclenché par les autres protections de la liaison, comme s'il s'agissait d'un défaut situé sur la ligne aérienne. Cependant, pour des raisons de sécurité des personnes, si le câble se trouve dans une zone urbaine ou industrielle, le disjoncteur DJ2 est télédéclenché en triphasé par la protection masse - câble, et son réenclencheur est inhibé.

X

X

DJ1

DJ2

Nota: Comme pour les protections masse- cuve , il est impératif qu'il n'y ait pas d'autres mises à la terre que celle qui passe à travers le réducteur de courant .

Bibliographie [17], [3] 1 - 7 - PROTECTION DES BATTERIES DE CONDENSATEURS 66 / 320

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Les batteries de condensateurs sont protégées contre deux types d'anomalies 1 - 7 - 1 - Anomalies extérieures Ce sont : - une tension trop élevée, qui a deux effets. Le premier est d'approcher la tension de service de la tension de claquage, et donc d'augmenter le risque de claquage à l'occasion de surtensions de manœuvre par exemple, et le second d'augmenter l'énergie dissipée dans la batterie, proportionnellement au carré de la tension, et par conséquent son échauffement, - une tension non sinusoïdale. En effet le courant alimentant la batterie est proportionnel à la dérivée de la tension. Le taux d'harmoniques de courant est alors amplifié par rapport au taux d'harmoniques de tension, d'un facteur égal au rang de l'harmonique. Ces facteurs se traduisent tous les deux par une augmentation du courant d'alimentation, de la batterie, à laquelle la norme NFC 54-100 a fixé une limite: La batterie ne doit en aucun cas supporter de manière durable une intensité supérieure à 1,3 * In Nous choisissons un relais réglé à 1,2 * In , et temporisé à 20 secondes pour laisser aux régleurs en charge le temps d'amener la tension à une valeur correcte. 1 - 7 - 2 - Anomalies intérieures Les batteries de condensateurs sont formés de condensateurs élémentaire de 5,5 kVAR , et de tension assignée 1540 V, chacun d'entre eux étant muni d'un fusible incorporé. Ces données sont fournies à titre d’exemple, mais les valeurs usuelles restent proches de ces chiffres. Ces condensateurs élémentaires sont regroupés en bidons de 200 kVAR, sous forme de trois séries de 12 condensateurs en parallèle. De cette manière, si un condensateur se met en court-circuit, il provoque la décharge des 11 autres, et la fusion de son fusible. Il est alors hors service. Les bidons sont alors connectés entre eux pour obtenir une branche capable de tenir la tension d'alimentation. Par exemple, pour obtenir une batterie de 9,6 kVAR sous 63 kV, on installe 8 bidons en série. Les branches sont ensuite disposées en double étoile suivant le schéma ci-dessous: a

b

c

a

protection à maximum d'intensité

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b

c

vers disjoncteur de la tranche condensateur

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Le claquage d'un condensateur élémentaire provoque un déséquilibre entre chacune des deux étoiles, et le passage d'un courant dans la protection à maximum d'intensité. Dans l'exemple ci-dessus, les réglages sont les suivants: - courant de déséquilibre normal inférieur à 40 ma. - seuil d'alarme 80 ma - seuil de déclenchement 270 ma . Ce dernier seuil est déterminé de telle manière que sur aucun condensateur élémentaire la tension ne dépasse de 10 % celle qu'il recevrait si la batterie était saine. Ceci correspond au claquage de trois condensateurs élémentaires situés sur une même parallèle. Si les condensateurs sont répartis différemment, leur nombre peut être plus important, mais la contrainte sur les autres condensateurs reste du même ordre. Cette protection émet un ordre de déclenchement instantané.

En secours de ces deux types d'anomalies, on utilise une protection à maximum d'intensité, réglée à 3* In, et temporisée à 100 ms.

Bibliographie [18]

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1 - 8 - PROTECTION CONTRE LES SURTENSIONS ET LA FERRORESONANCE On appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à dire à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une bobine saturable, généralement un transformateur, est liée à un élément sous tension par un condensateur. Nous avions déjà rencontré ce phénomène sur les réducteurs de tension bobinés (voir deuxième partie, § 2). Il a aussi été observé sur les postes raccordés en piquage sur le réseau 400 kV.



Lorsque la bobine n'est pas saturée, le circuit est inductif. Lorsqu'il est saturé, le circuit est capacitif. Lorsque la saturation apparaît, il existe un point instable où le circuit est résonant. Des oscillations de relaxation apparaissent alors, accompagnées de surtensions et de surintensités dangereuses pour les ouvrages concernés. Leur modélisation, qui porte sur des phénomènes non linéaires, nécessite des logiciels très élaborés, tels que PDMS. En fait, les phénomènes observés sur les piquages 400 kV sont de deux types: - les surtensions, - la ferrorésonance. 1 - 8 - 1 - Surtensions Le transformateur du poste en piquage est alimenté en antenne par le réseau sur une ou deux phases. Une surtension à 50 Hz peut se produire. Il s'agit ici d'un phénomène linéaire. L'apparition du phénomène de surtension est instantané dès l'instant où les conditions nécessaires sont réunies. Ligne X X X

X X X X X X

Poste en piquage Transformateur 400 kV / 90 kV

La valeur du coefficient de surtension S est d'autant plus grand que l'impédance homopolaire Zo du transformateur et que la capacité phase - terre Cp de la ligne seront élevées. En effet, l'étude a montré que le coefficient de surtension S valait:  Xc

V S=

= Vn

1 avec

Xc =

et j * Cp * ω

Xc - 3 * Xoç

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Xo = j * Lo * ω

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1 - 8 - 2 - Ferrorésonance Son risque d'apparition existe lorsqu'un transformateur à vide ou très faiblement chargé est alimenté en piquage par un des circuits d'une ligne 400 kV double terne, et lorsque ce circuit est ouvert sur les trois phases aux deux extrémités, le deuxième circuit étant sous tension. X X X

X X X

X X X

X X X

Le phénomène de ferrorésonance est trop dépendant des conditions initiales pour pouvoir être prévu par le calcul. Il faut donc considérer qu'il y a risque potentiel de ferrorésonance sur tout transformateur alimenté en piquage par une ligne double terne. L'étude a cependant montré que, pour un réseau donné, plus les surtensions sont élevées et plus les risques de ferrorésonance sont importants. La ferrorésonance apparaît lentement. Quelques secondes sont nécessaires pour qu'elle atteigne son amplitude maximale. Ce délai peut être mis à profit pour détecter le phénomène et ordonner le déclenchement du disjoncteur du transformateur. 1 - 8 - 3 - Mesures prises pour éviter les détériorations de matériel dues à ces phénomènes: - Eviter les schémas de réseau où le coefficient de surtension est supérieur à 1,5. Nous retiendrons qu'il faut éviter, en première approximation, de placer des transformateurs de 150 MVA en piquage sur des lignes dépassant 100 km. - asservir le déclenchement du disjoncteur primaire à celui du disjoncteur secondaire, de telle manière que le disjoncteur primaire ouvre toujours en premier, - doubler les bobines de déclenchement des disjoncteurs primaires, - doubler les téléactions entre les postes source et le poste en piquage (voir § 15) - installer, si le coefficient de surtension est supérieur à 1,1, des protections contre les surtensions et la ferrorésonance aux postes source et au poste en piquage.

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1 - 8 - 4 - Protection contre les surtensions a - Protection placée aux trois extrémités de la ligne 400 kV Elle mesure les trois tensions entre phase et les trois tensions entre phase et terre. Elle comporte deux seuils: - un seuil haut, instantané, réglé à 1,2 * Un entre phases et 1,45 * Vn entre phase et terre, - un seuil bas, temporisé à 4 s, réglé à 1,1 * Un entre phases et 1,1 * Vn entre phase et neutre. Elle commande le désarmement du réenclencheur. b - Protection placée au secondaire du transformateur Les seuils sont les suivants: - seuil haut, instantané, réglé à 1,2 * Un entre phases 1,45 * Vn entre phase et terre en 225 kV 1,65 * Vn entre phase et terre en 90 kV et 63 kV, - seuil bas, temporisé à 4 s, réglé à 1,15 * Un entre phases et 1,15 * Vn entre phase et neutre.

1 - 8 - 5 - Protection contre la ferrorésonance Elle est réalisée d'une part grâce à la protection contre les surtensions décrite ci-dessus, et d'autre part grâce à un relais alimenté par les trois tensions simples du secondaire du transformateur. Ce relais élimine la composante à 50 Hz. Son seuil est fixé à 0,224 * Vn dans la bande de 75 Hz à 500 Hz. Sa sensibilité est plus élevée pour les fréquences inférieures à 50 Hz. Elle est d'autant plus élevée que la fréquence est plus faible.

Bibliographie [93], [94], [95]

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1 - 9 - PROTECTION A DEPASSEMENT DE FLUX Les transformateurs de puissance sont calculés de telle sorte que lorsque la tension est maximale à leurs bornes, et que la fréquence est de 50 Hz, l'induction de leur noyau est proche de l'induction de saturation.

U

En première approximation, le flux dans le noyau, proportionnel à l'induction, est lié à la tension primaire par: U = - dφ / dt = j * 2 * π * f * φo Nous voyons donc que si la fréquence diminue, le flux augmente. Or, comme à 50 Hz le circuit magnétique du transformateur était proche de la saturation, le flux à l'intérieur du noyau ne peut pas augmenter. C'est alors le flux de fuite qui augmente très fortement, et qui induit des courants de Foucault dans la cuve du transformateur. Si la baisse de fréquence, jointe à une tension élevée, est suffisante, le transformateur peut se trouver gravement endommagé. Les relais protégeant les transformateurs contre ce phénomène sont sensibles au rapport V / f. Ils possèdent deux seuils: seuil bas: seuil haut: secondes.

si V/f > 1,1 *Vn / 50, le relais émet un ordre de déclenchement au bout de 1 minute, si V/f > 1,25*Vn / 50, le relais émet un ordre de déclenchement au bout de 5

De tels relais ne sont pas utilisés sur le réseau EDF. Ils sont utilisés sur les réseaux de petite taille, et non connectés à des réseaux plus puissants. Dans de tels réseaux, le maintien de la fréquence à 50 Hz est plus difficile que dans les réseaux interconnectés, et il est important de se prémunir contre ses variations.

Bibliographie: [96]

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1 - 10 - FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE Poste 400 kV ou 225 kV DJ 1 X Ia > I1 instantané Ia > I2 temporisé

Ia + Ib + Ic > Io1 instantané Ia + Ib + Ic > Io2 temporisé

P1

P2

Ligne L1

protection d'antenne passive DJ2 X

mise à la terre directe

relais Buchholz

vers DJ3 mise à la terre par l'intermédiaire d'une réactance de 36 Ω (le courant de court circuit monophasé du réseau est limité à 8 ou 10 kA)

vers DJ2

relais masse - cuve

Ia > I'2 temporisé Ia + Ib + Ic > I'o2 temporisé DJ3 P3

X Poste 90 kV ou 63 kV DJ4 X

DJ5 X

DJ6 X Ia > I'1 instantané Ia + Ib + Ic > I'o1 instantané P4

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- Les défauts polyphasés sur la ligne L1, toujours francs ou faiblement résistants, font circuler dans la protection P1 un courant supérieur au courant I1 (voir § 1-1 ) dans deux ou trois phases. Cette protection, qui observe le courant de chaque phase, provoque un déclenchement triphasé instantané du disjoncteur DJ1, avec réenclenchement éventuel (voir 4° partie, §4, réenclencheur). - Les défauts monophasés francs ou faiblement résistants sur L1 font circuler dans la protection P1 un courant supérieur à I1 dans la phase en défaut. Cette protection provoque l'ouverture de DJ1 sur la phase correspondante. A l'autre extrémité, la baisse de tension sur cette phase provoque l'ouverture du pôle correspondant de DJ2 , par la protection d'antenne passive temporisée. - Les défauts monophasés résistants sont éliminés par la protection à maximum d'intensité homopolaire P2, qui commande un déclenchement triphasé, avec réenclenchement éventuel. Cette

protection joue aussi le rôle de protection de secours local pour la protection P1 vis à vis des défauts monophasés ou biphasés - terre. - Les défauts sur les bobinages du transformateur sont éliminés par le relais Buchholz qui provoque un déclenchement triphasé définitif, et en secours éloigné par la protection P1. - Les défauts entre bobinage et cuve sont éliminés par la protection masse - cuve, qui provoque un déclenchement triphasé définitif, et en secours éloigné par le seuil temporisé de P1 et P2.

Nota: Si les bornes sont protégées par éclateurs , une surtension due par exemple à la foudre, et durant quelques nanosecondes provoque un arc qui subsiste jusqu'à la mise hors tension de la ligne par la protection masse - cuve. Si les bornes sont protégées par parafoudre, ces derniers se désamorcent à la disparition de la surtension, et la protection ne fait pas déclencher les disjoncteurs.

- Les défauts sur la ligne L 4 sont éliminés par P4, qui émet un ordre de déclenchement instantané. Le secours éloigné est assuré par P3 , qui assure aussi l'élimination des défauts entre le transformateur et les disjoncteurs DJ4 , DJ5 , DJ6. Si on veut éviter le déclenchement de DJ1 en même temps que DJ3, il faut temporiser les seuils bas de P1 et P2 de deux intervalles sélectifs.

Au chapitre "réglages " nous verrons qu'il n'est pas toujours possible de trouver des seuils permettant le fonctionnement correct de l'ensemble. Il faut alors faire appel à d'autres protections , plus compliquées , et utilisant à la fois les tensions et les courants . Elles sont décrites au chapitre suivant (§ 2 de la troisième partie). nota: Le fonctionnement décrit ici a essentiellement un intérêt didactique ; dans la réalité les réseaux ne sont jamais totalement en antenne, ce qui conduit à remplacer les protections à maximum d'intensité par des protections de distance ou des protections différentielles (voir § suivant).

Bibliographie [19], [21], [22], [23]

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2 - PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS DES RESEAUX BOUCLES 2-1 PROTECTION DE DISTANCE 2 - 1 - 1 - Principe Le cas considéré au § 1-1 est celui d'un réseau alimenté par une seule centrale de production . Or ce n'est généralement pas le cas: dés qu'il existe plusieurs centrales de production sur un territoire donné, elles sont interconnectées par des lignes de transport à haute tension , leur permettant de se secourir mutuellement et d'atteindre un meilleur optimum économique. Dés lors , le système étudié au chapitre précédent ne convient plus . Soit en effet l'élément de réseau suivant : Un défaut apparaissant en F provoque la circulation d'un courant pratiquement identique dans les protections associées aux disjoncteurs dja1 , dja2 , djb1 , djb2 d'une part , djc1 , djc2 , djd1 , djd2 d'autre part. Si nous ne disposons que de protections à maximum de courant, les 8 disjoncteurs s'ouvrent donc , alors que seuls djb2 et djc1 doivent s'ouvrir. Nous devons donc faire appel à des principes de mesure plus compliqués, utilisant les tensions . dja1 dja2 Va 

djb1 djb2 Vb

X X

djc1 djc2 djd1 djd2 Vc Vd

X X

X X



X X

F source 1

is1

ia

charge passive

ib

ic

charge passive

charge passive

id

is2

source 2

charge passive

2-1-1-1- Cas du défaut triphasé Dans ce cas, chacun des éléments du réseau est équilibré, et nous pouvons, en appliquant la théorie des composantes symétriques, ne considérer que les grandeurs directes. Le réseau considéré est alors un réseau monophasé. Nous utilisons: - des déterminations de direction: la phase du rapport Vb / Ia est opposée à celle du rapport Vb /Ib , les courants étant toujours comptés positivement du poste vers la ligne . - des comparaisons d'impédances: le module du rapport Va / Ia est supérieur à celui du rapport Vb / Ib Dés lors le système est le suivant : 2-1-1-1-1- Détermination de la direction du défaut Elle est faite en mesurant le déphasage φ entre la tension et le courant, et en le comparant à deux valeurs, par exemple -70° et 110 °. Ainsi, le déphasage entre Vb et Ib est tel que -70° < f < 110 °, et le défaut est détecté vers l'aval, c'est à dire vers la ligne protégée. Le déphasage entre Vb et Ia est tel que 110° < f < -70 °, et le défaut est détecté vers l'amont, c'est à dire vers une autre ligne.

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2-1-1-1-2- Comparaison de réactance Nous mesurons la partie réactive de l'impédance Va / Ia, (ou Vb / Ib, …) qui est, en première approximation, égale à la réactance du tronçon de ligne situé entre le point de mesure et le défaut. Nous comparons cette valeur à deux valeurs de réglage égales, dans les cas les plus simples, à 80 % et 120% de la réactance de la totalité de la ligne (voir le § 6 "réglages"). Si la valeur mesurée est inférieure à la valeur de réglage la plus faible, et si le relais directionnel indique que le défaut est coté ligne, nous pouvons être certains que le défaut est sur la ligne. Un ordre de déclenchement est alors émis instantanément. Si elle est comprise entre les deux valeurs, toujours dans la même direction, nous pouvons être certains que tous les défauts susceptibles d'apparaître sur la ligne sont vus, mais d'autres, plus éloignés, peuvent l'être aussi. L'équipement de protection émet alors un ordre de déclenchement temporisé. Cette fourchette de ± 20% correspond à la somme de toutes les erreurs qui peuvent être commises dans cette mesure: erreur sur les caractéristiques de la ligne, erreur due aux réducteurs de mesure, erreur due à la protection, et marge de sécurité. Les défauts vus au delà des 120% , et jusqu'à 150% , donnent lieu à des déclenchements plus temporisés , et ceux qui sont vus dans la zone amont donnent des déclenchements encore plus temporisés. D'où la représentation suivante, dans le plan d'impédance Z = Va / Ia

X Limite de troisième zone

limite de deuxième zone extrémité de l'image de la ligne limite de première zone

R

relais directionnel

limite de quatrième zone

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2-1-1-1-3- Comparaison de résistance En fonctionnement normal, l'impédance Vb / Ib2 a une partie résistive élevée, mais une partie réactive faible, souvent inférieure à la réactance de première zone. La zone de déclenchement de la protection doit donc être aussi limitée en résistance. - ligne en antenne Va Ia

Résistance de défaut

résistance de charge

Si la ligne est à vide et si un défaut apparaît, l'impédance vue du départ de la ligne est la somme de celle de la ligne et de celle du défaut. Si la ligne alimente une charge résistive, l'impédance vue du départ de la ligne est la somme de celle de la ligne et de celle de la charge.

X image de la ligne point de fonctionnement normal sur charge résistive placée à l'extrémité de la ligne court circuit résistant au milieu de la ligne

R

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- ligne interconnectée

transit normal A

B Ia

F

Ib

Zsa

Zsb Rf

Le courant circulant dans le défaut se décompose en deux parties, l'une venant du poste A, et l'autre du poste B. Avec le sens du transit indiqué sur la figure, la source située coté B est en retard sur la source située coté A. L'impédance apparente du défaut vue de A, c'est à dire le rapport entre la tension en F et le courant Ia, comporte alors une partie résistive de valeur supérieure à la résistance du défaut, et une partie inductive négative. Le rapport entre l'impédance apparente et la résistance réelle du défaut s'appelle le coefficient d'injection.

X

extrémité de l'image de la ligne

zad

point de fonctionnement hors défaut

rd point de fonctionnement avec court - circuit rd * ( 1 + Ib / Ia) R

Diagramme d'impédance au point A Le facteur 1 + Ib / Ia est le coefficient d'injection au point A

Le transit de A vers B donne une distance apparente plus faible que la distance réelle au point A , et plus élevée au point B . Comme nous ne connaissons pas , au point A , le déphasage entre Va et Vb, cette erreur doit être prise en compte dans les réglages. Nous verrons cependant que dans les systèmes triphasés il existe des méthodes de mesure permettant de s'affranchir en partie de cette contrainte (voir annexe 6).

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- discrimination entre transit hors défaut et régime de court - circuit Cette étude montre que les protections de distance ne peuvent détecter un court - circuit que si sa résistance est suffisamment faible pour qu'il puisse être distingué d'un fonctionnement hors défaut. Il est donc important de bien connaître ces fonctionnements hors défaut, afin de régler la protection de telle manière qu'elle soit aussi sensible que possible aux défauts résistants, tout en restant insensible aux forts transits. Les points représentatifs des fonctionnements normaux sont extérieurs aux cercles suivants: - lieu des points obtenus lorsque la tension en A est égale à sa valeur minimale Vmin, et lorsque le courant est égal à sa valeur maximale Imax. C'est un cercle de centre A, (cercle 1) et de rayon Vmin / Imax, - lieu des points obtenus lorsque la tension en B est égale à Vmin, et lorsque le courant est égal à Imax. C'est un cercle de centre B, (cercle 2) et de rayon Vmin / Imax, - lieu des points obtenus lorsque la tension en A est égale à sa valeur maximale Vmax, et que la tension en B est égale à Vmin, et qu'elles tournent l'une par rapport à l'autre. C'est un cercle de centre Ω3, situé sur l'image de la ligne, et de rayon r, tels que: Vmax²

Vmin * Vmax

AΩ3 = AB *

(1)

et

r = AB *

(2)

Vmax² - Vmin²

Vmax² - Vmin²

- lieu des points obtenus lorsque la tension en B est égale à Vmax et que la tension en A est égale à Vmin, et qu'elles tournent l'une par rapport à l'autre. C'est un cercle de centre Ω4, et de même rayon: Vmin² AΩ4 = AB *

(3) Vmin² - Vmax²

Les valeurs retenues pour Vmax et Vmin sont: Réseau 400 kV:

Vmin = 360 kV /

3

Vmax = 420 kV /

Réseau 225 kV:Vmin = 200 kV /

3

Vmax = 245 kV /

3

Réseau 90 kV :Vmin = 77,8 kV /

3

Vmax = 100 kV /

3

Réseau 63 kV :Vmin = 54,4 kV /

3

Vmax = 72,5 kV /

3

3

L'intensité Imax dépend des conditions d'exploitation tels que les possibilités d'échauffement de la ligne et l'éventualité de reports de charge fugitifs pendant les cycles de réenclenchement (voir 4éme partie, § 1 et 5).

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Démonstration des formules (1) et (2): Soit une ligne AB parcourue par un courant I. Dans le plan d'impédance, nous appelons M le point courant représentant l'impédance VA / I. A

B

 I

AM = VA / I, d'où BM = VB / I La condition VB = Vmin et VA = Vmax peut s'écrire: AM

Vmax =

BM

Vmin

- posons AB = RL + j * XL, et posons AM = R + j* X.

R et X sont les inconnues.

Le lieu de M est défini par: (RL + j * XL) - (R + j * X)

Vmin =

R + j * X

Vmax

M B

A

diagramme d'impédance

que nous pouvons écrire aussi: [RL - R) ² + (XL - X)²] * Vmax² = (R² + X²) * Vmin²

soit

(R² + X²) * (Vmax² - Vmin²) - 2 * (R * RL + X * XL) * Vmax² + (RL² + XL²) * Vmax² = 0 Vmax² (R - RL *

Vmax² ) ² + (X - XL *

Vmax² - Vmin²

(RL² + XL²) * Vmin² * Vmax² )²=

Vmax² - Vmin²

C'est l'équation d'un cercle dont le centre a pour affixe: Vmax² AΩ3 = (RL + j * XL) * Vmax² - Vmin² et dont le rayon est : Vmax * Vmin r = RL + j * XL * Vmax² - Vmin²

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(Vmax² - Vmin²)²

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Exemple de tracé des cercles C1, C2, C3, C4 Prenons une ligne 400 kV, parcourue par un courant Imax = 2 kA, et d'impédance 3 + j * 30 Ω. C1, centré sur l'origine, a pour rayon: 360 / 2 * 3 = 104 Ω C2 a le même rayon. L'affixe de son centre est 3 + j * 30 Ω C3 et C4 ont pour rayon: 97 Ω L'affixe du centre de C3 est 10,4 + j * 104 Ω Celle du centre de C4 est 8,3 + j * 83 Ω

β

Cercle C3

Ω3

cercle C2

extrémité de la ligne (centre du cercle C2)

B α γ A

Cercle C1

Ω4

Cercle C4

δ

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Détermination graphique des centres et des rayons des cercles C3 et C4 Cercle C4

cercle C3

Vmax Vmin δ

Ω4

γ

A

α

B

Ω3

β

D

- Vmin - Vmax

les cercles C3 et C4 sont centrés sur la droite D. ils passent respectivement par les points α et β, γ et δ. Il suffit ensuite de reporter la droite D sur l'image de la ligne, en superposant les points A et B. 2-1-1-1-4- Discrimination défaut - pompage Lors d'une perte de synchronisme, appelée plus communément pompage, entre un groupe d'alternateurs et les autres alternateurs débitant sur le réseau, il faut ouvrir certaines liaisons prédéterminées, et ne pas ouvrir les autres (voir le plan de défense, au § 3 de la cinquième partie). Or, dans ce cas, le point représentatif de l'impédance vue du point A peut être confondu avec celui d'un défaut. Il peut, par exemple, suivre le trajet du cercle de la figure ci-dessous. Pour discriminer les défauts des pertes de synchronisme, on joue sur le fait qu'un défaut provoque une variation brutale de l'impédance vue de A, alors que la perte de synchronisme provoque une variation progressive de cette impédance.

D2 D1

Si, entre l'instant où le point représentatif de l'impédance passe à gauche de la droite D1 et celui où il passe à gauche de la droite D2, il s'écoule un temps supérieur à t1, 15 ms par exemple, la protection est bloquée pendant t2, 2s par exemple. C'est la fonction antipompage.

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2-1-1-1-5- Récapitulation Ces différentes considérations sont rassemblées dans le diagramme ci-après. La zone dans laquelle la protection est susceptible d'émettre un ordre de déclenchement, temporisé ou non, est appelée caractéristique de mise en route. Sa forme varie d'un modèle de protection à l'autre, en fonction des demandes des exploitants, des contraintes de réseau, et de leur technologie interne. Dans l'annexe 6 sont rassemblées les caractéristiques de mise en route et d'antipompage des protections de distance utilisées sur le réseau EDF.

antipompage

mise en route

deuxième zone

première zone

directionnel

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2-1-1-1-6- Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension. Certaines protections se contentent d'un système de mise en route par surintensité. D'autres, plus élaborées, utilisent le système de mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension. Au lieu d'utiliser une caractéristique de mise en route tracée dans le plan d'impédance pour discriminer les défauts des régimes de transit hors défaut, elles utilisent une caractéristique tracée dans le plan défini par I et V. Ceci permet de distinguer, pour une même impédance, les situations de défaut, lorsque la tension est faible, et les situations de transit, lorsque la tension est élevée. De plus, la caractéristique change lorsque le déphasage entre V et I dépasse un seuil donné, 30° par exemple. En effet, nous admettons alors que même si, avec une tension élevée, le courant est inférieur au courant de transit maximal, il ne s'agit plus d'un cas de transit normal, mais d'un défaut éloigné. Le seuil de courant utilisé est alors plus faible. Par exemple, la caractéristique de la protection 7 SA 513 de Siemens est la suivante:

caractéristique pour ϕ > 30°

caractéristique pour ϕ  < 30°

0,53 * Vn 0,48 * Vn

0,35 * Vn

0,2 * In

0,8 * In

1,2 * In

Exemple pour un courant maximal de transit de l'ordre de In

L'inconvénient de ce système est la difficulté de le faire fonctionner avec un dispositif antipompage. C'est pour cette raison qu'il n'est pas utilisé à EDF.

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2-1-1-2-Cas du défaut déséquilibré 2-1-1-2-1- Equations des boucles La théorie des composantes symétriques nous donne, pour une ligne et ses extrémités, le schéma équivalent suivant (voir annexe 1): source A

barres du poste A

barres du poste B

source B

phase a 

zds

zd*y

zd*(1(y)

zdt



zd*(1(y)

zdt



zd*(1(y)

zdt



phase b 

zds

zd*y phase c



zds

zd*y Ic rf

If

Ir y*(zo-zd)/3

(1-y)*(zo-zd)/3

Il existe quatre types de défaut: - le défaut monophasé. C'est le défaut représenté ici, entre la phase c et la terre. C'est le plus fréquent. Il est généralement dû à la foudre. L'équation de la boucle en défaut est Vc = zd * y * Ic + rf * If + ( (zo - zd) / 3) * y * Ir avec:

(1)

zd = y=

impédance directe de la ligne AB, distance entre le point A et le défaut, en pourcentage de la longueur de la

Ic =

courant dans la phase c, issu de A,

rf = If =

résistance du défaut, courant dans le défaut,

zo = Ir =

impédance homopolaire de la ligne, courant de retour dans la terre. Il vaut trois fois le courant homopolaire.

ligne,

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

On pose généralement: ko = (zo-zd) / 3 * zd. C'est un nombre complexe, les impédances zo et zd n'ayant pas nécessairement le même argument. Il est cependant considéré comme réel dans la plupart des protections de distance protégeant les lignes aériennes. En revanche il est bien considéré comme complexe, et réglable sur ses deux composantes, sur les protections de distance protégeant les câbles souterrains. Ce coefficient, appelé coefficient de terre, vaut entre 0,5 (ligne avec deux câbles de garde), et 1 (ligne sans câble de garde en terrain résistant). L'équation (1) peut alors s'écrire: Vc = zd * y * (Ic + ko * Ir) + rf * If

(2)

Pour le calcul de la distance du défaut, nous considérons alors l'impédance Vc / (Ic + ko * Ir), qui donne directement la réactance du tronçon de ligne situé entre la protection et le défaut. Si le défaut n'est pas alimenté cote B ,les courants Ic, If, et Ir sont égaux et l'équation devient: Vc = zd * y * Ic * (1 + ko) + rf * Ic Dans ce cas, la résistance de défaut vue par la protection utilisant l'impédance définie ci-dessus est: rf / (1+ko). Si l'alimentation du défaut est bilatérale, ce qui est le cas général , le courant circulant dans le défaut est la somme du courant Ic et d'un courant issu de l'autre extremité, ce qui conduit à une résistance apparente de défaut supérieure à rf , et introduit une erreur de mesure de réactance , comme nous l'avions vu dans l'étude du défaut équilibré. R apparent Vc = (zd apparent +

) * (Ic + ko *Ir) 1 + ko

Pour s'affranchir de l'erreur sur la résistance , certaines protections utilisent, pour la mesure de distance deux courants: le courant image, égal à Ic + ko * Ir, qui sert à calculer la chute de tension dans la ligne, et le courant pilote Ip, supposé en phase avec le courant de défaut (voir annexe 6). Vc = zd * ( Ic + ko * Ir) + r apparent * Ip - le défaut biphasé isolé. Il est beaucoup moins fréquent que le précédent. Il se produit généralement lorsque les conducteurs se balancent sous l'effet du vent . Nous supposerons qu'il apparaît entre les phases a et b . L'équation de la boucle en défaut est : Vab = Va - Vb = Ia * zd * y + Rf * If + Ib * zd * y Si le défaut n'est pas alimenté coté B , Ia = -Ib = If et l'équation devient : Vab = (Ia - Ib) * (zd * y + Rd / 2)

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S'il est alimenté coté B , il faut remplacer la résistance par une résistance apparente , comme pour le défaut monophasé, mais ce type de défaut est généralement peu résistant .

Nota :les différents éléments de mesure des protections utilisent des grandeurs d'entrée variant d'une protection à l'autre , et d'une fonction à l'autre. Cependant, les mesures de distance sont toujours réalisées en utilisant les mêmes impédances, à savoir: Boucle a - terre: Boucle b - terre: Boucle b - terre:

Va / (Ia + ko*Ir) Vb / (Ib + ko*Ir) Vc / (Ic + ko*Ir)

boucle a - b: boucle b - c: boucle c - a:

(Va - Vb) / (Ia - Ib) (Vb - Vc) / (Ib - Ic) (Vc - Va) / (Ic - Ia)

Mais lorsqu'un élément de mesure utilise des grandeurs d'entrée différentes , sa caractéristique dans le plan d'impédance défini ci-dessus varie entre le régime normal et le régime de défaut - le défaut triphasé . C'est le défaut équilibré vu précédemment. Il est assez rare , et généralement dû à un oubli des perches de terre à la fin de travaux sur un ouvrage . Il peut résulter aussi d'un acte de malveillance . Les équations des boucles en défaut sont : Va = zd * y * Ia Vb = zd * y * Ib Vc = zd * y * Ic Que l'on peut tout aussi bien écrire : Uab = Va - Vb = zd * y * (Ia - Ib) Ubc = Vb - Vc = zd * y * (Ib - Ic) Uca = Vc - Va = zd * y * (Ic - Ia) Ou Va = zd * y * (Ia + ko * Ir) Vb = zd * y *( Ib + ko * Ir) Vc = zd * y * (Ic + ko * Ir)

avec Ir = 0 " "

Ce défaut est détecté indifféremment par l'une ou l'autre des six boucles . - défaut biphasé - terre . C'est généralement un défaut monophasé qui a évolué sur la phase voisine . C'est le plus complexe à étudier, car il fait intervenir la résistance du défaut entre phases, faible, et la résistance phase - terre, qui peut être élevée. Il peut être détecté par une boucle phase et deux boucles terre.

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2-1-1-2-2- Fonctions réalisées dans la protection - Mesure de distance Elle est réalisée en utilisant les impédances définies ci-dessus. Suivant la rapidité demandée, une protection peut comporter 6 boucles fonctionnant en parallèle, ou 3 boucles phase - phase commutées en boucles phase - terre à l'apparition d'un courant homopolaire, ou une seule boucle dont les grandeurs d'entrée sont commutées par le sélecteur de phases. Dans tous les cas, une boucle de mesure de distance ne peut émettre un ordre de déclenchement que si elle est validée par la mise en route et le sélecteur de phase. - Mise en route et sélection de phase La mise en route permet de discriminer les défauts résistants des fonctionnements stables hors défaut les plus contraignants, c'est à dire les reports de charge temporaires lors d'un défaut sur une ligne voisine. Le sélecteur de phase détermine la, ou les phases en défaut. Dans la plupart des protections ces deux fonctions sont réalisées par le même élément. Or la sélection de phase ne fonctionne pas bien avec les impédances définies pour les mesures de distance car le courant de défaut intervient dans les boucles saines. C'est pourquoi on utilise généralement des caractéristiques tracées dans les plans d'impédance Va / Ia; Vb / Ib; Vc / Ic; (Va - Vb) / Ia; (Vb - Vc) / Ib; (Vc - Va) / Ic. Mais dans certaines protections, la sélection de phase est réalisée par un élément distinct de la mise en route. Dans ce cas la mise en route est réalisée à partir des mêmes impédances que la mesure de distance (voir annexe 6, REL 100). Les protections peuvent comporter soit 3 éléments de mise en route impédancemétrique, commutés par un relais de courant homopolaire et servant à la sélection de phase, soit 6 éléments de mise en route impédancemétriques fonctionnant en parallèle et un relais de courant homopolaire, la sélection de phase étant élaborée à partir des informations de ces éléments, soit 6 boucles de mise en route, 6 boucles de sélection de phase, et un relais de courant homopolaire, - Antipompage Il est réalisé grâce à une caractéristique entourant la mise en route en fonctionnement hors défaut. Lors d'un défaut il peut ne pas entourer la mise en route, s'il est tracé dans un plan d'impédance différent. - Relais directionnel Il est réalisé par comparaison de phase entre un courant supposé en phase avec le courant de défaut et une tension aussi peu affectée que possible par le défaut, par exemple la tension directe. Cette tension est généralement maintenue par un système de mémoire afin de permettre une orientation correcte, même en cas de défaut triphasé près du poste où se trouve la protection.

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Nota: en cas de défaut phase - phase - terre, le comportement des protections à six boucles de mesure de distance est différent de celui des protections à un ou trois boucles: Dans le premier cas le défaut biphasé - terre est détecté par une boucle de mise en route biphasée, et la mesure de distance est correct. Dans le second il est détecté par deux boucles de mise en route phase -t erre, et la mesure de distance peut être entachée d'erreurs importantes si le défaut est résistant: les défauts sont vus plus près qu'ils ne sont réellement; de plus, lorsque le défaut biphasé - terre est apparu à la suite d'un défaut monophasé, ou d'un défaut biphasé isolé, qui a évolué, les protections à commutation peuvent se révéler défaillantes, car au moment de l'évolution du défaut leurs temporisations reviennent à zéro. 2-1-1-2-3 Défaut sur l'alimentation en tension - fonction "rupture fusible" Si un réducteur de tension est défaillant, ou si son circuit secondaire est coupé, la boucle correspondante de la protection reçoit une tension nulle, et un courant non nul. Elle voit donc une impédance nulle, et émet un ordre de déclenchement. Deux systèmes sont utilisés pour éviter cet inconvénient: - chaque phase est protégée par un fusible. La mise hors tension d'une phase provoque l'apparition d'une tension homopolaire, alors que les courants restent équilibrés. Cette situation provoque le verrouillage de la protection. Notons que pour vérifier que les courants sont équilibrés, on vérifie non seulement l'absence de courant homopolaire, mais aussi l'absence de courant inverse, pour pallier les cas où le réseau situé en aval de la protection fonctionne à neutre isolé, - les trois phases sont protégées par un disjoncteur triphasé. Le disjoncteur doit alors posséder un contact auxiliaire qui s'ouvre avant les contacts principaux. L'ouverture de ce contact provoque le verrouillage de la protection.

Bibliographie [20], [21], [22], [23]

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2 - 1 - 2 - Protections de distance électromécaniques Ces protections ne sont plus fabriquées, mais sont encore en service sur de nombreux départs. Leur principe est exposé ici essentiellement pour servir de point de comparaison avec les protections électroniques, ces dernières présentant de nombreux avantages, mais aussi quelques inconvénients . Nous prendrons l'exemple de la RXAP de la Compagnie des compteurs(voir Alstom). 2 -1-2-1- Mise en route C'est une mise en route commutée, c'est à dire possédant 3 éléments dont les grandeurs d'entrée sont modifiées par la présence de courant résiduel. Chaque élément est réalisé par un transducteur magnétique: un circuit magnétique possède deux enroulements. Le premier est parcouru par un courant continu u proportionnel au module de la tension, obtenu par redressement et filtrage. Ce courant sature le circuit magnétique. Le second est parcouru par le courant sinusoïdal i. Si pendant l'alternance où les ampère - tours créés par i sont de signe opposés à ceux créés par u la valeur crête de i est supérieur à u, le circuit magnétique se dé sature et se sature en sens inverse. La variation brutale d'induction crée alors, dans un troisième enroulement, une force électromotrice qui provoque la fermeture d'un relais. Le basculement est obtenu pour :

 V  - K*  I  * √ 2 < 0

en supposant la perméabilité magnétique du transducteur infinie. La caractéristique obtenue dans le plan des impédances est un cercle centré sur l'origine. En l'absence de défaut le relais de la phase a est alimenté par la tension composée Uab et le courant Ia, celui de la phase b par la tension Ubc et le courant Ib, et celui de la phase c par la tension Uca et le courant Ic. Dans ce qui suit, nous les appellerons respectivement A ,B ,C. En cas de défaut entre phases les relais restent alimentés de la même manière . En cas de défaut monophasé, la présence de courant homopolaire provoque le basculement des tensions par l'intermédiaire d'un relais à pourcentage . Elles deviennent respectivement les tensions simples Va ,Vb ,Vc. nota: Dans certains cas, le réseau aval peut fonctionner à neutre isolé. Dans ce cas le basculement est réalisé par la présence de tension résiduelle et de courant inverse. Cette solution est en particulier utilisée dans des protections de distance de même technologie que les RXAP, mais simplifiées, utilisées au secondaire des transformateurs et appelées PDZ. Dans les plans d'impédance définis au nota du § 2-1-1-2-1 , les rayons des cercles de mise en route ont pour valeur: - pour une boucle monophasée :  z  =  Va / (Ia + ko * Ir) , - soit , pour le cas particulier où Ia = Ir:  z  = Va / [Ia * (1 + ko)]  = K * √ 2 / (1+ko) - pour une boucle biphasée:  z  =  (Va - Vb) / (Ia - Ib)  - soit , pour le cas particulier où Ia = -Ib c'est à dire en cas de défaut biphasé: z = K*√ 2 / 2 et, pour le cas particulier où Ia - Ib = √3 * Ia , c'est à dire en cas de marche normale: z = K * √ 2 / 3 Nous constatons bien, dans ce cas , que la caractéristique est différente entre le défaut biphasé et la marche normale.

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Le relais à pourcentage provoquant le basculement des tensions est le suivant :

Ressort antagoniste

Fléau Noyau plongeur

noyau plongeur

Ia Ir - Ib

Lorsque le courant Ir est supérieur à 0,3 * (Ia - Ib), avec un minimum de 0,3 fois le courant nominal, le relais bascule. 2-1-2-2-Logique de sélection de phase Elle est assurée par les relais de mise en route A, B, C et le relais de courant homopolaire D. Elle est évidente si un seul relais de mise en route est sollicité. Si deux , ou trois relais sont simultanément sollicités, le relais A est prioritaire sur le relais B, lui même prioritaire sur le relais C. D'où le résultat suivant: Si A seul: Si B seul: Si C seul:

boucle ab boucle bc boucle ca

Si A et D: Si B et D: Si C et D:

boucle a - terre boucle b - terre boucle c - terre

Si A et B: Si B et C: Si C et A: Si A et B et C:

boucle ab boucle bc boucle ca boucle ab

Si A et B et D: boucle a - terre Il s'agit alors probablement d'un défaut a -b - terre, qui est alors éliminé dans un premier temps comme un défaut a - terre. Si B et C et D: Si C et A et D: Si A et B et C et D:

boucle b - terre boucle a - terre boucle a - terre

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2-1-2-3- Mesure de distance Elle est réalisée par un relais à induction dont le principe est le suivant: Un disque ou un cylindre, en aluminium peut tourner dans l'entrefer de deux circuits magnétiques . Chacun des circuits est magnétisé par un courant. Nous appellerons ces courants I1 et I2, déphasés l'un par rapport à l'autre d'un angle ϕ. Le courant I1 crée dans le circuit magnétique une induction B1 qui lui est proportionnelle. Cette induction crée dans le disque des forces électromotrices induites, proportionnelles à la dérivée de I1 qui font circuler des courants de Foucault pratiquement en phase avec elles. Les courants de Foucault passant dans l'entrefer du deuxième circuit magnétique créent, avec l'induction B2, un couple qui fait tourner le disque. Il en est de même des courants de Foucault crées par I2 dans l'induction B1 . Le couple agissant sur le disque d'aluminium est de la forme: c = K * ( i2 * di1 / dt - i1 * di2 / dt) soit , en posant i1 = I1 * sin (ω * t), et i2 = I2 * sin (ω * t + ϕ):

c = K * ω * I1 * I2 * sin ϕ

ι1

Le couple est constant tout le long de la période

i2

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Nota: Dans ce qui suit, nous noterons toujours - i et v les valeurs instantanées des courants et des tensions, - I et V les vecteurs complexes représentant les courants et tensions sinusoïdaux, _ _ - V et I leurs modules - V et I leurs valeurs redressées et filtrées. Pour réaliser une mesure de distance, le relais à induction est alimenté par un courant I, et par une tension V1 = V - z *I . Cette tension crée dans sa bobine un courant en phase avec elle : lorsque V1 et I sont en phase, le couple est nul.

Couples négatifs (défaut hors zone) B V1 Couples positifs (défauts dans la zone) z*I

M

V A I Les couples V1 , I utilisés dans les différentes boucles sont , en appelant ZL l'impédance de la ligne . Première zone, boucle biphasée a-b: (réglée à 80 %)

V1 = I=

(Va - Vb) - 0,8 * ZL * (Ia - Ib) Ia - Ib

Deuxième zone, boucle biphasée a-b: (réglée à 120 % = 1,5 * 0,8)

V1 = I=

(Va - Vb) / 1,5 - 0,8 * ZL * (Ia - Ib) Ia - Ib

Première zone, boucle monophasée a - terre: (réglée à 80 %)

V1 = I=

Va - 0,8 * ZL * (Ia + ko * Ir) Ia + ko * Ir

Deuxième zone , boucle monophasée a - terre : V1 = (réglée à 120 % = 1,5 * 0,8) I=

Va / 1,5 - 0,8 * ZL * (Ia + ko * Ir) Ia + ko * Ir

Les autres boucles se déduisent de ces boucles par permutation circulaire sur a ,b ,c. Les commutations sur l'alimentation des boucles sont réalisées à partir des indications du sélecteur de phases, du relais de courant de terre, et, pour les passages de première en deuxième zone, des relais de temporisation. 2-1-2-4- Relais directionnel

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C'est un relais à induction alimenté par une tension composée Uab = Va - Vb, et un courant I = Ic. Le circuit tension est conçu de telle sorte que Uab fasse circuler dans sa bobine un courant I' déphasé de 70° en arrière. Nous voyons donc que si le courant Ic est déphasé de 20° en avance sur Vc, les deux courants sont en opposition de phase et le couple est nul. C'est ce que, dans le plan d'impédance, nous avons appelé la droite d'inversion. Vb Zone des couples positifs (défaut aval) Droite d'inversion D Ic 20° 70° Vc Va

Zone des couples négatifs (défaut amont)

Le plan d'impédance correspondant est celui de la boucle c. C 'est un plan homothétique au plan des tensions dessiné ci-dessus, obtenu en posant Ic + ko * Ir = 1 pour les boucles phase - terre, et Ic - Ia = 1 pour les boucles phase - phase. Dans les deux cas, la droite d'inversion D est portée par le vecteur Vc déphasé de 20° en arrière de Ic. La protection comporte un seul relais, connecté comme ci-dessus en position repos, et commuté sur les autres phases par les relais de mise en route s'il y a lieu. Il est alimenté par: Ubc et Ia Uca et Ib

si le défaut est entre la phase a et la terre , ou s'il est entre les phases a et b , si le défaut est entre la phase b et la terre , ou s'il est entre les phases b et c .

Mais ce relais n'est pas commuté par le relais de terre . 2 -1-2-5- Relais antipompage C'est un relais de conception identique aux relais de mise en route , mais réglé à une impédance plus élevée , généralement 1, 5 fois . Son principe de fonctionnement est celui décrit au § 2-1-1-3 . Il y a un seul relais dans la protection , alimenté par la tension Ub-Uc et le courant Ib .

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2-1-2-6- Circuit mémoire - enclenchement sur défaut. Si , sur une ligne en exploitation , un défaut triphasé franc apparaît au début de la ligne , la tension s'annule sur les trois phases et le relais directionnel ne peut plus fonctionner . Un circuit oscillant alimente alors le relais directionnel , pendant environ 5 périodes , sur le circuit tension Ua-Ub . Si on ferme le disjoncteur alors que la ligne est mise à terre , le circuit mémoire est inopérant . Dans ce cas , le relais directionnel est court - circuité , et la protection émet un ordre de déclenchement temporisé d'une centaine de millisecondes , afin d'éviter les fonctionnements intempestifs à la mise sous tension de transformateurs, due à la présence de courants harmoniques 2 lors d'un enclenchement sur tension nulle. (voir annexe 5) 2-1-2-7-Compensation de l'induction mutuelle homopolaire Lorsque deux lignes se trouvent sur la même file de pylônes (ligne à deux ternes ) ou lorsqu'elles se trouvent proches l'un de l'autre , le courant homopolaire circulant dans l'une crée une tension homopolaire dans l'autre. L'équation d'une boucle phase - terre s'écrit alors: Zo - Zd Va = Zd * y * Ia +

Zom * y *Ir +

* y' * I'r + Rf * If

3 3 I'r étant le courant résiduel de l'autre ligne, y la distance du défaut, en pourcentage de la longueur de la ligne, y' la longueur du tronçon commun aux deux lignes, en pourcentage de la longueur de la ligne et Zom * y' l'impédance mutuelle homopolaire entre les deux lignes. L'impédance Zom comporte un terme réel dû à l'élévation de potentiel du sol créé par le courant de terre des deux lignes, et un terme imaginaire représentant l'inductance mutuelle homopolaire entre les deux lignes. Son argument est plus faible que celui de zd, et même que celui de zo. Par analogie avec le coefficient ko, nous définissons un coefficient kom: Zom kom = 3 * Zd Les valeurs usuelles du module de kom vont de 0,4 (ligne double avec deux câbles de garde) à 0,8 (ligne double sans câble de garde) Avec les réglages précédents, le défaut est vu plus loin qu'il n'est réellement. Par exemple, un défaut situé près du poste B peut être vu au-delà de la limite de deuxième zone. D'où la possibilité, dans certaines protections, et plus particulièrement les RXAP, d'introduire une compensation à partir du courant résiduel de la ligne adjacente. En fait cette possibilité est peu utilisée, car le plus souvent les lignes ne se trouvent pas disposées en parallèle d'une extrémité à l'autre, et n'aboutissent pas dans les mêmes postes.

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2 -1 - 2 - 8 - Relais mho Ce type de relais n'est pas utilisé sur la RXAP. Il est cependant mentionné ici, car son emploi est courant dans de nombreuses protections électromécaniques pour créer simultanément les fonctions de mise en route et de direction. - Etude monophasée: C'est un relais d'induction alimenté par: . un courant proportionnel à la tension V1 = V - z * I . un courant proportionnel à une tension Vp obtenue en déphasant la tension V d'un angle ϕ. Le couple s'inverse sur le cercle lieu des points où V1 et Vp sont en phase, c'est à dire où V1 et V font un angle ϕ. C'est un cercle passant par l'origine. Le nom du relais mho vient du fait que dans un diagramme d'admittance sa caractéristique est une droite.

Z*I V1 ϕ V

ϕ

Vp Si par exemple la tension V est la tension phase - terre Va, le courant I est le courant Ia + ko * Ir, nous obtenons une caractéristique circulaire dans le plan d'impédance de la boucle phase - terre, qui remplit les fonctions suivantes, en choisissant de considérer comme points caractérisant un défaut les points situés à l'intérieur du cercle: - fonction directionnelle. Seuls les défauts aval sont vus; - limitation en résistance - limitation en distance - Etude triphasée: voir § 2134

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2 -1-2-9- Avantages et inconvénients des relais électromécaniques - Avantages. . Les relais consomment peu d'énergie auxiliaire lorsqu'ils sont au repos. . Les couples des relais à induction sont constants à l'intérieur d'une période, tant que les transformateurs de courant ne sont pas saturés. Or si un transformateur de courant se sature, l'intensité est correcte pendant une alternance sur deux, et pendant l'autre alternance elle est faible. Le couple est alors généralement faible pendant cette même alternance. Le fonctionnement du relais est retardé, mais correct, . Les appareils électromécaniques sont peu sensibles aux phénomènes transitoires rapides . - Inconvénients. . Les temps de fonctionnement des relais de mesure dépendent des couples mécaniques, variables en fonction des grandeurs d'entrée. Les intervalles sélectifs doivent tenir compte de ces dispersions et sont donc assez longs: 300 à 500 ms. . La consommation des relais sur les circuits issus des réducteurs de mesure est élevée. Ceci conduit à en limiter le nombre, afin d'éviter de dégrader la précision de ces réducteurs. Pour cela on multiplie les commutations, qui occasionnent des pertes de temps et parfois des aléas de fonctionnement. . Ces protections sont sensibles à l'harmonique 2 (voir annexe 5). Nous trouverons les avantages et les inconvénients inverses pour les protections électroniques, puis nous montrerons comment les protections numériques tentent de concilier les avantages des unes et des autres.

Bibliographie [21]

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2 - 1 - 3 - Protections de distance statiques Les principes de mesure s'inspirent de ceux utilisés en électronique , mais leur mise en œuvre est totalement différente . Nous en étudierons quelques uns . 2-1-3-1- Comparateur de phase 2-1-3-1-1- Comparateur à trois entrées - mesure de distance i v 

X

X

X

X

Rf

Nous cherchons à savoir si le défaut se trouve en deçà ou au delà de la distance à surveiller. Posons: r = résistance de la ligne, l = inductance de la ligne, y = distance du défaut en pourcentage de la longueur de la ligne, Rf = résistance du défaut, y' = distance à surveiller, soit 80% par exemple. Au point A, en ne tenant pas compte du transit, la tension et l'intensité instantanées sont liées par: v = (r * y + Rd) * i + l * y * (di / dt)

(1)

Dans la protection, le courant i traverse une impédance image de résistance r * y' et d'inductance l * y', fournissant ainsi une tension v'= r * y' * i + l * y' * (di / dt). Nous créons ainsi , grâce au montage de la figure ci-dessous, la tension v-v': v - v' = (r * y + Rd) * i + l * (y - y') * (di/dt) Au moment où i = 0 , l'équation devient : v - v' = l *(y - y') (di / dt) Si la tension v - v' a le même signe que di / dt , y est supérieur à y'. Le point de fonctionnement n'est pas dans la zone surveillée. S'il est de signe contraire, le point de fonctionnement est dans la zone surveillée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

i v' = y' * v image image de la ligne

R v image = R * i + L * di / dt

potentiomètre

L

v - v'

v

v

Les différentes tensions se trouvent placées comme suit: V image V'

Rf * I

V

I Cette comparaison est effectuée en utilisant: - des amplificateurs opérationnels en boucle ouverte, c'est à dire toujours saturés, soit dans un sens, soit dans l'autre, et fournissant donc des états logiques, - un circuits monostable, émettant une impulsion à chaque passage à zéro de sa tension d'entrée, - des circuits logiques. tensions proportionnelles à

circuits logiques simplifiés

v - v'

A

di / dt

A

i

A

&

monostable

les circuits A sont des amplificateurs opérationnels en boucle ouverte

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sortie

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Les différents signaux ont alors les formes suivantes :

Courant i 1

,

5

1

0

,

5

0

-

-

0

1

,

5

-

1

,

5

Signal i1 1 0 signal i2 1 0 di / dt

signal (di / dt)1 1 0 v - v'

signal (v - v') 1 1 0

signal de sortie

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Le circuit étudié ici permet de détecter les cas où v - v' est négatif et di / dt est positif au moment du passage par zéro de i. Il fournit donc un signal par période. Pour détecter les cas où v - v' est positif et di / dt est négatif au moment du passage par zéro de i, il faut ajouter un circuit analogue, dans lequel nous ajoutons un inverseur sur le signal (di / dt) 1, et nous l'enlevons sur le signal (v - v') 1 . Nous créons deux limites de zone à la fois en utilisant une tension image v" , de signe opposé à v'. X*I V'

Rf * I V

I

R*I

V"

Quand i = 0 , nous obtenons deux équations : v - v' = L * ( y - y' ) * (di / dt) v + v''= L * ( y - y'') * (di / dt) Si y est compris entre y' et - y" , v - v' et v - v" sont de signe contraire. ( sur la figure ci-dessus, les valeurs instantanées des tensions lorsque i = 0 sont les projections des vecteurs tension sur l'axe des ordonnées) Les grandeurs utilisées portent les noms suivants : *

* *

i est le pilote, et Rd * i est la tension pilote v est la tension de boucle v' = r * y' * i + L * y' * (di / dt) est la tension image instantanée aval v'' = r * y'' * i + L * y'' * (di / dt) est la tension image instantanée amont L * y' est l'inductance image aval v - v' est la tension compensée instantanée aval L * y'' est l'inductance image amont v + v'' est la tension compensée instantanée amont x' = r * y' + j * L * ω * y' est la réactance image aval x'' = r * y'' + j * l * ω *y'' est la réactance image amont V' = x' * I est la tension complexe image aval V'' = x'' * I est la tension complexe image amont

Les grandeurs marquées d'un astérisque sont celles qui sont présentes à l'entrée du comparateur

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

2-1-3-1-2- Comparateur à trois entrées - mesure des résistances Avec un comparateur de même type que précédemment, nous pouvons créer une bande oblique en utilisant le pilote et les images suivants : Tension pilote : Tension image aval : Tension image amont :

r * i + l * (di / dt) +R*i - R*i

X*I pilote D"

V"

V

D'

V'

R*I

Les valeurs instantanées de v - v' et v + v" quand le pilote passe par zéro sont obtenues en projetant les vecteurs v - v' et v + v" sur une droite perpendiculaire au pilote. Elles sont de signe contraire lorsque la valeur complexe V est à l'intérieur de la bande formée par les droites D' et D" , et de même signe lorsqu'elle est à l'extérieur. Nota: pour que les passages par zéro soient obtenus avec une précision suffisant , il faut que le courant soit suffisamment élevé. D'où la présence de relais de seuil de courant, réglés à 0,2 * In ou 0,25 * In. 2-1-3-1-3- Comparateur à deux entrées - mesure de direction La différence par rapport au précédent comparateur est l'élaboration d'un signal différent suivant que le pilote passe de l'état 1 à l'état 0 ou de l'état 0 à l'état 1. La même grandeur joue alors le rôle de pilote et de tension image. V I 1 2  z1 z2 A Si le défaut est en 1 , c'est à dire s'il est vu en amont par une protection située au point A, la tension V vaut: z2*I V = - z1 * I S'il est en 2 , elle vaut : V = z2 * I z1*(-I) 102 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Le schéma logique est le suivant:

R*i

(R*i)1

(R*i) monostable 1

& S1 (R*i)

OU

S2 mise en forme

monostable 2 v

v1

&

le monostable 1 envoie des impulsions sur le front montant; le monostable 2 envoie des impulsions sur le front descendant; le circuit de mise en forme envoie un signal de durée supérieure à une demi - période lorsqu'il reçoit une impulsion. Les signaux obtenus sont les suivants: R*i

R*i

R*i

v

v1

_ v1

S1

S2

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2-1-3-1-4- Caractéristiques de l'ensemble Nous retrouvons la même caractéristique qu'au § 2-1-1-1-5. Chaque comparateur de phases crée une bande. Les bandes ainsi créées sont: - bande située entre la première et la quatrième zone, - bande située entre la deuxième et la quatrième zone, - bande située entre la troisième et la quatrième zone, - bande oblique, entre les deux droites obliques, - les deux bandes d'antipompage, horizontale et oblique, - et la droite d'inversion de direction.

2-1-3-2- Application du comparateur de phases aux différentes boucles Les grandeurs d'entrée utilisées pour les comparateurs différent d'une protection à l'autre, car ils résultent de compromis entre d'une part l'insensibilité aux forts transits créés par les cycles de réenclenchement monophasés ou triphasés, ainsi qu'aux déséquilibres créés par les cycles de réenclenchement monophasé, et d'autre part une sélection de phase correcte, et une sensibilité suffisante aux défauts résistants. Par exemple, pour la PD3A 6000 de GEC ALSTHOM, les grandeurs utilisées dans les comparateurs sont: 2-1-3-2-1- Boucle phase a - terre - bande horizontale première - quatrième zone . pilote . tension de boucle . tension image aval . tension image amont

R * Io Va - terre x1 * (Ia + ko * Ir) x4 * (Ia + ko * Ir)

Io est le courant homopolaire, qui est supposé en phase avec le courant dans le défaut, ce qui permet de s'affranchir des erreurs de distances dues au transit (voir annexe 1 : les composantes symétriques). - bande horizontale deuxième - quatrième zone, . pilote . tension de boucle . tension image aval . tension image amont

R * Ia Va - terre x2 * (Ia + ko * Ir) x4 * (Ia + ko * Ir)

- bande horizontale troisième - quatrième zone, . pilote . tension de boucle . tension image aval . tension image amont

R * Ia Va - terre x3 * (Ia + ko * Ir) x4 * (Ia + ko * Ir)

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- bande oblique, . pilote . tension de boucle . tension image aval . tension image amont

Z * Ia Va - terre R * Ia R * Ia

L'utilisation du pilote R * Ia permet d'éviter des mises en route sur report de charge monophasé, qui pourraient être constatées avec un pilote R * I o. La valeur maximale de la résistance de défaut détectable est : Rd = R - comparateur directionnel (comparateur à deux entrées), . Pilote . tension de boucle . tension image

R *Io Vo zc * Io

Dans le cas du défaut monophasé, nous considérons le défaut comme source de tension homopolaire, ce qui peut se démontrer en utilisant la méthode mentionnée à la fin de l'annexe 1 .

A 2

B zo * y

1

zo * (1 - y)

zos

z'os Io Vo Rd

~

Si le défaut est placé en 1 , la tension homopolaire au point de mesure vaut : Vo = - zos * Io S 'il est placé en 2 , la tension homopolaire vaut : Vo = (zo + z'os) * Io Comme zos * Io peut être faible, on retranche à la tension une valeur zc * Io, zc étant inférieure à zl. La tension compensée est alors, pour un défaut en 1: V compensée = Vo - zc * Io = - (zos + zc) * Io, en retard sur Io , et, pour un défaut en 2: V compensée = Vo - zc * Io = (zo + z'os - zc) * Io, en avance sur Io 2-1-3-2-2- Boucles phase b - terre et phase c - terre. Elles se déduisent de la phase a , en remplaçant a par b , puis par c 2-1-3-2-3- Boucle phase a - phase b 105 / 320

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- bande horizontale

. Pilote . tension de la boucle . tension image aval . tension image amont

première - quatrième zone

deuxième - quatrième troisième - quatrième zone zone

R * (Ib - Ia) Vb - Va x1 * (Ib - Ia) x4 * (Ib - Ia)

R * (Ib - Ia) Vb- Va x2 * (Ib - Ia) x4 * (Ib - Ia)

R * (Ib - Ia) Vb - Va x3 * (Ib - Ia) x4 * (Ib - Ia)

- bande oblique, . Pilote . tension de boucle . tension image aval . tension image amont

Z * (Ib - Ia) Vb - Va R * Ia R * Ia

La valeur maximale de résistance détectable est: Rd = R - comparateur directionnel, . Pilote . tension de boucle . pas de tension image:

Z * (Ib - Ia) Vdc = Vc + a² * Va + a * Vb. C'est la tension direct relative à la phase c. la tension compensée est égale à la tension de boucle .

En effet, la tension Vc est en quadrature arrière par rapport au pilote en cas de défaut franc aval. Vdc est approximativement en phase avec Vc, et garde une valeur élevée pour tout type de défaut dissymétrique. Pour les défauts triphasés, la tension Vdc utilisée est celle qui existait avant le défaut. Elle est fournie par un circuit mémoire, utilisant un oscillateur piloté par une tension continue (Voltage Controlled Oscillator). Vc (saine et en défaut), Vdc saine

Vdb (en défaut)

Va (saine) zd * y * (Ib - Ia)

Va (en défaut)

Vb (en défaut)

Vb (saine)

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2-1-3-2-4- Boucles b - c et c - a Elles se déduisent de la boucle a - b par permutation circulaire sur a, b, c. 2-1-3-2-5- Sélection de phase Elle est faite à partir des zones de mise en route, c'est à dire des zones obtenues en croisant la bande horizontale formée par la première et la quatrième zone avec la bande oblique pour chaque boucle. 2-1-3-2-6- Bandes d'antipompage Elles n'existent que sur la boucle biphasée a - b. La bande horizontale est située entre x2 et x3 vers l'aval, et entre x4 et x4 + dx vers l'amont. La bande oblique est située entre R et R + 2 * dr de part et d'autre de l'axe des réactances.

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2-1-3-3- Comparateur mho Nous avons vu au § 2128 que le relais mho utilisé dans les relais électromécaniques permettait d'obtenir avec un seul élément des fonctions nécessitant plusieurs éléments dans les autres techniques . Reprenons la figure du § 2128. Lorsque l'extrémité du vecteur V est située sur le cercle, la tension V - z * I est en retard de l'angle ϕ, c'est à dire d'un temps t (ms) = ϕ° / 18, à 50 Hz, par rapport au vecteur V. Si elle est en retard d'un angle supérieur à ϕ, l'extrémité de V est à l'intérieur du cercle. D'où le circuit logique suivant, pour une alternance: V

V1

& sortie V-z*I

V'1

V'2 monostable front descendant

V'3 temporisation t

Les signaux obtenus sont, dans le cas où V est à l'intérieur du cercle: (dans l'exemple choisi, ϕ = 90° et t = 5 ms) v v

V1 V1

v-z*i v-z*i

V'1 V'1

V'2 V'2

V'3 V'3

sortie Sortie

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Le circuit sur deux alternances est le suivant:

v

& v-z*i Front descendant

temporisation OU

& Front montant

temporisation

Avec deux impédances images z1 et z2 nous pouvons obtenir, en comparant la phase de V - z1 * I avec celle de V + z2 * I, une caractéristique décalée par rapport à l'origine. Cette caractéristique est un cercle si l'angle ϕ est égal à 90 °, et une lentille s'il est supérieur à 90 °

z1*I

v

z2*I

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2-1-3-4- Application du comparateur mho aux différentes boucles Nous pouvons utiliser sur chacune des six boucles, les tensions et intensités propres à ces boucles, et les impédances image correspondantes. Une autre possibilité est l'utilisation d'un comparateur de phase à trois entrées, dans lequel la tension de boucle est remplacée par une tension dite de polarisation qui lui est perpendiculaire. Par exemple, - pour la boucle a-n, on utilise la tension Vb-Vc. La caractéristique circulaire est alors obtenue pour la condition suivante: Van - z * (Ia + ko * Ir) et z * (Ia + ko * Ir) sont de signe opposé lorsque Vb-Vc passe par zéro. -

pour la boucle bc, on utilise la tension Va-Vo, la tension homopolaire Vo étant là pour permettre d'avoir une tension suffisamment élevée pour que ses passages par zéro soient précis, en cas de défaut monophasé proche du poste.

La condition est alors la suivante: (Vb-Vc) - z * (Ib-Ic) et z * (Ib-Ic) sont de signe opposé lorsque Va-Vo passe par zéro.

z * (Ia + ko * Ir)

Van

(Vb - Vc) tension de polarisation

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2-1-3-5- Avantages et inconvénients des protections électroniques. - Avantages . les temps de fonctionnement et de retombée varient peu, en principe dans une plage ne dépassant pas une période. Les intervalles sélectifs peuvent donc être beaucoup plus faibles qu'en électromécanique: 150 ms. . la consommation des relais sur les réducteurs de mesure est plus faible qu'en électromécanique, et localisée presque exclusivement sur les transformateurs d'entrée. En aval, on a pu augmenter le nombre de comparateurs, ce qui a permis d'élaborer en parallèle les différentes comparaisons, et d'améliorer la vitesse de fonctionnement globale. Cette dernière se situe généralement autour de 30 à 40 ms. . il est possible de désensibiliser ces protections aux harmoniques pairs (voir annexe 5) - Inconvénients . Les relais consomment pratiquement la même énergie, qu'ils soient sollicités ou non. Ceci a conduit à augmenter la capacité des batteries d'accumulateurs (voir huitième partie, §3). . les appareils sont sensibles aux phénomènes transitoires rapides. Ils exigent l'utilisation de câbles blindés mis à la terre aux deux extrémités (voir huitième partie, §2) . Les signaux de détection de défaut ne sont élaborés qu'à deux instants privilégiés de la période. Si à ces instants la grandeur utilisée est entachée d'erreur, la protection peut émettre des ordres erronés. C'est en particulier le cas pour les intensités lorsque les réducteurs de courant sont saturés.

Cet inconvénient conduit à remplacer dans de nombreux cas les transformateurs de courant chaque fois qu'on veut installer des protections électroniques. Certains accommodements peuvent cependant être trouvés (voir annexe 4). De plus, des systèmes de détection de saturation, permettant aux protections qui en sont dotées de fonctionner correctement en gardant les anciens réducteurs, ont été développés. Le principe est le suivant: quand un court-circuit apparaît avec une composante apériodique importante, les premiers passages par zéro sont corrects. La protection profite de ces instants pour synchroniser un oscillateur. Ce dernier émet ensuite un signal qui se substitue ensuite au courant secondaire pendant les alternances saturées. D'où le fonctionnement suivant (exemple de la protection LZ 95 de ABB): - un dérivateur amplifie les harmoniques. L'amplitude élevée de ces harmoniques constitue un critère de saturation. - un intégrateur fournit, à partir du courant secondaire, une image du flux dans le réducteur de courant. - Si le flux est supérieur à un seuil donné, et si le taux d'harmonique est élevé, on sait que le réducteur est saturé. Un générateur de signaux sinusoïdaux est asservi en amplitude et en phase au courant secondaire lorsqu'il est sain, c'est à dire pendant les premières périodes qui suivent l'apparition du défaut, puis pendant une demi - période sur deux. Lorsque le réducteur est saturé, le générateur de signaux fournit alors un courant extrapolé de la demi - période précédente. Bibliographie [20], [21], [22], [23] 2 - 1 - 4- Protections de distance numériques 111 / 320

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Elles ne sont pas, dans leur principe, fondamentalement différentes des précédentes, mais l'utilisation de systèmes numériques a permis certaines améliorations. On peut noter: - la possibilité d'acquérir des signaux optiques, issus des réducteurs de mesure à effet Pokkels ou à effet Faraday, et les coder directement en signaux numériques. Ceci doit permettre une bonne immunité aux parasites, - l'échantillonnage des grandeurs d'entrée, c'est à dire des trois tensions, des trois courants, et du courant résiduel à titre de contrôle, par exemple 40 fois par période. Ceci permet de ne plus faire les mesures uniquement à des instants privilégiés, au passage par zéro de grandeurs électriques, mais de manière quasi - continue, comme les protections électromécaniques. Des vérifications appropriées permettent d'éliminer les mesures faites lorsque les transformateurs de courant sont saturés, - la prise en mémoire des grandeurs qui existaient sur le réseau juste avant le défaut. Leur comparaison avec celles présentes pendant le défaut permet de réaliser, rapidement et simplement, les fonctions suivantes, par exemple: . mise en route, par la variation des tensions, . sélection de phase, par la variation des intensités, . direction, par la variation de la puissance. Les mesures de distance sont réalisées en prenant deux échantillons successifs, réalisés aux instants t1 et t2, et en résolvant un système de deux équations à deux inconnues: u1 = R * i1 + L * (di1 / dt) u2 = R * i2 + L * (di2 / dt)

(1)

les grandeurs R et L ainsi obtenues sont ensuite comparées à des seuils, ce qui permet le tracé de caractéristiques dans le plan R - X. Nous retrouvons les mêmes fonctions qu'avec les comparateurs à 2 ou 3 entrées des protections électroniques, par exemple: * la mesure de distance et la mesure de résistance . Nous choisissons le même courant image et le même courant pilote qu'au § 21311, et nous résolvons le système L

d

u1 = R * i1 pilote +

* i1 image + L * τ

dt

L u2 = R * i2 pilote +

( i1 image)

d * i2 image + L *

t

( i2 image) dt

τ étant la constante de temps de la ligne.

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(2)

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* la direction (voir § 21313) Nous reprenons le système d'équation (1), et nous déterminons la position aval du défaut grâce à la table de vérité suivante α2

α1

Défaut aval

Défaut amont

L>0 et R>0 L>0 et R tgα2 L0 et L / R < tgα1

L Icc max * rd + rc Iccmax est le courant de court circuit triphasé si le rapport Zo / Zd est supérieur à 1 (voir 5ème partie, § 111, et fin de §), et le courant de court circuit monophasé dans le cas contraire. D'autre part, lors d'un court circuit sur le nœud électrique, la protection doit déclencher lorsque le courant de court circuit est minimal: I < Iccmin1 Iccmin1 est le courant de court circuit monophasé si le rapport Zo / Zd est supérieur à 1, et le courant de court circuit triphasé dans le cas contraire. De ces inégalités nous tirons: Icc max - Icc min1 rd > rc *

(condition n° 1) Iccmin1

De plus, si le court-circuit est sur le nœud électrique, il faut que la somme des courants donne dans le relais Rd un courant supérieur à I. Or, si un réducteur est saturé, la protection ne peut pas discerner un défaut sur le nœud électrique d'un défaut sur le départ où se trouve ce réducteur. Pour cela il faut qu'aucun réducteur ne soit saturé. Nous pouvons admettre que le courant de court circuit maximal circulant dans chaque départ est égal au courant de court circuit minimal du poste. Mais ici il faut prendre Iccmin2, qui est choisie comme la plus élevée entre le courant monophasé et le courant triphasé, c'est à dire le courant triphasé si Zo / Zd est supérieur à 1. Cette affirmation doit être vérifiée au cas par cas. Prenons le cas le plus contraignant. C'est le cas où un départ est parcouru par le courant de court circuit Iccmin2, et où le courant de court circuit total est Icc max. Soit rf la résistance de la filerie entre ce départ et le relais. La tension aux bornes de son réducteur est: V = rf * Iccmin2 + rd * Iccmax Cette tension doit être inférieure à la tension de coude Vs du réducteur. D'où: Vf - rf * Iccmin2 rd <

(condition n° 2) Iccmax

Il faut bien entendu ajouter à ces conditions des marges de sécurité. Dans la pratique, ces conditions ne peuvent être remplies que si Icc max, Icc min1 et Icc min2 sont peu différentes l'une de l'autre. En particulier, le rapport Zo / Zd doit rester proche de 1. Rappel: Le courant de court circuit monophasé est lié au courant de court-circuit triphasé par: 1 Icc mono = Icc tri *

Zo *(2+)

3

Zd

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2-3-4-2-3- Mise en œuvre. La résistance du relais est élevée vis à vis de la charge de précision des réducteurs, et ces derniers sont facilement saturés. Or, si la conception de cette protection la rend insensible à la saturation, d'autres protections installées en série sur les mêmes circuits courant pourraient en être affectés. C'est pourquoi la protection différentielle doit être alimentée par des réducteurs comportant un enroulement et un noyau magnétique qui lui soient strictement réservés. Ceci peut conduire à un surcôut important lorsqu'il s'agit d'ajouter une protection différentielle de barre dans un poste déjà installé avec des réducteurs ne comportant pas ces dispositions. Pour un poste neuf, le surcôut est en revanche acceptable.

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2-3-4-3- Protection à moyenne impédance et à pourcentage L'inconvénient majeur du système précédent était l'indépendance entre le courant de court-circuit réel et le seuil de déclenchement du relais. Une amélioration a été apportée en utilisant un relais à pourcentage, dans lequel le courant de seuil est une fraction du courant de court-circuit. Le principe est le suivant:

Ia4

Ia3

Ia2

Ia1

Ia1

w Id rd Id2 x ra2 z Id1 ra1 y

Prenons l'exemple du relais RADSS d' ABB Ci - dessus sont représentés les trajets du courant pour une alternance et pour la phase a. Sur l'autre alternance les courants circulent dans les autres diodes, dans le même sens. Le courant différentiel Id circule en sens inverse. La tension entre les points z et w est proportionnelle à ce courant. Les courants en trait plein correspondent au défaut externe au jeu de barres, les courants en pointillé au défaut interne. Les résistances ra1 et ra2 sont égales à une même valeur, notée rs / 2. La tension entre les points x et y est alors proportionnelle à la somme des valeurs absolues des courants issus de chaque départ. La détection se fait en comparant la tension Vwz redressée et la tension Vxy, toujours positive.

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transformateur TMD Id x

alarme

w

Rd3

Sr

D2

mise en route par maximum de Ia

D1 Dr

relais de détection

y

Relais à pourcentage et élaboration de l'alarme - Défaut interne franc Dans ce cas, les réducteurs ne sont généralement pas saturés. Tous les courants sont alors approximativement en phase. Sur l'alternance considérée, le courant Id1 est nul, et Id2 est la somme Ia1 + Ia2 + Ia3 + Ia4, d'où: Id2 = Id Pour tenir compte des erreurs de mesure, la condition de déclenchement est : Id > S * Id2

S S * Vxy / ra2

or le déclenchement a lieu si:

Vwz > Vxy

d'où:

ra2 = rs / 2 = S * rd

(1)

(sur l'autre alternance c'est la résistance ra1 qui est sollicitée)

- Défaut extérieur au nœud électrique Supposons qu'il apparaisse sur le départ 1, à l'extérieur du nœud électrique.

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Si le réducteur de ce départ n'est pas saturé, son courant secondaire Ia1 est égal à Id1. Il est en opposition de phase avec la somme Id2 de ceux des autres réducteurs, et le courant circulant dans le relais rd est nul. Si le réducteur est saturé, il ne fournit plus le courant Ia1. Le courant Id2 se partage alors en deux parties, entre les points w et z, l'une à travers la résistance rd, l'autre à travers la résistance ra1 et le circuit secondaire du réducteur n° 1, qui se comporte alors comme une résistance pratiquement pure. La condition de non - déclenchement est: Vwz < Vxy soit:

rd * Id < (rs / 2) * (Id2 + Id1)

ce qui donne, d'après (1)

Id < S (Id2 + Id1)

Les courants Id1 et Id se partagent suivant l'équation:

(2)

(rf1 + rs / 2) * Id1 = rd * Id

(3)

rf1 étant la somme de la résistance secondaire du réducteur du départ n° 1 et de la filerie le reliant à la protection. comme

Id2 = Id1 + Id

l'équation (2) devient:

Id < S * (2 * Id1 + Id)

soit

Id < 2 * S * Id1 / (1-S)

d'où, d'après (3) et (4):

(rf1 + rs / 2) < 2 *

(4)

S * rd 1-S S et, d'après (1):

rf1 + S * rd < 2 *

* rd 1-S

1-S soit:

rd > rf1 *

(5) S * (1 + S)

Nous choisissons habituellement rd tel que: 1-S rd = rf1 *

(6) S

Le pourcentage S est réglé à 0,8 à EDF. Une valeur plus faible permettrait d'éliminer les défauts résistants, dus par exemple à une mauvaise terre de poste, mais n'autoriserait que des résistances de filerie plus faibles. La résistance rf1 est mesurée à la mise en service, sur chaque réducteur de courant. Les valeurs de rd sont toujours suffisamment élevées pour qu'il soit nécessaire d'utiliser des réducteurs spécifiques, comme pour les protections à seuil constant cf § 2-3-4-2-4. Bibliographie [39]

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2 - 3 - 4 - 4 - Protection basse impédance sur réducteurs performants Lorsque tous les réducteurs d'un poste sont spécifiés pour laisser passer les composantes apériodiques sans se saturer, il n'est plus nécessaire de respecter la condition notée (5) du § précédent. Au contraire, l'impédance du circuit différentiel doit être faible, de manière à ne pas fausser de manière inacceptable les mesures des protections utilisant les mêmes circuits courant, et à ne pas provoquer l'amorçage des dispositifs limiteurs de tension. On peut alors utiliser, sans précautions particulières, des protections différentielles de barres de principe identique aux précédentes, mais où la résistance rd a une valeur faible. Ces protections peuvent alors être utilisées dans des postes dépourvus de réducteurs de mesure comportant un enroulement spécialisé. La seule application qui existe en France est le réseau 400 kV, où des réducteurs performants avaient été installés à une époque où il n'avait pas encore été envisagé d'utiliser des protections différentielles de barres. 2-3-4-5- Protection basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés. Généralement, les protections différentielles de barres utilisent, entre les réducteurs et les relais, des transformateurs auxiliaires placés au plus près des réducteurs principaux. Ils permettent de rattraper les éventuels rapports différents de ces réducteurs, d'un départ à l'autre, et de transporter sur des distances relativement longues des courants d'amplitude nominale plus faible, par exemple 0,1 A au lieu de 1A ou 5A. Mais ces transformateurs peuvent, par leurs caractéristiques, participer au fonctionnement de la protection. Exemple: INX 5 de la firme ABB. Leur circuit interne est à haute impédance, ce qui signifie que dans les transformateurs auxiliaires les courants sont transformés en tensions déphasées de 90° par rapport à leur courant primaire. De cette manière ces courants primaires, qui sont les courants secondaires des réducteurs principaux, n'interagissent pas entre eux.

protection

Faible impédance magnétisante

haute impédance: v = - di / dt

La détection de saturation d'un réducteur principal se fait en comparant le courant et sa dérivée, ou plutôt la tension v et sa primitive. Pendant le temps où un réducteur est saturé, la détection d'un défaut n'est pas prise en compte. Seule est utilisée celle qui a été élaborée pendant les quelques millisecondes qui précèdent la saturation. L'ordre de déclenchement n'est émis que si la détection a eu lieu sur deux alternances consécutives.

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2 - 3 - 4 - 6 - Protection à moyenne impédance et faible consommation Cette protection peut être utilisée sur des réducteurs saturables sans enroulement spécialisé. Son principe est l'utilisation de transformateurs auxiliaires se saturant avant les réducteurs principaux. A ce moment là, les transformateurs auxiliaires se comportent pratiquement comme des court - circuits vis à vis des réducteurs principaux, et ne provoquent pas leur saturation. La protection différentielle de barres a alors vis à vis des transformateurs auxiliaires un comportement identique à celui qui a été vu au §2343. Le point le plus critique est le couplage, où le réducteur principal alimente deux transformateurs auxiliaires, un par nœud électrique. Il faut alors que la tension de coude du réducteur principal, c'est à dire la tension secondaire qui correspond à l'induction le saturant, soit supérieure à la somme de celles de chaque transformateur auxiliaire. A cela il faut ajouter la chute de tension dans les transformateurs auxiliaires eux-mêmes, et la chute de tension dans les autres équipements utilisateurs. Pratiquement, il faut que la tension de coude du réducteur principal soit quatre fois celle de chaque transformateur auxiliaire. Ceci impose une tension de coude faible pour ces derniers, et donc des résistances d'enroulement secondaire, et de liaison avec la protection, faibles elles aussi. 2-3-4-7- Protection différentielle à combinaison linéaire de courant C'est une protection qui ne comporte qu'un seul relais pour les trois phases. Cette disposition permet de simplifier non seulement la partie détection, mais aussi la partie aiguillages, car un seul courant par départ doit être commuté lors des changements de barres. Prenons par exemple la DIFLCL. C'est une protection du type moyenne impédance et faible consommation. La combinaison linéaire utilisée est: I = 2,5 * Ia + 1,5 * Ib + 2 * Ic Si nous voulons qu'elle soit insensible à la non prise en compte du courant de la phase a sur un départ parcouru par le courant de transit maximal Itmax, le seuil de détection doit être supérieur à: 2,5 * Itmax. Si nous voulons que la protection soit sensible à un court circuit monophasé sur la phase b, le seuil de détection doit être inférieur à 1,5 * Iccmono D'où la condition:

1,5 * Iccmono > 2,5 * Itmax

Alors que pour une protection à phases séparées la condition s'écrit: Icc mono > Itmax Nous voyons ainsi que la protection est un peu moins sensible que la protection à phases séparées. Ceci peut limiter son emploi dans les postes où le rapport Zo / Zd est élevé.

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2 - 3 - 4 - 8 - Précautions particulières Les réducteurs de courant utilisés sur les départs transformateur pour la protection différentielle de barres sont des tores placés sur leurs traversées. D'où les particularités suivantes: - si, coté primaire, ces transformateurs sont protégés par des éclateurs placés entre l'extrémité de chaque traversée et la cuve, la connexion entre l'éclateur et la cuve doit passer à l'intérieur du tore, faute de quoi un amorçage , qui ne doit être détecté que par la protection masse - cuve, serait aussi détecté par la protection différentielle de barres, et provoquerait le déclenchement de tous les disjoncteurs du nœud électrique correspondant, - toujours coté primaire, un défaut sur la connexion entre le tore et le disjoncteur est vu comme un défaut barre. Mais l'ouverture des disjoncteurs reliés à la barre n'élimine pas le défaut, qui reste alimenté par le transformateur. L'ouverture du disjoncteur secondaire du transformateur doit donc être commandée , un intervalle sélectif plus tard, par l'automate de défaillance du disjoncteur par exemple.

X disjoncteur

Eclateur

éclateur

Bibliographie [40]

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2 - 3 - 4 - 9 - Protection différentielle numérique Dans chaque tranche le courant est mis sous forme numérique grâce à un convertisseur analogique numérique. Une fibre optique permet la transmission à l'unité centrale de ce courant numérisé, et de la position des sectionneurs d'aiguillage. Ceci permet: - une basse impédance sur le circuit secondaire des réducteurs de courant. Les enroulements des transformateurs de courant des protections de distance peuvent être utilisés; - des distances plus élevées entre tranches et unité centrale, jusqu'à 1200 m; - pas d'interaction entre réducteurs; - pas de problème de charge de filerie, - pas de problème de commutation de courant; - utilisation systématique d'un détecteur par phase, le détecteur à combinaison de courant ne présentant plus aucun intérêt; - Pas de susceptibilité de la filerie aux parasites; - dans l'avenir, adaptation facile aux réducteurs optiques. En revanche, cette protection est un peu plus lente que les protections électroniques.

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2 - 4 - PROTECTION HOMOPOLAIRE 2 - 4 - 1 - But de cette protection Lorsqu'un défaut à la terre est trop résistant, le point représentatif de l'impédance vue par les protections de distance peut être confondu avec un point de fonctionnement normal. Les protections homopolaires, en revanche, peuvent détecter ce type de défaut. 2 - 4 - 2 - Principe de la mesure de puissance Le raisonnement est le suivant: régime n° 1 - réseau sain. A 

Zds = 15

B zdL1 = 5

zdL2 = 5

zds2 = 15









 I1

Rf

Ir1

Vf (zoL1 - zdL1) / 3 = 3,33

I2

Ir2 (zoL2 - zdL2) / 3 = 3,33

Je ne modifie pas ce réseau en ajoutant au point F une force électromotrice Vf égale à la tension en F, en série avec une résistance Rf; régime 2: J'applique au point de défaut F une force électromotrice Ef égale à - Vf et je court-circuite les autres forces électromotrices, sans modifier le réseau; un courant, figuré par les traits en fil fin, circule de part et d'autre de F. D'où: -Vf = R* (Ir1 + Ir2) + (zdL1 + zds1) * I1 + (zoL1 -zdL1) / 3) * Ir1 -Vf = R* (Ir1 + Ir2) + (zdL2 + zds2) * I2 + (zoL2 - zdL2) / 3) * Ir2 Le courant est nul dans les phases saines si le rapport (zos + zoL) / (zds + zdL) est le même de part et d'autre du point de défaut. Si tel n'est pas le cas, je peux soit obtenir les composantes naturelles en résolvant directement le réseau de la figure ci-dessus, soit obtenir les composantes symétriques en utilisant la représentation de l'annexe 1, § 34. régime 3: Je superpose les régimes 1 et 2 et j'obtiens le régime de défaut. Dans le réseau sain il n'y a ni tension résiduelle, ni courant résiduel. Je peux donc obtenir ces grandeurs directement à partir du régime 2.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

PrA = VrA * IrA * cos ϕ

Au point A, la puissance résiduelle est: ϕ étant l'écart de phase entre VrA et IrA, c'est à dire l'argument de zds1.

Le signe de PrA donne la direction du défaut: si PrA est négative, le défaut est sur la ligne, et la protection élabore un ordre de déclenchement. Mais la valeur de PrA est généralement très faible, et son signe mal défini, car zos est souvent constituée de réactances homopolaires de transformateurs, et j est voisin de 90°. C'est pourquoi, afin d'augmenter la sensibilité de la protection et de garantir sa fonction directionnelle, on utilise la valeur: SrA = VrA * IrA * cos (ϕ − ϕο)

ϕo étant généralement réglé à 70°.

2 - 4 - 3 - Principe de la sélectivité La protection élabore un temps de déclenchement somme d'un temps fixe Tf, au moins égal au temps de cycle de réenclenchement, et d'un temps dépendant inversement proportionnel à la puissance Sra. Nous utilisons par exemple une formule telle que: T = Tf + 10 * i / srA T = Tf + 2 * i / srA avec:

pour une intensité nominale de 5 A, pour une intensité nominale de 1 A

Tf = temps fixe réglable, valeur préférentielle 2 s i = paramètre réglable srA= valeur basse tension de la puissance résiduelle au point P1, exprimée en VA.

Sur d'autres protections, les paramètres affichés sont une puissance s et un temps de référence Td. Ceci signifie que si la puissance sra vaut s, la protection déclenche au bout du temps Tf + Td. Nous passons d'une protection à l'autre en posant: i = s * Td / 10 pour le calibre 5 A Plus une protection est éloignée d'un défaut, plus la puissance résiduelle qui la traverse est faible, et donc plus elle met de temps à déclencher. Un tel système fonctionne correctement sur les réseaux 400 kV et 225 kV, où les postes comportent généralement de nombreux départs, et où les transformateurs sont mis à la terre. En revanche, sur le réseau 63 kV, il est souvent mal adapté. En effet, si nous considérons une file de postes 63 kV à deux départs, où les transformateurs 63 kV / 20 kV ont généralement leur neutre primaire isolé, et les transformateurs 225 kV / 63 kV ont une impédance homopolaire élevée, le courant résiduel est le même de part et d'autre de chaque poste, et l'écart de tension d'un poste à l'autre est faible. L'écart de puissance résiduelle, qui est alors proportionnel à l'écart des tensions, peut être trop faible pour assurer une sélectivité correcte.

225 / 63 kV

63 / 225 kV

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Exemple de fonctionnement: Soit une ligne 63 kV d'impédance directe 10 ohm, ce qui correspond à environ 25 km. Nous supposons que son impédance homopolaire est le triple, soit 30 ohm. Les impédances de boucle monophasée (zos + 2*zds) / 3 de part et d'autre de cette ligne sont toutes les deux de 15 ohm, ce qui correspond à des courants de court-circuit monophasé de l'ordre de 3 600 A sur chaque poste d'extrémité. L'argument des impédances est supposé égal à 70°. Le rapport des réducteurs de tension est de 600. Celui des réducteurs de courant est de 100 (In = 5A) . La puissance résiduelle basse tension est donc égale à la puissance résiduelle haute tension divisée par 60 000. La f.e.m. résiduelle Ed est égale à la tension nominale simple, soit 36 373 V. Ceci suppose que la tension préexistant au point de défaut soit égale à la tension nominale. Un défaut de 50 ohm apparaît au milieu de la ligne. La f.e.m. résiduelle Ed alimente alors une impédance de: 50 + ((15 + 5 + 3,33) / 2) * cos 70° + j * ((15 + 5 + 3,33) /2) * sin 70 ° dont la valeur absolue est: 55 ohm. Le courant circulant dans le défaut est de: 36 373 / 55 = 660 A Ce courant se partage également de chaque coté du défaut. En A il vaut donc 330 A, et la tension résiduelle vaut: 330 * 15 = 4 950 V Elle est en avance de 70° sur le courant résiduel. D'où la valeur de la puissance résiduelle haute tension: SrA = 330 * 4950 * cos(70-70) = 1633 500 VA et de la puissance résiduelle basse tension: srA = 1 633 500 / 60 000 = 27,225 VA Si le réglage choisi correspond à un temps dépendant de 1s pour une puissance résiduelle haute tension de 5,4 MVA, c'est à dire une puissance résiduelle basse tension de 90 VA, le paramètre i doit ëtre réglé à 9. Ceci donne, pour un temps fixe de 2 secondes: 9 2 + 10 *

= 5,3 secondes 27,225

nota: la protection comporte aussi, pour éviter les fonctionnements intempestifs sur défaut permanent, un relais de seuil de courant résiduel et un relais de seuil de puissance résiduelle.

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2 - 4 - 4 - Relais directionnel homopolaire compensé Il s'agit d'une amélioration de la protection vue précédemment. Reprenons la figure ci - dessus. Si l'impédance amont, zds1 par exemple, est faible, un défaut proche de l'extrémité P2 de la ligne donne une puissance résiduelle faible au point P1. Pour éviter cet inconvénient, nous utilisons comme tension homopolaire la tension qui aurait pu être mesurée au milieu de la ligne: Vo compensée = Vo - (ZoL / 2) * Io ZoL étant l'impédance homopolaire de la ligne. Si le défaut est en amont, la tension homopolaire compensée est plus faible que la tension homopolaire mesurée au point P1, mais plus élevée que celle mesurée au point P2. La sélectivité est conservée avec les protections situées en P2, avec toutefois une marge plus faible. 2 - 4 - 5 - Protection directionnelle homopolaire avec interdéclenchement Prenons comme exemple la protection 7 SN 21 créée par Siemens , à la demande de l' Electricity Supply Board d' Irlande. Le principe est le suivant:

Info « défaut aval » X

X Info « défaut aval »

Chacune des protections est munie de deux seuils de courant résiduel, un seuil haut, réglable de 0,1 * In à 0,85 * In, et un seuil bas, réglable de 0,7 à 0,85 fois le seuil haut, ainsi que d'un relais directionnel. Si un défaut apparaît sur la ligne, le relais directionnel de chacune des protections émet, contrôlé par le seuil bas, un signal de téléaction à destination de l'autre protection. Cette dernière émet alors un ordre de déclenchement contrôlé par le seuil haut et le relais directionnel. La sensibilité généralement retenue est:

Ir = 0,2 *In

Le temps de fonctionnement est de 200 ms. Cependant cette protection ne peut pas détecter la phase en défaut, et ne peut donc émettre que des ordres triphasés. Si nous voulons pratiquer le réenclenchement monophasé, il faut laisser aux protections de distance le temps de fonctionner, et donc retarder cette protection d'un intervalle sélectif. 2 - 4 - 6 - Protection directionnelle à puissance inverse Afin de pallier l'inconvénient vu au § 243, nous pouvons imaginer une protection utilisant la puissance inverse SiA, au lieu de la puissance homopolaire SrA: SiA = ViA * IiA * cos (ϕ − ϕο) En effet, d'une part un courant inverse est dérivé au droit de chaque poste 63 kV / 20 kV, et d'autre part l'impédance inverse des postes source est faible, ce qui provoque une chute de tension significative le long des lignes. La puissance décroît alors plus fortement au droit de chaque poste, et la sélectivité est plus facile à réaliser. Bibliographie [100], [101], [103]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 QUATRIEME PARTIE (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU ET AUTOMATES

1 - Protection de surcharge

2 - Protection contre les ruptures de synchronisme

3 - Protection de délestage

4 - Automate contre les défaillances de disjoncteur

5 - Réenclencheur

6 - Automate à manque de tension

7 - Automate de régulation de tension

8 - Automate de poste

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1 - PROTECTION DE SURCHARGE Remarque préliminaire: cette protection est destinée à fonctionner pour pallier à des situations de transit anormal, mais équilibré. Les mesures se font toujours sur une seule phase.

1 - 1 - PROTECTION DES LIGNES AERIENNES 1-1-1- Exposé du problème Les lignes à haute tension doivent satisfaire à des conditions relatives à leur insertion dans l'environnement. Ces conditions sont, en France, regroupées dans un document officiel appelé arrêté technique. En particulier, les conducteurs ne doivent jamais descendre au-dessous d'une hauteur minimale, au-dessous de laquelle EDF serait tenu pour responsable des accidents qui pourraient survenir. Par exemple, cette hauteur est de 8,5 m au-dessus d'un terrain agricole, pour une ligne 400 kV. Or un conducteur parcouru par un courant s'échauffe, et donc s'allonge, et son point le plus bas s'abaisse. Pour une température extérieure donnée, et un vent donné, nous pouvons donc calculer une intensité maximale au-delà de laquelle, en régime permanent, l'arrêté technique n'est plus respecté. Les formules et abaques permettant ces calculs peuvent être consultés dans les directives ligne, § L13 et L14. Les personnes chargées de la conduite du réseau ont donc, parmi leurs préoccupations, celle de ne pas dépasser cette limite. Pour les aider, et pour assurer, quoiqu'il arrive, la sécurité des tiers, des équipements, appelés protections de surcharge de ligne, sont installés. 1-1-2- Principe des protections de surcharge ligne Pour une saison donnée, et pour une région donnée, les données statistiques fournies par l'office météorologique permettent de fixer une température maximale θ1 de l'air ambiant. Pour une ligne donnée, nous connaissons la température maximale θ3 des conducteurs, au-delà de laquelle l'arrêté technique n'est plus respecté. Nous fixons une température intermédiaire θ2 des conducteurs. Cette température est celle que la ligne ne doit pas dépasser en régime permanent, l'écart entre θ2 et θ3 permettant au centre de conduite d'avoir le temps de réagir en cas de surcharge. A un couple de valeurs θ1 et θ2 correspond une intensité maximale admissible en permanence notée IMAP. Le fonctionnement est alors le suivant, pour une ligne 400 kV: - si le courant sur la ligne dépasse la valeur IMAP, le centre de conduite est prévenu, mais seulement au bout de 30 secondes. En effet, si un défaut fugitif provoque le déclenchement d'une ligne, le système de réenclenchement automatique la remet en service au bout de quelques secondes (voir § 5). Pendant le temps où cette ligne est coupée, la charge se reporte sur les lignes voisines, où l'intensité peut dépasser la valeur IMAP pendant quelques secondes, puis tout rentre dans l'ordre. Or ce temps est trop faible pour provoquer un échauffement significatif des conducteurs. Il est alors inutile de déranger le centre de conduite. - deux autres valeurs sont utilisées, IS1 et IS2. La première est telle que si la température de la ligne en régime permanent était précédemment θ2, elle atteigne θ3 au bout de 20 minutes, et la seconde, plus élevée, est telle que dans les mêmes conditions la ligne atteigne θ3 au bout de 10 minutes. Le centre de conduite est donc prévenu par deux alarmes: - la première apparaît si le courant est compris entre IMAP et IS1, et dès lors l'agent chargé de la conduite du réseau sait qu'il dispose de 20 minutes pour faire cesser la surcharge. Il tente de le faire en agissant sur le schéma du réseau et les valeurs des consignes de réglage des groupes de production. - la seconde apparaît si le courant est compris entre IS1 et IS2. Le centre de conduite ne dispose plus alors que de 10 minutes pour faire cesser la surcharge. Pour cela il coupe l'alimentation d'une partie des consommateurs en utilisant les protections de délestage (voir § 3).

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Si au bout du temps dont il dispose, la surcharge n'a pas cessé, la protection envoie un ordre de déclenchement au disjoncteur de la ligne. Si l'intensité est supérieure à IS2, la protection envoie son ordre de déclenchement au bout de une minute. Le centre de conduite n'a pas le temps d'agir dans ce cas. Mais tout doit être mis en œuvre pour que cette situation ne se produise jamais. Sinon le déclenchement de la ligne surchargée provoque l'apparition de surcharges sur les lignes voisines, ce qui, de proche en proche, peut conduire à l'effondrement général du réseau. Pour les lignes de tension inférieure, le principe est le même, mais la mise en œuvre est plus simple. 1-1-3-Exemple Considérons une ligne 400 kV, avec trois conducteurs en faisceau en almélec de 511 mm, de construction récente. Le tableau de réglage est le suivant:

été θ1

35 °

Printemps automne 25 °

Hiver doux 15 °

Hiver froid 5°

θ2

60 °

60 °

60 °

60 °

θ3

75 °

75 °

75 °

75 °

Imap

2685 A

3405 A

3405 A

3790 A

Is1

3490 A

4090 A

4090 A

4360 A

Is2

4570 A

5110 A

5305 A

5305 A

La protection comporte 12 seuils, qui sont tous télécommandables depuis le centre de conduite.

Remarques: - la température θ3 = 75° est l'hypothèse généralement admise pour la construction des lignes. Mais au cours de son existence, une ligne peut se détendre par fluages. Le profil en long de la ligne doit donc être vérifié périodiquement. Si la ligne s'est détendue, il faut, dans un premier temps, baisser les seuils de température, donc d'intensité, et dans un second temps, retendre la ligne. - Une ligne neuve se refroidit moins bien qu'une ligne ancienne. En effet, ses conducteurs se comportent comme des corps brillants et rayonnent faiblement, alors qu'une ligne ancienne se rapproche davantage d'un corps noir. - la détermination des seuils IMAP, IS1, IS2 doit se faire sur l'élément le plus faible de la liaison. Ce peut être la ligne, ou un tronçon de cette ligne si elle n'est pas homogène, ou un appareil haute tension, disjoncteur, sectionneur, réducteur de courant, circuit bouchon.

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75°

60°

t=0

t = 10 mn

t = 20 mn

Avant l'instant t = 0, la ligne transite un courant égal à IMAP - ε, il fait 35 ° et la température de la ligne est 60 °. Si un courant Is1 - ε apparaît, la température monte à 75 ° en 20 minutes, puis la ligne est mise hors tension et se refroidit (courbe jaune). Si un courant Is2 -ε apparaît, la température monte à 75 ° en 10 minutes, puis la ligne est mise hors tension et se refroidit (courbe violette).

Bibliographie [41]

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1 - 2 - PROTECTION DE SURCHARGE DES TRANSFORMATEURS 1-2-1 Exposé du problème Dans la norme CEI 76-1, on distingue : - les transformateurs de type sec,

à ventilation naturelle à ventilation forcée

- les transformateurs immergés dans l'huile, à circulation naturelle et ventilation naturelle à circulation naturelle et ventilation forcée à circulation forcée et ventilation naturelle à circulation forcée et ventilation forcée Les transformateurs de grande puissance utilisés à EDF sont du dernier type. Ce sont ceux qui permettent le meilleur refroidissement, mais qui exigent la surveillance la plus complète. 1-2-2- Principe de la protection Les plus élaborées utilisent deux grandeurs d'entrée: - l'intensité - la température de l'huile Ses réglages dépendent, comme ceux des protections de ligne, de la température maximale observable pendant la période de l'année considérée. On définit les seuils suivants: - L'intensité nominale In C'est la valeur au-dessous de laquelle le transformateur ne subit aucune détérioration particulière. Dans ces conditions la ventilation naturelle est suffisante, à condition que les pompes de circulation d'huile fonctionnent normalement. Elle a une valeur fixe, déterminée en prenant en compte la température extérieure maximale. - L'intensité Is. Si l'intensité In est dépassée, mais si l'intensité Is n'est pas atteinte, le vieillissement du transformateur s'en trouve accéléré, mais il n'y a pas de conséquences immédiates. Le centre de conduite est prévenu, mais la protection n'émet pas d'ordre de déclenchement. En revanche, si le seuil Is est dépassé, le transformateur risque de se dégrader rapidement. La protection, après avoir envoyé une alarme au centre de conduite, émet un ordre de déclenchement aux deux disjoncteurs encadrant le transformateur, au bout de 20 minutes. Ce seuil dépend de la saison considérée et du type de transformateur. On retient généralement: Is = 1,15 * In en été Is = 1,25 * In en hiver doux Is = 1,35 * In en hiver froid - l'intensité Im = 1,5 * In Si ce seuil est dépassé, la protection, après avoir envoyé une alarme au centre de conduite, émet un ordre de déclenchement aux deux disjoncteurs encadrant le transformateur au bout de 5 minutes. - la température θ1: Si la température de l'huile du transformateur est supérieure à cette valeur quand le seuil de courant Is est franchi, le même traitement que précédemment est réalisé dès que l'intensité dépasse 1,1 * Is. Cette température dépend du transformateur. Elle est de l'ordre de 60°. - la température θs: C'est la température de sécurité, au-delà de laquelle le transformateur doit être mis hors service. Elle dépend du type de transformateur. Elle est généralement de l'ordre de 90°.

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Le fonctionnement est le suivant: - le seuil In est dépassé. Les ventilateurs des aéroréfrigérants sont mis en service. Un compteur horaire est démarré, destiné à totaliser le nombre d'heures de fonctionnement du transformateur à une intensité supérieure à In. Le centre de conduite est alerté, mais seulement au bout de 20 secondes afin d'éviter les alarmes intempestives pendant les cycles de réenclenchement. - le seuil Is est dépassé. Le centre de conduite est alerté au bout de 20 secondes. Il a 20 minutes pour tenter de faire cesser la surcharge. Au bout de ce temps la protection commande le déclenchement des disjoncteurs encadrant le transformateur. - le seuil Im, ou 1,1 * Is, est dépassé. Le centre de conduite est alerté au bout de 20 secondes. Il a 5 minutes pour faire cesser la surcharge, faute de quoi le transformateur est mis hors réseau. - la température θs est dépassée. La protection envoie une alarme au centre de conduite, mais ne commande pas de déclenchement automatique. En effet, cette situation n'est pas nécessairement due à une surcharge mais peut provenir de l'arrêt des pompes de circulation d'huile, elle même consécutive à une panne d'auxiliaires . (voir huitième partie, §3). Dans ce cas, le retour à la normale peut parfois être obtenu sans mise hors réseau du transformateur. De telles protections sont utilisées pour les transformateurs raccordés au réseau 400 kV. Les protections de surcharge des transformateurs raccordés au réseau 225kV ne comportent pas de mesure de température. - the threshold Im, or I'm, is overcome. The control centre is warned after 20 seconds. It has 5 minutes to try and stop the overload. At the end of this time, the protective relay orders tripping the circuit breakers framing the transformer Bibliographie [42]

1 - 3 - PROTECTION DE SURCHARGE DES CANALISATIONS SOUTERRAINES Les constantes de temps décrivant l'échauffement des câbles souterrains sont beaucoup plus longues que celles décrivant l'échauffement des conducteurs aériens. Il n'a donc pas été jugé utile d'installer des protections de surcharge sur ces ouvrages.

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2 - PROTECTION CONTRE LES RUPTURES DE SYNCHRONISME 2 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME Lorsque le réseau fonctionne correctement, tous les alternateurs tournent à la même vitesse électrique (vitesse mécanique multipliée par le nombre de paires de pôles), mais leurs forces électromotrices sont décalées entre elles d'un angle qui dépend de leurs consignes de réglage et de la structure du réseau sur lequel ils débitent. Le système est stable. S'il y a incohérence entre ces consignes et le réseau, le système peut devenir instable et une ou plusieurs machines peut tourner à une vitesse différente de l'ensemble des autres. C'est la perte de stabilité statique. Lorsqu'un court-circuit apparaît, les alternateurs proches de ce court-circuit débitent alors sur une impédance faible, mais constituée essentiellement d'éléments inductifs, lignes, transformateurs... La puissance active se trouve alors paradoxalement diminuée, et les alternateurs, qui, avant action de leurs systèmes de régulation, reçoivent toujours la même puissance mécanique, accélèrent et peuvent tourner à une vitesse supérieure à celle des alternateurs plus éloignés du défaut. C'est la perte de stabilité dynamique. Dans les deux cas il faut: - éviter le déclenchement anarchique des disjoncteurs par les protections contre les courts - circuits. C'est le rôle des dispositifs antipompage des protections de distance. - créer, en ouvrant des disjoncteurs prédéterminés, des zones où production et consommation s'équilibrent, de manière à isoler la zone "malade" des zones saines. Après quoi, si dans la zone malade les alternateurs ne réussissent pas à retrouver le synchronisme, les centrales sont si possible îlotées, puis le réseau est progressivement remis en service à partir des zones saines. Pour créer ces zones, les pertes de synchronisme sont détectées par des battements de tension, que nous pouvons schématiquement représenter comme suit:

tension

0

amplitude de la source A

distance électrique de la source A

amplitude maximale et amplitude minimale au point C

amplitude maximale et amplitude minimale au point B

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amplitude de la source B

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tension au point C

premier battement

deuxième battement

troisième battement

Ces battements sont utilisés pour effectuer le découpage en trois étapes successives, de manière à cerner progressivement la zone malade ( voir cinquième partie, §3).

2 - 2 - DESCRIPTION DE LA PROTECTION Elle utilise la tension sur une seule phase. Une baisse de la valeur crête de cette tension, égale ou supérieure à Vn / 50, entre deux alternances consécutives donne une impulsion indiquant une baisse. Une hausse de cette même valeur crête, égale ou supérieure à Vn / 50, entre deux alternances consécutives, donne une impulsion indiquant une hausse. Un battement est identifié comme une suite de plus de 10 impulsions de baisse, suivie d'au moins 4 impulsions de hausse. Il est confirmé seulement si la valeur minimale de la tension crête est inférieure à 0,65 fois la valeur maximale (réseau 400 kV et 225 kV), ou 0,80 fois la valeur maximale (réseau 90 kV et 63 kV), ceci afin d'éviter le fonctionnement de la protection sur de simples oscillations de puissance. L'ordre de déclenchement est émis quand la tension monte, et lorsqu'elle est supérieure à la moyenne entre tension maximale et minimale, ceci afin que le courant à couper ne soit pas trop élevé.

Bibliographie [43]

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3 - PROTECTIONS DE DELESTAGE 3 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME Lorsque la production est insuffisante par rapport à la consommation, les alternateurs ralentissent, et la fréquence baisse. Normalement cette baisse de fréquence est mise à profit par les régulateurs des groupes pour rétablir l'équilibre. Mais si la puissance disponible est insuffisante, les groupes atteignent leur puissance maximale et la fréquence continue à baisser. Si elle descend au-dessous de 49 hz, valeur fixée en France par arrêté ministériel, EDF est autorisée à procéder à des coupures de clients, appelées délestages, pour rétablir l'équilibre. Si la fréquence continue à descendre, d'autres clients sont coupés. Les derniers coupés sont les clients prioritaires. Ensuite les centrales sont séparées du réseau, mais elles continuent à fonctionner en alimentant uniquement leurs auxiliaires. On dit alors qu'elles sont îlotées. Elles peuvent ainsi être de nouveau connectées rapidement au réseau, dès que le centre de conduite a retrouvé la maîtrise de la situation. Nous avons vu au §1 que le centre de conduite peut aussi être amené à ordonner des délestages pour faire cesser des surcharges. 3 - 2 - PRINCIPE DES PROTECTIONS DE DELESTAGE Elles sont installées dans les postes de transformation 225 / 20 kV; 90 / 20 kV; 63 / 20 kV. - circuits de mesure: . chacun de ces circuits est alimenté par la tension de la barre, ou d'une des barres, située coté primaire; . la grandeur sinusoïdale correspondante est transformée en créneaux de même période; . un dérivateur crée une impulsion à chaque passage par zéro de la grandeur précédente; . l'intervalle de temps séparant chaque impulsion est comparé à une base de temps réglée pour la fréquence voulue; . une mémoire temporaire transforme l'information fugitive obtenue à la suite de la comparaison précédente en ordre logique. Le temps de fonctionnement de l'ensemble est de 200 ms. - seuils utilisés Les circuits de mesure sont au nombre de 4, correspondant aux seuils suivants: . 49 hz . 48,5 hz . 48 hz . 47,5 hz

-

ouverture de départs correspondant à 20% de la charge ouverture de départs correspondant à 20% de charge supplémentaire ouverture de départs correspondant à 20 % de charge supplémentaire ouverture de départs correspondant à 20% de charge supplémentaire

Au-dessous de cette valeur, seuls les clients prioritaires, essentiellement les hôpitaux, restent alimentés. Les quatre seuils de délestage sont périodiquement permutés, de manière à ce que les premiers clients coupés ne soient pas toujours les mêmes. Ces équipements possèdent, de plus, un relais d'acquisition d'ordres extérieurs pour les délestages volontaires. Les groupes de production possèdent un relais de fréquence à un seul circuit de mesure, réglé à 47 hz, et qui l'îlote sur ses auxiliaires.

Bibliographie [44]

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4 - AUTOMATE CONTRE LES DEFAILLANCES DE DISJONCTEUR Sa fonction est de détecter la non - ouverture d'un disjoncteur en constatant que l'ordre émis n'est pas retombé au bout d'un intervalle sélectif après le début de son émission. Il émet alors un ordre de déclenchement à tous les disjoncteurs du même jeu de barres. 4 - 1 - PROBLEMES POSES - Un fonctionnement intempestif a des conséquences graves: il fait perdre tout un nœud électrique. - Les ordres de déclenchement doivent être aiguillés, suivant les mêmes circuits que ceux de la protection différentielle de barres. - La non - retombée de la protection risque de provoquer le fonctionnement de l'automate. En particulier, une protection différentielle de ligne ne retombe que lorsque les deux disjoncteurs sont ouverts. 4 - 2 - SOLUTIONS - L'émission d'un ordre de déclenchement est validé par des relais de courant, qui vérifient qu'un courant existe toujours dans les phases du départ. - Lorsqu'une protection différentielle de barres existe, l'automate contre les défaillances de disjoncteur lui est associé: il utilise les aiguillages de la protection différentielle de barres, qui utilise elle même les circuits de déclenchement de l'automate.

automate de défaillance de

aiguillage de protection différentielle de barres

disjoncteur

automate de défaillance de disjoncteur

relais de mesure de la protection différentielle de barres X

X

S'il n'y a pas de protection de barres, il faut adjoindre des circuits d'aiguillage aux automates. - Le relais Buchholz ne retombe pas, et de plus il peut fonctionner pour un courant faible. Le contrôle d'ouverture du disjoncteur se fait, dans ce cas, par le contact auxiliaire de position de ce disjoncteur.

Bibliographie [45], [46]

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5 - REENCLENCHEURS 5 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME 5-1-1- Défauts fugitifs Les courts-circuits apparaissant sur les lignes aériennes sont, dans environ 95% des cas, des défauts fugitifs. Prenons un exemple: un coup de foudre tombant sur un conducteur crée, entre la structure métallique du pylône reliée à la terre d'une part, et le conducteur d'autre part, une différence de potentiel suffisante pour qu'un arc s'amorce entre eux. L'arc se produit généralement entre le conducteur et l'anneau de garde de l'isolateur le supportant. L'air devient alors ionisé, et l'arc subsiste jusqu'à disparition de la tension. Après cette mise hors tension, l'air se dé-ionise. Le temps de dé-ionisation est donné par la formule empirique suivante, dite formule de Van Warrington: n= 10,5 + Un / 34,5

n est le nombre de périodes et U la tension nominale entre phases, en kV.

Nous trouvons par exemple 0,44 secondes en 400 kV à 50 hz. Une fois ce laps de temps écoulé, la ligne peut être remise sous tension. Cependant, ce temps doit être majoré pour tenir compte des phénomènes suivants: - les deux extrémités de la ligne ne déclenchent pas en même temps. Ceci dépend de la présence ou non de téléactions, et de l'éventuelle mise en route séquentielle d'une des protections, - si une seule phase est déclenchée aux deux extrémités, les autres phases créent, par couplage capacitif, une tension sur cette phase, et le temps d'élimination de l'arc se trouve allongé. Ce phénomène est surtout sensible sur les lignes longues à deux circuits, où l'arc peut, dans certains cas, ne pas s'éteindre. Les autres causes de défaut fugitif sont: (liste non exhaustive) - balancement des conducteurs sous l'effet du vent, - objets divers charriés par le vent, - brouillard givrant, - pluie en zone polluée, - branche d'arbre proche d'une ligne, et brûlée par l'arc, 5-1-2- Défauts permanents Ils peuvent être dus aux causes suivantes: (liste non exhaustive) - rupture d'un câble, ou de sa pince d'ancrage, et chute sur le sol, - chute d'un arbre, ou d'une grue, sur la ligne, - acte de malveillance conduisant, par exemple, à la ruine d'un pylône, - détoronage d'un brin de conducteur, qui s'approche d'une autre masse métallique. De tels incidents, heureusement assez rares, peuvent constituer un danger pour les tiers, et il faut s'efforcer de minimiser les risques. Une protection ne peut pas savoir si un défaut est permanent ou fugitif. Il est nécessaire de renvoyer la tension sur la ligne pour le savoir. Or il a été constaté que, lorsque un conducteur tombe sur une route, pendant les premières minutes qui suivent, les personnes présentes n'osent pas, à juste titre, le toucher. Puis, au bout d'une dizaine de minutes, les plus impatients supposent que le câble est hors tension, et prennent l'initiative de le déplacer s'il constitue une gêne pour la circulation. Il est dès lors dangereux de tenter de remettre la ligne sous tension.

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D'où l'idée de réaliser des réenclencheurs qui réussissent, dans un laps de temps généralement inférieur à une minute, à remettre sous tension les lignes affectées d'un défaut fugitif, quelle que soit la situation. Dès lors, si le réenclencheur échoue, l'exploitant peut être quasiment certain qu'il s'agit d'un défaut permanent et ordonne une visite de ligne. Nota: les défauts sur les transformateurs et les câbles souterrains sont toujours permanents. On s'efforce de ne jamais renvoyer la tension sur ces ouvrages. Les défauts barre, bien que pouvant être fugitifs, sont, sur les réseaux 400 kV et 225 kV, traités comme des défauts permanents. 5 - 2 - FONCTIONS DES REENCLENCHEURS 5-2-1- Précautions lors de la remise sous tension d'une ligne 5-2-1-1- Défauts monophasés. Si les protections font déclencher les deux extrémités d'une phase, les deux autres phases de la ligne maintiennent entre les réseaux situés à ses extrémités une liaison suffisante pour que les tensions aux postes d'extrémité soient peu affectées. Le réenclenchement peut alors se faire sans précaution particulière. Cependant, si le réenclenchement n'a pas lieu, le déclenchement du disjoncteur est commandé sur les deux autres phases par un relais temporisé qui constate la discordance de pôles. Si le réenclenchement échoue, il est très probable que le défaut soit permanent. Le disjoncteur reçoit alors un ordre de déclenchement triphasé . Le réenclencheur est de nouveau mis en route par la protection, mais ne commande pas, sauf cas particulier (voir § 5223) un second réenclenchement. Le réenclenchement monophasé est utilisé à EDF sur les lignes 400 kV et 225 kV uniquement. Sur ces lignes, en effet, la proportion de défauts monophasés est respectivement de 90% et 84 %. Sur les lignes de tension plus faible, où cette proportion est moins favorable, et où les conséquences d'une coupure triphasée sont moins graves, cette pratique n'a pas été étendue. 5-2-1-2- Défauts bi - ou triphasés. Ils provoquent l'ouverture des disjoncteurs de la ligne sur les trois pôles. A partir de ce moment là, les tensions sur les postes d'extrémité peuvent tourner rapidement l'une par rapport à l'autre, car le réseau vient d'être perturbé par un court-circuit. Si le réenclenchement est ordonné sans contrôle, il peut venir se placer au moment où les tensions sont en opposition de phase, ce qui aurait les mêmes conséquences qu'un court-circuit. D'où deux méthodes possibles: 5-2-1-2-1- Réenclenchement rapide Il est effectué, aux deux extrémités, sans contrôle de tension, au bout d'un temps aussi court que possible, de l'ordre de 0,8 secondes généralement. Nous admettons alors que pendant ce temps les tensions n'ont pas eu le temps de varier notablement. Un tel système suppose que le réseau s'y prête. C'est le cas lorsque la puissance unitaire des groupes de production est faible par rapport à la puissance totale du réseau, et que ce réseau est bien maillé. Des études de stabilité sont nécessaires pour le valider. D'autre part les déclenchements aux deux extrémités doivent être bien synchronisés. Ceci suppose l'emploi systématique de systèmes permettant cette synchronisation: protections à comparaison de phase, protections différentielles, ou protections de distance fonctionnant dans des schémas de téléprotection tels que le déclenchement conditionnel avec dépassement, le schéma à blocage, ou l'extension de zone (voir § 2151 de la troisième partie). Ce système ne peut fonctionner ni s'il y a risque de mise en route séquentielle, ni si le déclenchement provient des protections homopolaires. Il est utilisé dans de nombreux pays, mais en France les difficultés qui ont longtemps existé pour mettre en place des téléactions nous ont conduit à opter pour le système suivant.

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5-2-1-2-2- Réenclenchement lent. Nous choisissons, sur une ligne, une extrémité prioritaire, par où s'effectuera la remise sous tension. C'est le «renvoi barre sur ligne» A l'autre extrémité, nous attendons que la tension soit revenue sur la ligne, et nous la comparons alors, en amplitude et en phase, pendant un temps de l'ordre de 5 secondes appelé temps de glissement, à la tension mesurée sur une barre du poste. Si l'écart est suffisamment faible, le réenclenchement est ordonné. Sinon, le centre de conduite, qui est alerté, agit sur le réseau pour réduire l'écart. C'est le «rebouclage» Le choix des extrémités de renvoi et de rebouclage tient compte de la proximité des groupes de production: on s'efforce de ne pas renvoyer la tension par l'extrémité proche d'un groupe, afin de ne pas lui faire subir un couple de torsion qui risquerait de l'endommager. Si cette situation ne peut pas être éludée, par exemple lorsque des groupes se trouvent situés à proximité des deux extrémités, les renvois sont décalés dans le temps entre les lignes, pour éviter des a - coups trop rapprochés sur les arbres des groupes. C'est cette méthode qui est utilisée sur le réseau EDF. Notons cependant que sur les antennes passives, essentiellement en 90 kV et 63 kV, nous utilisons le renvoi de tension rapide (0,3 secondes) entre la retombée de la protection et l'émission de l'ordre de réenclenchement, qui est suivi d'un réenclenchement lent, à échéance du temps de récupération du disjoncteur. Pour les lignes en antenne alimentant un client autoproducteur, c'est à dire un client possédant un générateur de puissance généralement faible vis à vis de la puissance du réseau, l'extrémité située coté client peut être déclenchée par une protection homopolaire. Les barres du client peuvent ensuite se trouver hors tension après déclenchement du générateur local. Il faut alors pouvoir renvoyer la tension sur les barres. C'est le «renvoi ligne sur barres» (peu utilisé). 5-2-2- Causes d'échec du réenclenchement - remèdes. 5-2-2-1- Apparition de deux défauts à moins de une minute d'intervalle. Lorsqu'un disjoncteur reçoit un ordre d'enclenchement, il faut être certain qu'il pourra exécuter un ordre de déclenchement immédiatement après l'enclenchement si le défaut est permanent. Or, lorsqu'il a été déclenché sur un court-circuit, puis enclenché, il n'est plus capable d'être de nouveau déclenché, puis enclenché, puis déclenché (cycle Ouverture - Fermeture - Ouverture). Il faut attendre que des pompes de regonflage, situées dans son armoire de commande, aient reconstitué la réserve d'énergie nécessaire à son fonctionnement( ressort ou azote sous pression). Le temps nécessaire est appelé temps de récupération. Dans les disjoncteurs actuels, il est de l'ordre de la minute, mais peut varier d'un type à l'autre. D'où les dispositions suivantes: - défaut apparaissant moins de 3 secondes après un réenclenchement sur défaut mono- ou polyphasé. Le réenclencheur considère qu'il s'agit d'un défaut permanent, et n'émet pas d'ordre de réenclenchement, sauf s'il s'agit d'une ligne longue à deux circuits (voir ci-dessous). Ce temps est appelé temps de blocage, - défaut monophasé apparaissant moins de une minute après réenclenchement sur un premier défaut monophasé, sur la même phase. Le disjoncteur est déclenché sur les trois phases, puis enclenché au bout de une minute en renvoi ou rebouclage, conformément à la consigne locale, - défaut triphasé apparaissant moins d'une minute après réenclenchement sur un défaut monophasé ou triphasé. Même séquence,

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- défaut monophasé apparaissant après un défaut monophasé, mais sur une autre phase. Le cycle de réenclenchement est effectué normalement. Nota: Si, au bout du temps de récupération, la pression de la commande du disjoncteur n'est pas rétablie, le réenclencheur attend que cette pression redevienne correcte pour émettre son ordre. 5-2-2-2- Non fonctionnement d'un réenclencheur à une extrémité. . Une ligne qui reste hors tension après un défaut constitue une contrainte grave pour la conduite du réseau. En effet, il faut, dans ce cas, effectuer une visite de ligne pour s'assurer qu'il n'existe aucune avarie susceptible de mettre en danger la vie des riverains. Une simple mise sous tension automatique par une extrémité présente donc un grand intérêt, même si la ligne n'est pas remise en service. D'où la fonction «inversion des consignes»: si, à l'extrémité choisie pour le renvoi barre sur ligne, le réenclenchement n'a pas lieu, cette fonction autorise, à chacune des extrémités et après un temps donné, le renvoi barre sur ligne et le rebouclage. Ceci permet a minima la remise sous tension de la ligne par l'extrémité initialement choisie pour le rebouclage. Cette fonction n'est utilisée que si la topologie du réseau le permet. 5-2-2-3- Ligne longue à deux circuits Sur de telles lignes, nous avons vu que lors de la mise hors tension d'une phase, la tension capacitive obtenue par couplage avec les autres conducteurs pouvait maintenir l'arc. Le réenclenchement monophasé échoue donc. La ligne est alors déclenchée sur les trois phases, aux deux extrémités, mais la fonction «double réenclenchement » permet un nouvel essai, après échéance du temps de récupération. 5-2-3- Echanges d'informations entre protections, réenclencheur, et disjoncteur - Mise en route du réenclencheur: suivant les types de réenclencheurs, elle est commandée par l'apparition ou la retombée de l'ordre de déclenchement issu de la protection. - Déclenchement triphasé sur défaut monophasé: la protection envoie un ordre de déclenchement monophasé au disjoncteur, et met en route le réenclencheur. Ce dernier, qui possède les informations interdisant le réenclenchement monophasé, envoie au disjoncteur un ordre de déclenchement sur les deux autres phases, puis, s'il en a l'autorisation, met en route un cycle de réenclenchement triphasé. - Enclenchement sur défaut: lors du réenclenchement d'une ligne en renvoi barre sur ligne, ou de sa remise sous tension par un exploitant, tout défaut détecté doit être éliminé sans délai. De plus, la fonction directionnelle de la protection est inopérante en cas d'enclenchement sur défaut triphasé franc (cas de tresses de mises à la terre oubliées) et de plus le déclenchement est toujours triphasé. Le réenclencheur envoie alors à la protection une information d'enclenchement. Cette dernière émet un ordre de déclenchement sur mise en route, parfois temporisé d'une cinquantaine de millisecondes, pour éviter les déclenchements intempestifs sur les harmoniques 2 du courant, dus à la saturation dissymétrique des transformateurs à l'enclenchement (voir annexe 5). Nota: l'enclenchement manuel d'une ligne se fait toujours en passant par l'automate de réenclenchement, qui vérifie que les tensions correspondent bien à l'une ou l'autre des conditions suivantes: renvoi barre sur ligne

renvoi ligne sur barres

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rebouclage

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- liaisons aérosouterraines. Lorsqu'une liaison comporte une arrivée en câble souterrain dans un poste, ce câble est protégé par une protection masse - câble ou une protection différentielle de câble (voir troisième partie, § 16 et 232), fonctionnant en parallèle avec les protections de la ligne. Si un défaut apparaît sur le câble, un essai de renvoi est inutile et peut être nocif pour deux raisons: . échauffement supplémentaire de la gaine du câble. Mais généralement cet échauffement ne conduit pas à une détérioration supplémentaire, . danger pour les personnes. En effet, si le défaut est provoqué par un engin arrachant malencontreusement le câble, le conducteur de l'engin peut avoir l'idée de descendre dans la fouille. Un renvoi au bout de plusieurs secondes peut alors provoquer un accident. En revanche, un renvoi rapide, dans la seconde qui suit, est beaucoup moins dangereux. C'est pourquoi la disposition suivante est adoptée: . Dans tous les cas la protection de câble inhibe le réenclencheur local. . S'il y a danger pour les personnes, on fait en sorte que le renvoi ne puisse pas se produire par l'autre extrémité, soit en mettant en renvoi l'extrémité où se trouve le câble, et en interdisant l'inversion des consignes et le cycle monophasé, soit en inhibant le réenclencheur de l'autre extrémité par une liaison de téléaction. Cette disposition est prise essentiellement lorsque le câble traverse des zones industrielles ou des zones habitées. 5-2-4- Utilisation des réenclencheurs par les exploitants Les consignes des réenclencheurs doivent pouvoir être modifiées rapidement par les exploitants. Notons les cas suivants, à titre d'exemple: - Formation de files à la sortie des centrales. Sur la liaison reliant un groupe de production au poste le plus proche du réseau de transport, les seuls réenclenchements réalisés sont les réenclenchements monophasés, et les renvois depuis les barres du poste. Coté groupe, où le renvoi est interdit, le rebouclage est réalisé par le synchrocoupleur du groupe, qui, sur ordre de la personne chargée de conduire la centrale, agit sur la régulation du turboalternateur pour l'amener au synchronisme. Si, pour des raisons de répartition de charge, le centre de conduite crée une file de production, les autres lignes de la file doivent être traitées de la même manière.


X

X

X

poste B

poste C

centrale

poste A

les couplages des postes A et B sont ouverts, et l'énergie de la centrale arrive intégralement sur le poste C - travaux sous tension Lorsque des personnes travaillent sous tension sur un ouvrage du réseau, il est impératif qu'en cas d'incident ou d'accident, heureusement extrêmement rare, un renvoi de tension ne vienne alourdir le bilan en causant des dommages à ceux qui viendraient leur porter secours. Les réenclencheurs sont alors mis hors service. Sur ces deux exemples, nous voyons qu'il est nécessaire que le centre de conduite ait la possibilité de télécommander les consignes des réenclencheurs. 5 - 3 - MISE EN ŒUVRE - voir § 6 - 2

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6 - AUTOMATE A MANQUE DE TENSION - ATRS 6 - 1 - POSITION DU PROBLEME Il peut arriver qu'à la suite de déclenchements dus aux protections contre les courts -circuits, ou aux protections contre les situations anormales de réseau, des disjoncteurs se trouvent mis hors tension. Cette situation, qui correspond souvent à une coupure de clientèle, est prise en compte par des automates qui, généralement, dans un premier temps, font ouvrir le disjoncteur, et, dans un deuxième temps, utilisent le retour de tension sur l'une des bornes, ou sur les deux, pour le refermer conformément à des consignes prédéterminées. Les situations suivantes peuvent se produire: 6-1-1- Poste en bascule En fonctionnement normal, il est dans la situation suivante: poste A

poste B

Ac

X

Bc

X

Ca

X

Cb

X 63 kV ou 90 kV

poste C X

X

consommation 20 kV Un défaut permanent apparaît sur la ligne AC. Le disjoncteur Ac s'ouvre, et le disjoncteur Ca est hors tension. Nous voulons réalimenter automatiquement le poste C par la ligne BC. Après échec du renvoi par le disjoncteur Ac, l'automate à manque de tension de Ca ordonne son ouverture. Deux systèmes sont alors utilisés, au choix. - Premier système: la veille de l'automate de Cb a été armée par la situation «disjoncteur ouvert et tension sur les deux bornes». Lorsqu'il constate la disparition de la tension sur les barres de C, il ordonne le renvoi ligne sur barres, après une temporisation destinée à couvrir un renvoi ligne sur barre depuis Ac et l'ouverture de Ca. C'est la fonction «renvoi de tension en secours par renvoi ligne sur barre».

- Deuxième système: l'automate de Ca émet, après ouverture de son disjoncteur, une information à destination de l'automate de Cb, qui, après avoir vérifié qu'il se trouve bien dans les conditions de renvoi ligne sur barres, commande la fermeture de son disjoncteur. C'est la fonction « bascule »

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6-1-2- Poste à deux alimentations bouclées.

poste A

poste B

Ac

X

Bc

X

Ca

X

Cb

X 63 kV ou 90 kV

poste C X

X

consommation 20 kV Les disjoncteurs Ac et Bc s'ouvrent sous l'action de leurs protections. Nous ne savons pas s'il s'agit d'un défaut barre, ou d'un défaut sur la ligne AC avec panne de la protection de Ca, ou d'un défaut sur la ligne BC avec panne de la protection de Cb. Le problème est de réalimenter le poste C le plus rapidement possible si le défaut est sur une des lignes, et par conséquent de savoir le plus vite possible où se trouve le défaut (s'il se trouve sur les barres du poste C, il faut de toute manière intervenir dans le poste). Trois méthodes peuvent être envisagées: - Déclenchement curatif par manque de tension renvoi barres sur ligne en A, et rebouclage en B (ou l'inverse). Si le défaut est fugitif, le poste est réalimenté très rapidement. S'il est permanent, Ac et Bc retrouvent le défaut et le poste C n'est pas réalimenté. Les automates à manque de tension du poste C font alors ouvrir les disjoncteurs Ca et Cb. Le disjoncteur Ac effectue un deuxième renvoi, et le disjoncteur Bc effectue un renvoi barre sur ligne par inversion des consignes. La reprise de service est ensuite réalisée manuellement sur instruction du personnel chargé de la conduite du réseau.

- Déclenchement préventif par manque de tension: ouverture de Ca et Cb par manque de tension, puis renvoi barre sur ligne de Ac et Bc. Ensuite, Ca et Cb renvoient l'un après l'autre la tension de leur ligne vers les barres de C. Le poste C est ainsi réalimenté automatiquement lors d'un défaut sur une des lignes. Ce système a un inconvénient: en cas de défaut barres, les disjoncteurs Ca et Cb ont tous les deux effectué un cycle d'ouverture fermeture - ouverture, et leurs pompes de regonflage ne sont plus alimentées par les auxiliaires du poste C. Il faut alors regonfler les disjoncteurs à la main, avec une manivelle, ce qui peut prendre une demi-heure, et allonge d'autant la reprise de service. nota: dans le premier système, il serait aussi possible d'effectuer des renvois automatiques ligne sur barres au poste C, mais nous retrouverions alors le même inconvénient que ci-dessus.

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- Méthode dite préventive - curative: Cb est déclenché par manque de tension Ac effectue un renvoi barre sur ligne, qui remet le poste C sous tension si le défaut est fugitif, ou s'il est permanent sur la ligne BC. Si ce renvoi échoue, Ca est déclenché par manque de tension, puis Bc renvoie la tension des barres de B sur la ligne BC, puis Cb renvoie la tension sur les barres de C. De cette manière, en cas de défaut sur les barres de C, le disjoncteur Ca, qui n'a effectué qu'une manœuvre d'ouverture, peut encore être refermé manuellement. 6-1-3- Remise sous tension d'un poste situé dans une file, en marche débouclée.

225 kV

63 kV

poste A

Ab X X

poste B

Ba

Bc

X X

225 kV

poste C

Cb

Cd

X X

poste D

poste E

Dc

Ed

De

X X

X X

Vers la consommation 20 kV

Les postes B et C sont alimentés par A, le poste D est alimenté par le poste E, et le disjoncteur Cd est ouvert. Un défaut apparaît sur la ligne AB. Le disjoncteur Ab est déclenché par sa protection, puis son automate tente un cycle de réenclenchement. - Si le défaut est fugitif, les postes B et C sont réalimentés. - S'il est permanent, les disjoncteurs Ba, Bc, et Cb sont déclenchés par leurs automates à manque de tension, puis l'automate de Cd émet un ordre de réenclenchement, conformément à l'un des deux systèmes décrits au § 6-1-1. L'automate de Cb effectue alors un renvoi de tension barres sur ligne, puis celui de Bc un renvoi ligne sur barre. Un renvoi barre sur ligne de Ba provoque alors, si le défaut est permanent, le déclenchement de ce disjoncteur par protection.

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6-1-4- Reconstitution du réseau. Une portion du réseau peut se trouver mis hors tension pour diverses raisons: déclenchement en secours de protections contre les courts - circuits, déclenchements successifs par surcharge, perte de synchronisme, îlotage de groupes sur baisse de fréquence... Lorsque cette portion de réseau est faiblement étendue, l'incident est dit localisé et la reprise automatique de service fonctionne normalement, telle que décrite ci-dessus. Mais s'il s'agit d'une zone plus étendue, l'incident est dit généralisé, et le centre de conduite préfère commander par des manœuvres volontaires la réalimentation de la clientèle afin de l'adapter aux possibilités de fourniture d'énergie en chaque point du réseau. Pour ce faire, le centre de conduite peut émettre un ordre de désarmement des automates qui ont été mis en veille lorsqu'ils ont émis leur ordre de déclenchement par manque de tension. S'il ne dispose pas de cette possibilité, il peut admettre arbitrairement que si un automate reste en veille plus de 10 minutes, c'est qu'il s'agit d'un incident généralisé. L'automate est alors réglé pour se désarmer au bout de ce temps. Lors d'un incident localisé, il peut aussi être nécessaire de prévoir un temps d'attente différent d'un départ à l'autre, après retour de la tension, avant d'effectuer un renvoi barres sur ligne, de manière à éviter une augmentation trop brutale de la consommation. L'ensemble des dispositions prises pour assurer une reprise de service aussi rapide que possible après un incident localisé ou généralisé s'appelle plan de reconstitution du réseau (voir cinquième partie, § 4). 6-1-5- Files d'alimentation d'auxiliaires de centrales. Lors d'un incident généralisé, des centrales nucléaires peuvent se trouver arrêtées, par suite d'un îlotage non réussi. Il faut pouvoir alors réalimenter leurs auxiliaires, (108 MVA pour un groupe de 1300 MW), pour les remettre en service. Mais la centrale disponible la plus proche peut se trouver assez éloignée, et des phénomènes tels qu'effet Ferranti, ou auto - amorçage des alternateurs sur charge capacitive, peuvent se produire. Il convient alors: - de prévoir et d'essayer plusieurs files d'alimentation entre chaque centrale nucléaire et les centrales susceptibles de lui porter secours, essentiellement les centrales hydrauliques. - de pouvoir constituer, lors d'un incident généralisé, l'une ou l'autre des files validées, alors qu'elles risquent de se trouver hors tension. Pour ce faire, il est nécessaire de pouvoir commander la fermeture de disjoncteurs hors tension, lorsqu'ils ont été préalablement ouverts par leurs automates à manque de tension. 6-1-6- Travaux sous tension. Pour minimiser les risques, le déclenchement par manque de tension est accéléré, et toute forme de remise sous tension automatique est interdite.

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6 - 2 - MISE EN OEUVRE Les différentes fonctions décrites sont apparues progressivement, tant pour les réenclencheurs que pour les automates à manque de tension. Des appareils électromécaniques ont été développés pour réaliser les premières de ces fonctions. Ensuite ceux qui étaient déjà installés ont été modifiés pour accueillir de nouvelles fonctions, tandis que les appareils des générations suivantes intégraient ces modifications dans leur conception. Puis, des associations entre ces appareils ont permis de répondre à de nouvelles demandes. Toutes ces évolutions ont conduit à des matériels, et des principes d'exploitation, assez disparates d'une région à l'autre. En 1988 est apparu un appareil, dans lequel toutes les fonctions demandées, tant pour le réenclencheur que pour l'automate à manque de tension, étaient présentes: c'est l'Automate de Tranche de Reprise de Service (ATRS). Cet appareil est progressivement installé sur le réseau, en remplacement des anciens équipements. 6-2-1- Informations acquises par l'ATRS - tension ligne, sur chaque phase, - tension barre, sur une phase, - position du disjoncteur, - discordance de pôles, élaborée dans le relayage de tranche, - ordre de déclenchement par protection, sur chaque phase, - manque de pression dans la commande du disjoncteur, - ordre d'enclenchement volontaire, - blocage par protection de câble, - mise en veille de l'automate à manque de tension, - désarmement de la veille de l'automate à manque de tension, - régime spécial d'essai en / hors service. 6-2-2- Fonctions élémentaires réalisées par l'ATRS - présence de tension coté barre: si cette tension est supérieure à un seuil réglable de 30 à 55 V, - absence de tension coté barre: si cette tension est inférieure à un seuil réglable de 5 à 30 V, - présence tension coté ligne: si les tensions ligne sont toutes les trois supérieures à un seuil réglable de 30 à 55 V, - absence tension coté ligne: si les tensions sont toutes les trois inférieures à un seuil réglable de 5 à 30 V, - écart entre tension ligne et tension barre inférieur à un seuil réglable de 10 à 60 V, - écart de phase entre tension ligne et tension barre inférieur à un seuil réglable de 20 à 75°, 6-2-3- Consignes télécommandables - réenclenchement triphasé en / hors service, - réenclenchement rapide en / hors service, - rebouclage / renvoi après mise en route par protection, - réenclenchement monophasé en / hors service, - déclenchement par manque de tension en / hors service, - renvoi de tension en secours en / hors service . - régime spécial d'essai en/hors service (pour travaux sous tension) 6-2-4- Consignes non télécommandables - inversion des consignes, - cycle triphasé après un cycle monophasé, - renvoi ligne sur barres après déclenchement par protection, - renvoi barre sur ligne après déclenchement par manque de tension, - renvoi ligne sur barre après déclenchement par manque de tension, - rebouclage après déclenchement par manque de tension, - fermeture volontaire hors tension après déclenchement par manque de tension.

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6-2-5- Principales temporisations - temps de blocage, réglable de 1 à 15 s, - temps de récupération, réglable de 20 à 300 s, - temps de glissement, réglable de 1 à 15 s, - temps de cycle monophasé, réglable de 0,5 à 7,5 s, - temps de cycle triphasé, réglable de 1 à 255 s, - temps d'inversion des consignes, réglable de 1 à 255 s, - temps de renvoi ligne sur barres après déclenchement par protection, réglable de 1 à 15 s, - temps de renvoi barres sur ligne après déclenchement par protection, réglable de 1 à 15 s, - temps de cycle triphasé rapide, réglable de 50 à 750 ms, - temps de déclenchement par manque de tension, réglable de 1 à 255 s, - temps de renvoi barre sur ligne, après déclenchement par manque de tension, réglable de 1 à 15 s, - temps de renvoi ligne sur barres, réglable de 1 à 15 s, - temps d'attente avant d'effectuer un rebouclage, réglable de 1 à 15 s, - temps de désarmement automatique de la veille de l'automate à manque de tension, réglable de 2 à 150 mn, - temps de fonctionnement du renvoi de tension en secours en renvoi ligne sur barres, réglable de 1 à 255 s, - temps de fonctionnement du renvoi de tension en secours en renvoi barres sur ligne, réglable de 1 à 255 s - temps de déclenchement par manque de tension en régime spécial d'essai, réglable de 0,25 à 3,75 s. D'autres temporisations existent, destinées à éviter des aléas de fonctionnement. Cet appareil est modulaire, afin de pouvoir être adapté aux différents types de réseau. Par exemple nous ne commanderons pas le module "cycle monophasé" pour une ligne 63 kV, ni le module "réenclenchement rapide" pour une ligne 225 kV. 6-2-6- Fonctions réalisées, récapitulation. 6-2-6-1- Fermeture manuelle, - renvoi barre vers ligne, - renvoi ligne vers barre, - rebouclage,

ces fonctions sont toujours en service,

- fermeture hors tension,

cette fonction est en service sur consigne.

6-2-6-2- Fonction réenclencheur, - réenclenchement monophasé, - renvoi barre sur ligne après déclenchement par protection, - rebouclage après déclenchement par protection, - renvoi ligne sur barre après déclenchement par protection (exceptionnellement). 6-2-6-3- Fonction automate à manque de tension, - déclenchement à manque de tension, - renvoi barre sur ligne après déclenchement à manque de tension, - renvoi ligne sur barre après déclenchement par manque de tension, - rebouclage après déclenchement par manque de tension, - renvoi barre sur ligne de tension en secours, - renvoi ligne sur barre de tension en secours, 6-2-6-4- Fonction commune, - régime spécial d'essai Bibliographie [47], [91]

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7 - AUTOMATE DE REGULATION DE TENSION Cet automate est chargé d'émettre des ordres «augmente le nombre de spires au secondaire» et «diminue» au régleur en charge du transformateur, afin qu'ils fournissent au réseau une tension correcte. 7 - 1 - CAS D'UN TRANSFORMATEUR SEUL 7-1-1- Problème posé Il faut que, lorsque la tension primaire du transformateur fluctue, la tension aux bornes de chaque utilisateur varie le moins possible. Soit une série de consommateurs alimentés en parallèle depuis un transformateur. La charge de chacun d'eux est représentée par une impédance Zi, et se trouve raccordée au transformateur par une impédance ZLi. Sa puissance nominale est Pni. Nous définissons un consommateur équivalent, dont la charge est représentée par une impédance Z et la ligne d'alimentation par une impédance ZL telles que la chute de tension entre le transformateur et lui soit égale à la moyenne pondérée des chutes de tension entre le transformateur et chaque consommateur: ZL * I * Pn= Σ ZLi * Ii * Pni

V

Va

ZL

I Z

et nous cherchons à maintenir une tension constante aux bornes de ce consommateur. 7-1-2- Solution possible Une tension Va image, obtenue en enlevant de la tension V une tension créée en faisant circuler le courant I dans une impédance image égale à ZL, est comparée, en module, à une tension de consigne Vc. Un paramètre δ permet d'ajuster la sensibilité. Si la condition

Va image > Vc * (1 + δ)

est vérifiée, l'automate envoie un ordre «diminue», qui fait passer la première prise au bout de 30 secondes, et les suivantes au bout de 10 secondes. L'ordre cesse lorsque Va image devient inférieur à Vc.

Si la condition:

Va image < Vc * (1 - δ)

est vérifiée, l'automate envoie un ordre «augmente», et la suite est identique.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 La fourchette de tension située entre Vc * (1 + δ) et Vc * (1 - δ) est la zone d'insensibilité. δ est généralement de l'ordre de 1,5 %. Plus cette valeur est faible, plus le régleur fonctionne souvent et plus il s'use, mais mieux la tension est régulée. L'écart de tension provoqué par un passage de prise est de l'ordre de 1,2 %. Remarque: Si Va et I sont en phase, l'écart entre le module de Va et le module de V est essentiellement dû à la partie résistive RL de ZL.

V

ZL* I

I

Va

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7 - 2 - CAS DE DEUX TRANSFORMATEURS EN PARALLELE. 7-2-1- Problème posé Reprenons le schéma équivalent précédent

V1

X1

transfo n° 1 V

ZL = RL + j*XL Va

V2

X2

transfo n° 2

I Z

V1 et V2 sont les tensions à vide mesurées aux bornes secondaires des transformateurs, X1 et X2 leurs impédances directes de court - circuit. - cas où la marche est équilibrée. C'est le cas lorsque les deux transformateurs sont sur la même prise, et connectés au même jeu de barres. V1 = V2 I = I1* (X1 + X2) / X2 = I2 * ( X1 + X2) / X1 La tension Va image de chacun d'eux (voir § précédent) est égale à Va si: Va = = =

V- (RL + j * XL) * I V - I1 * (Rl + j * Xl) * (X1 + X2) /X2 V - I2 * (Rl + j * Xl) * (X1 + X2) /X1

( premier transformateur) (1) (deuxième transformateur) (2)

Le diagramme des tensions est: V1 = V2

V

Va + RL * I Va I1 I2 I

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- apparition d'un déséquilibre Par exemple, les deux transformateurs, connectés à la même barre, ne sont pas sur la même prise. Nous supposons que la tension V'1 au secondaire du transfo n° 1 est supérieure à la tension V'2 au secondaire du transfo n° 2, que ces deux tensions sont en phase, et que Va et I n'ont pas changé. Il y a circulation d'un courant ∆I entre les deux transformateurs tel que: V'1 - V'2 = j * (X1 + X2) * ∆I Les courants circulant dans les transformateurs n°1 et n°2 valent respectivement: I'1 = I1 + ∆I

I'2 = I2 - ∆I

et

V'1 V1 = V2 V'2

V

Va2 image Va1 image

Va

I'2 ∆I I ∆I

La tension Va image est élaborée par l'automate de régulation de chaque transformateur. Pour le transformateur n° 1, la formule n° 1 devient: Va image

= V - (RL + j * XL) * ((X1 + X2) / X2) * ( ∆I + I1) = Va - ∆I * (RL + j * XL) * ( X1 + X2) / X2

Sur le diagramme, nous voyons que le module de Va image est plus faible que le module de Va. Donc, si avant le déséquilibre le module de Va était égal à la valeur de consigne Vc, le régulateur du transformateur n°1 envoie un ordre "augmente" sur le régleur de ce transformateur . Or c'est lui qui a la tension la plus élevée. Symétriquement, le régulateur du transformateur n° 2 envoie un ordre "diminue" sur le régleur de son transformateur. Le système est instable.

7 - 2 - 2 - Solution adoptée

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Nous avons vu, au § 712, que seul le module de Va image était utilisé. Nous avons vu, au § 721, que l'utilisation d'une réactance image XL conduisait à une instabilité. D'où les solutions suivantes: - en cas de marche équilibrée, nous régulons la tension V en remarquant que c'est essentiellement le terme résistif qui crée une variation du module de Va image. Nous choisissons donc: Va image = V - R image * I R image est égal à RL s'il n'y a qu'un seul transformateur. S'il y en a deux, R image = RL * (X1 + X2) / X2 sur le transformateur n° 1 = RL * (X1 + X2) / X1 sur le transformateur n° 2. C'est le compoundage actif. Il n'est généralement pas utilisé si le réseau situé en aval des transformateurs est bouclé. On appelle taux de compoundage actif le rapport entre la résistance image et le module de l'impédance Zn obtenue en faisant le rapport entre la tension nominale du réducteur de tension et le courant nominal du réducteur de courant - pour se prémunir contre les déséquilibres, nous utilisons une réactance image parcourue par le courant en sens inverse de celui vu au § 721. La valeur de cette réactance est choisie de telle manière qu'un écart ∆V entre les tensions V1 et V2 conduise à un écart ∆v plus faible entre les tensions Va1 image et Va2 image, afin d'assurer la stabilité du système. Nous choisissons par exemple: ∆v = ∆V / 3, d'où Va1 image = V + j * (X1 / 3) * I1 Va2 image = V + j * (X2 / 3) * I2

X1 image = X1 / 3 X2 image = X2 / 3

C'est le compoundage réactif soustractif On appelle taux de compoundage réactif le rapport entre la réactance image et le module de l'impédance Zn obtenue en faisant le rapport de la tension nominale du réducteur de tension et du courant nominal du réducteur de courant. La zone d'insensibilité, définie au § 711, se trouve augmentée dans le rapport X1 / X1 image exemple:

Zn = impédance nominale du transformateur (ce n'est pas systématique) X1 = 0,15 * Zn, ce qui correspond à une tension de court-circuit de 15%, X image = 0,05 * Zn, ce qui donne un taux de compoundage de 5 %,

Le régleur fonctionne

si ou si

Va1 image > Vc + 1,5 %, Va2 image < Vc - 1,5%

donc, si V'1 > Vc + 4,5%, ou V'2 < Vc - 4,5% Il peut y avoir jusqu'à 8 prises d'écart entre les deux transformateurs lorsque le régulateur se met en route. Nota: lorsque le courant I n'est plus en phase avec la tension Va, l'influence de cette régulation sur le maintien de la tension V n'est plus négligeable. Si la charge devient inductive, la tension image augmente, ce qui conduit le régulateur à faire baisser la tension. Pour éviter cet inconvénient, la tension de consigne peut être changée par télécommande. Va1 image

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j * X1 image * I1

I1

V = Va

V et I1 en phase, pas de déséquilibre, pas de compensation entre V et Va

Va1 image

j * X1 image * I1

V = Va I1

V en avance sur I1, charge inductive, pas de déséquilibre, pas de compensation entre V et Va

Les deux types de compoundage peuvent être utilisés simultanément. La tension image vaut alors: Va1 image = V - R image * I1 + j * X1 image * I1

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8 - AUTOMATE DE POSTE 8 - 1 - PROBLEME POSE

Il peut arriver que, sur une portion du réseau, certains événements conduisent à modifier le schéma d'exploitation , d'une manière simple et prévisible, mais dans des délais trop brefs pour que l'initiative puisse en être laissée au centre de conduite. Si ces modifications peuvent être obtenues sans échanges d'informations entre tranches, c'est généralement l'ATRS qui s'en charge. Mais lorsque des échanges d'informations sont nécessaires entre tranches, nous utilisons un automate particulier, facilement adaptable à toutes les demandes qui peuvent apparaître. Exemple de fonction demandée:

départ B 63 kV

20 kV

départ C

départ D

poste A Au poste A, si le départ B est soumis à un courant supérieur à une valeur Ibe en été, et à une valeur Ibh en hiver, ou si le départ C est soumis à un courant supérieur à Ic quelle que soit la saison, alors il faut déclencher le départ D après 30 secondes, et si l'une ou l'autre de ces conditions reste remplie, un départ 20 kV au bout de 5 minutes. 8 - 2 - REALISATION Nous utilisons soit un automate câblé, soit un automate programmable. L'automate câblé comporte une carte alimentation, des cartes d'entrée - sortie, une horloge, une carte d'entrée des consignes, et des cartes de fonctions élémentaires, telles que circuits NOR, circuits NAND, temporisations, sur lesquelles nous pouvons, par câblage, réaliser les fonctions demandées. L'automate programmable reçoit les mêmes instructions par programmation. Dans les deux cas, l'automate est considéré comme une tranche particulière, avec sa propre alimentation continue, ses organes de consignation, et ses relais de découplage lui permettant d'une part de recueillir des informations dans les équipements des tranches des départs, et d'autre part d'émettre des ordres vers ces tranches. Il peut aussi recevoir des ordres de l'équipement de téléconduite, et utiliser des téléactions.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 CINQUIEME PARTIE (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

FONCTIONNEMENT

DE L'ENSEMBLE

1 - PLANS DE PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS 1 - 1- Contraintes 1 - 2 - Principes d'élaboration 1 - 3 - Plan électromécanique 1 - 4 - Plan statique

2 - PLAN DE SAUVEGARDE

3 - PLAN DE DEFENSE

4 - PLAN DE RECONSTITUTION DU RESEAU

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1 - PLANS DE PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS 1 - 1 - CONTRAINTES 1-1-1- Coordination des isolements Dans de nombreux pays étrangers, un dispositif largement répandu est la bobine d'extinction, dite aussi bobine de Petersen. Le principe est le suivant: les transformateurs sont mis à la terre par des réactances de forte valeur. Un défaut phase - terre se comporte comme une source de tension placée au point de défaut, et débitant sur un réseau monophasé d'impédance 2 * Zd + Z0 (voir troisième partie, § 2112)

Rd + 3

Rd est la résistance du défaut. Les autres impédances se composent des capacités de lignes en parallèle avec les inductances formées par les transformateurs et leurs réactances de mise à la terre. Si les valeurs de ces réactances sont choisies de telle sorte que l'ensemble forme un circuit bouchon, le courant de défaut, après un régime transitoire très bref, s'annule et l'arc s'éteint. Les protections contre les défauts monophasés ne sont plus nécessaires qu'en secours. Un tel système est en fait un fonctionnement à neutre isolé, les valeurs des réactances étant très élevées. Il fonctionne très bien si le niveau d'isolement de l'ensemble des matériels est suffisant. Dans les normes CEI n°71-2 et 71-3 , plusieurs niveaux d'isolement sont prévus, mais il est bien précisé que seul le niveau d'isolement le plus élevé permet l'emploi de ce type de bobine. Ce n'est pas le cas sur le réseau EDF, et ces bobines ne peuvent pas être utilisées. Pour le réseau EDF, la coordination des isolements correspond aux contraintes suivantes, zo et zd étant respectivement les impédances de court-circuit homopolaire et directe du réseau: sur les réseaux 400 kV et 225 kV, zo 1<

< 3,

soit

zd Icc triphasé 1<

zo + 2 * zd =

< 1,66

Icc monophasé

3 * zd

En fait, nous pouvons admettre que le courant monophasé puisse être légèrement supérieur au courant triphasé, à condition qu'il ne dépasse pas le courant nominal de court circuit des appareils haute tension, sur les réseaux 90 kV , Icc monophasé Icc triphasé

< 10 kA < 31,5 kA

ou

Icc monophasé Icc triphasé

< 8 kA < 20 kA

< 8 kA < 31,5 kA

ou

Icc monophasé Icc triphasé

< 6 kA < 20 kA

sur les réseaux 63 kV , Icc monophasé Icc triphasé

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 L'ensemble de ces contraintes a pu être satisfait en installant des réactances de neutre de: - 25 Ω sur la borne neutre primaire des transformateurs de groupe connectés au réseau 400 kV; - 40 Ω sur la borne neutre des autotransformateurs

400 / 225 kV;

- 40 Ω sur la borne neutre primaire des transformateurs

400 / 90 kV; 400 / 63 kV; 225 / 90 kV ; 225 / 63 kV; - 40 Ω sur la borne neutre secondaire des mêmes transformateurs si leur enroulement secondaire est monté en étoile; - 120 Ω par phase sur les bobines de point neutre secondaire de ces mêmes transformateurs si leur enroulement secondaire est monté en triangle. 1-1-2- Stabilité du réseau Nous avons vu dans la quatrième partie, §2, que le réseau peut subir soit une perte de stabilité statique, soit une perte de stabilité dynamique. La première ne peut être évitée qu'en construisant un réseau comportant un nombre suffisant de liaisons, 400 kV essentiellement. Elle influe cependant sur le choix de certaines options du système de protection, par exemple les dispositions prises pour éviter le double déclenchement triphasé sur double défaut monophasé, car la perte d'une ligne double 400 kV peut faire perdre la stabilité statique. La seconde, en revanche, est directement liée au temps d'élimination des défauts. C'est pourquoi, pour définir un plan de protection, il faut effectuer des simulations, en observant plus particulièrement: - le réseau 400 kV, - les postes 225 kV électriquement proches des groupes nucléaires, c'est à dire essentiellement la partie 225 kV des postes 400 / 225 kV importants, - les postes 225 kV des régions où se trouvent de nombreuses centrales hydrauliques. Ces études portent sur différents scenarii, certains étant très probables, d'autres beaucoup moins. Ils prennent en compte des hypothèses de croissance de la consommation, des hypothèses climatiques, des hypothèses de disponibilité des centrales. Ils étudient toujours la situation "n-1", c'est à dire celle où l'on se trouve en cas de perte inopinée de l'un quelconque des ouvrages de production ou de transport, ou d'un organe de coupure, ou d'un équipement de protection, ou d'un équipement de téléaction. Elles conduisent à définir un temps maximal d'élimination des défauts triphasés hors défaillance. Sur le réseau 400 kV d' EDF, le temps demandé est de 110 ms pour l'élimination totale des défauts en ligne, et 140 ms sur les barres. Pour les postes 225 kV électriquement proches du réseau 400 kV, ou en zone hydraulique, il a été fixé à 250 ms pour l'élimination des défauts en ligne, bien qu'en fait dans la plupart des postes le réseau puisse supporter sans risque des temps d'élimination beaucoup plus longs. D'autre part, ces études ont montré que le réenclenchement rapide devait être proscrit sur le réseau 400 kV et le réseau 225 kV proche des groupes de production. Il n'est en fait utilisé nulle part sur le réseau de transport EDF. 1-1-3- Tenue des matériels En ce qui concerne les efforts électrodynamiques, les matériels haute tension, ainsi que les dispositions de postes, sont spécifiés pour un courant de court-circuit donné, mais la durée maximale d'application de ce courant n'est pas précisée. De fait, les structures sont plus sensibles à des chocs très rapprochés, dus aux réenclenchements rapides sur des antennes de consommation, qu'aux courts-circuits de longue durée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 En revanche, un temps maximal d'élimination est précisé pour: - les postes sous enveloppe métallique Dans ces postes, le temps t de percement de l'enveloppe par un arc interne est donné la formule empirique suivante: 1,77 e t = 87,4 * 0,67 I

avec:

e = épaisseur de l'enveloppe en mm, I = intensité circulant dans l'arc, en kA, t en ms.

Compte tenu de la technologie des postes installés sur le réseau EDF, les défauts doivent être éliminés en moins de 100 ms pour des courants de court-circuit de 40 kA à 63 kA, et en moins de 200 ms pour les courants de court-circuit inférieurs à 40 kA, pour éviter le percement de l'enveloppe. Pour éviter la propagation à un autre compartiment, ils doivent être éliminés en moins de 300 ms dans tous les cas; - les câbles souterrains. La gaine est calculée pour pouvoir supporter le courant nominal de court-circuit pendant: 0,5 s en 400 kV et 225 kV, 1,7 s en 90 kV et 63 kV. 1-1-4- Temps d'îlotage des centrales Lorsqu'un défaut triphasé apparaît à proximité d'une centrale de production, ses auxiliaires reçoivent une tension trop faible. Les différents organes de la centrale, et plus particulièrement les pompes de circulation du circuit primaire des centrales nucléaires à eau pressurisée, ralentissent, et il faut rapidement séparer la centrale du réseau, de telle sorte qu'elle puisse fournir une tension correcte à ses auxiliaires. C'est ce que nous avons appelé l'îlotage (voir § 3 de la quatrième partie). S'il échoue, ce qui peut notamment se produire en fin de cycle de combustible, il faut que la centrale puisse retrouver une autre alimentation pour s'arrêter correctement. Le temps au bout duquel, après une chute de tension directe de plus de 30%, la centrale doit s'îloter, s'appelle le temps d'îlotage. Avant échéance de ce temps, toutes les possibilités d'élimination des défauts, normales ou en secours, doivent avoir été épuisées, car la manœuvre d'îlotage provoque de fortes contraintes sur la centrale, dues à la chute brutale de la puissance fournie. Pour les centrales thermiques à charbon, ce temps est de 3 secondes. Pour les premières centrales nucléaires à eau pressurisée, il n'était plus que de 0,8 seconde. Actuellement, il est, par exemple pour la centrale de Cattenom, de 2,5 secondes. 1-1-5- Présence de câbles de garde sur les lignes aériennes. Si les lignes sont systématiquement équipées de câbles de garde, les défauts résistants sont rares, et les protections homopolaires peuvent être simplifiées, sauf sur les réseaux sujets à des contraintes particulières (feux de brousse des pays tropicaux par exemple). Le réseau EDF n'est équipé de câbles de garde que sur les lignes récentes. Les protections homopolaires sont indispensables. Leur temps de fonctionnement doit être compatible, sur le réseau 400 kV, avec le temps d'îlotage sur défaut monophasé des groupes nucléaires, soit 3 s.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1-1-6- Qualité d'alimentation de la clientèle. Les différents paramètres intervenant dans la qualité d'alimentation de la clientèle sont décrits dans la neuvième partie. Ils conditionnent les performances du système de protection dans les parties du réseau 225 kV électriquement éloignées des groupes de production, et sur les réseaux 90 kV et 63 kV. Or la clientèle est de plus en plus exigeante, du fait essentiellement du développement de l'électronique de puissance. EDF passe des contrats standard avec ses clients, s'engageant à fournir une tension dont la durée des coupures ne dépasse qu'exceptionnellement 1s. Les clients doivent alors concevoir leurs installations de telle manière qu'ils ne soient pas perturbés par les creux de durée inférieure. Mais ceci n'est souvent pas possible. C'est pourquoi les efforts actuels d'EDF en matière de protection visent à éliminer la majeure partie des défauts en moins de 200 ms. D'autre part, EDF étudie la possibilité de garantir une puissance de court-circuit minimale de 400 MVA pour les clients raccordés aux réseaux 90 kV ou 63 kV. En contrepartie, les clients seraient tenus de ne pas émettre sur le réseau un taux d'harmoniques supérieur à un seuil donné.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1 - 2 - PRINCIPES D'ELABORATION Les protections contre les courts-circuits décrites dans la troisième partie sont de deux types: - les protections spécifiques à un ouvrage. Elles protègent cet ouvrage de manière très rapide et très précise, mais sont incapables, en cas de court-circuit sur un autre ouvrage et de défaillance de ses protections, de le secourir par un déclenchement temporisé. Elles sont appelées «protections à sélectivité absolue». Ce sont: . les protections différentielles et à comparaison de phase, . la protection Buchholz, . les protections masse- cuve et masse- câble, - les protections capables d'émettre en secours des ordres de déclenchement destinés à éliminer un défaut situé sur un autre ouvrage (secours éloigné). Elles sont appelées «protections à sélectivité relative». Ce sont: . la protection de distance, . la protection homopolaire, . la protection d'antenne passive, . les protections à maximum de courant. L'ultime secours est assuré par le protections de réserve des groupes (voir annexe 7) 1 - 3 - PLAN ELECTROMECANIQUE C'est celui qui était en vigueur sur l'ensemble du réseau français jusqu' en 1977, date de la mise en service de la première centrale nucléaire à eau pressurisée. Depuis cette date, il est progressivement remplacé par le plan statique, mais reste encore en service en de nombreux points du réseau. Aucune date officielle n'a été donnée pour sa disparition, mais nous pouvons l'estimer à 2010. Il est caractérisé par les dispositions suivantes: - les protections de distance, généralement RXAP, et les protections à puissance homopolaire, sont systématiquement utilisées; - les protections ne sont pas doublées; - les téléactions sont utilisées, en accélération et en blocage, mais de manière non systématique; - il n'y a pas de protection de barres. Les défauts barre sont éliminés par les disjoncteurs des départs ligne situés à l'extrémité opposée à celle du poste considéré, et par les disjoncteurs de couplage; - il n'y a pas d'automate destiné à pallier la défaillance d'un disjoncteur. Ce sont les protections des départs encadrant le départ défaillant qui sont chargés d'éliminer le défaut; - la protection des transformateurs est assurée par un relais Buchholz et un relais masse- cuve. Au secondaire se trouvent des protections de distance type PDZ. Ce sont des RXAP simplifiées, mais possédant un relais de commutation sur les boucles phase- terre actionné aussi bien par le courant homopolaire que par la combinaison courant inverse- tension homopolaire. Ceci lui permet de détecter les défauts monophasés situés en amont des transformateurs, même s'ils sont couplés étoile- triangle; - sur les antennes passives 225 kV on ne fait pas de réenclenchement monophasé. Si une antenne est légèrement active, une protection à retour de puissance, placée au secondaire du transformateur qu'elle alimente, assure l'élimination du défaut. Ce plan de protection permet d'éliminer la plupart des défauts en 0,9 secondes en fonctionnement normal, et 1,6 secondes en cas de défaillance d'une protection ou d'un disjoncteur. Toutefois ces temps peuvent être allongés, pour les lignes à trois extrémités notamment. Ses performances ont été jugées insuffisantes sur le réseau 400 kV et le réseau 225 kV proche lors de la mise en service de la première centrale nucléaire à eau pressurisée , en 1977 (voir § 114 )..

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1 - 4 - PLAN STATIQUE 1-4-1- Réseau 400 kV Il est conçu pour répondre aux contraintes suivantes: - élimination complète des défauts francs en moins de 250 ms, même en cas de défaillance d'une protection, ou d'une téléaction, ou d'un disjoncteur, - ouverture des couplages ou tronçonnements sur défaut polyphasé, en cas de défaillance d'une autre protection, en moins de 200 ms, - sur défaut monophasé, pratique du cycle de réenclenchement monophasé, y compris en cas de double défaut monophasé sur une ligne à deux circuits, et sur les antennes passives. Pour cela, les dispositions suivantes sont prises: - ligne d'interconnexion double. Sur chaque départ se trouvent: . une protection différentielle, dite principale . une protection de distance, dite de secours, avec téléaction: accélération de stade si la ligne fait plus de 15 km, et blocage dans le cas contraire, . une protection homopolaire, . un automate contre la défaillance du disjoncteur, . un automate de tranche de reprise de service. - ligne d'interconnexion simple. Sur chaque départ se trouvent: . deux protections de distance, de principe différent, chacune d'elles possédant sa propre téléaction, et arbitrairement désignées l'une comme principale, l'autre comme secours, . une protection homopolaire, . un automate contre la défaillance du disjoncteur, . un automate de tranche de reprise de service. - ligne en antenne passive double. En cours d'étude - ligne en antenne passive simple. L'extrémité active est équipée comme un départ de ligne d'interconnexion A l'extrémité passive se trouvent: . un sélecteur voltmétrique télécommandé, . une protection homopolaire, . un automate de tranche de reprise de service

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 - liaisons centrale poste. Elles font l'objet d'un document spécial. Notons quelques points particuliers: . l'armoire de commande du disjoncteur situé à la sortie de la centrale possède deux bobines de déclenchement par phase, . dans le cas où la liaison de sortie du groupe de production comporte un disjoncteur à chaque extrémité, la protection de distance du disjoncteur à la centrale émet un ordre de déclenchement triphasé instantané définitif sur défaut amont. La protection différentielle de la ligne admet, comme courant d'entrée, coté centrale, la somme du courant venant de la centrale et du courant venant du transformateur auxiliaire de secours. - jeux de barres, . une protection différentielle de barres, . une protection de débouclage: il s'agit d'une protection de distance, utilisant comme courant d'entrée la somme du courant du couplage et de celui du tronçonnement situés aux extrémités du nœud électrique qu'elle protège.

X X

X X

protection de débouclage

Elle est réglée pour éliminer les défauts polyphasés en première zone en 200 ms, ce qui donne une marge de sécurité faible par rapport aux protections des départs, et laisse un risque de déclenchement intempestif. Pour les défauts monophasés, l'élimination se fait en 250 ms, ce qui correspond à un intervalle sélectif correct. - Autotransformateur, coté primaire . relais Buchholz, . relais masse- cuve . relais à maximum d'intensité sur le neutre du transformateur, . relais à maximum d'intensité sur le neutre du transformateur de service auxiliaire, . automate contre la défaillance du disjoncteur . protection de surcharge . automate de changement de prise hors tension, . SURTECO, défaut réfrigération, arrêt des pompes - Autotransformateur, coté secondaire . protection différentielle de liaison courte, ou masse- câble, suivant que la liaison est aérienne ou souterraine, . protection de secours primaire transformateur. C'est une protection de distance simplifiée, assurant le déclenchement en secours sur défaut situé au-delà des bornes primaires du transformateur, . automate contre la défaillance du disjoncteur, . automate de tranche de reprise de service.

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1-4-2- Réseau 225 kV électriquement proche des centrales de production Le plan est conçu pour répondre aux contraintes suivantes: - Elimination complète des défauts francs en 300 ms, même en cas de perte d'une protection, d'une téléaction, ou d'un disjoncteur - Pratique généralisée du cycle monophasé, y compris sur les antennes passives. D'où les dispositions suivantes: - ligne d'interconnexion: . deux protections de distance, arbitrairement désignées l'une comme principale, et l'autre comme secours, utilisant une seule téléaction (accélération de stade pour les lignes de plus de 12 km, blocage dans le cas contraire), l'une d'elles pouvant être remplacée par une protection à comparaison de phase. Ces protections ont des performances un peu moins bonnes que celles utilisées sur le réseau 400 kV, notamment en temps de fonctionnement et en temps de retombée. . un automate contre la défaillance du disjoncteur, . une protection homopolaire, . un automate de tranche de reprise de service. - ligne en antenne passive ou faiblement active, coté client: . une protection d'antenne passive télédéclenchée ou temporisée suivant la sensibilité du client aux cycles monophasés trop longs et aux déclenchements intempestifs, . une protection homopolaire, . un automate de tranche de reprise de service. - barres: . une protection différentielle de barres - Transformateur: . mêmes protections que pour les autotransformateurs, auxquelles il faut ajouter éventuellement, au secondaire, une protection de distance tournée vers les barres 90 kV, ou 63 kV (voir ce niveau de tension). L'automate de changement de prise hors tension doit être remplacé par le régulateur commandant le régleur en charge. Le relais de neutre à maximum d'intensité est placé sur le neutre secondaire. Un relais à maximum d'intensité, placé en signalisation, peut aussi être installé sur le neutre primaire. (voir 6ème partie, § 7) 1-4-3- Réseau 225 kV non proche Les performances des protections ne dépendent plus des problèmes de stabilité, mais des exigences des clients. Ces exigences nous conduisent progressivement à installer un système de protection pratiquement identique à celui du réseau proche. Toutefois, la protection différentielle de barres peut être une protection à combinaison de courants, ne comportant qu'un seul relais de mesure (voir conditions de choix de cette protection dans la troisième partie, § 2347). De ce fait sa sensibilité est moins bonne, et surtout varie d'un type de défaut à l'autre.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1-4-4- Réseau 90 kV et 63 kV Les performances demandées ne dépendent plus que des exigences des clients. En particulier, nous avons vu que pour obtenir une puissance suffisante sur certains postes, nous étions amenés à boucler ces réseaux. Ceci nous a conduit à installer des protections différentielles de barre, simplifiées si possible, sur les barres 63 kV des postes 225 kV / 63 kV à deux jeux de barres, toutes les fois qu'il existait des boucles entre les deux barres. T1

T2

X P1

X P2 X

X

X

X

X

X

X D3

X

X

X

X D4

X

X D5

En effet, si le réseau 63 kV n'est pas bouclé, le système retenu est le suivant: les protections de distance P1 et P2 placées sur les départs transformateur, et orientées vers le jeu de barres, émettent, au bout d'un intervalle sélectif, un ordre de déclenchement au disjoncteur de couplage. Un intervalle sélectif plus tard, la protection P1 est retombée, et la protection P2 émet un ordre de déclenchement à son disjoncteur. Le poste reste alimenté par le transformateur T1. En revanche, si le réseau est bouclé, comme c'est le cas sur la figure ci - dessus, la protection P1, après ouverture du couplage, continue à voir le défaut dans sa zone de mise en route, et son ordre de déclenchement ne retombe pas tant que la mise en route est sollicitée. Il lui faudrait donc attendre que les disjoncteurs D3, D4 et D5 soient ouverts pour émettre l'ordre de déclenchement à son disjoncteur. Comme les ordres de déclenchement des disjoncteurs D3, D4 et D5 peuvent être séquentiels, la temporisation de l'ordre de la protection P1 doit être réglée, si nous voulons éviter de mettre hors tension tout le poste, à une valeur supérieure à 1 seconde. La solution consiste à installer une protection différentielle de barres. Les dispositions suivantes sont donc utilisées

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1-4-4-1- postes 225 / 63 kV, avec boucles en parallèle avec le couplage 63 kV. - Barres: . protection différentielle de barres simplifiée, . en secours, le même système qu'au § suivant. - Lignes: . protection de distance sur les départs ligne, secourue localement par une protection de distance simplifiée pour les défauts polyphasés, et par une protection homopolaire pour les défauts monophasés; . automate contre la défaillance du disjoncteur, . automate de tranche de reprise de service 1-4-4-2- Postes 225 / 63 kV, sans boucles en parallèle avec le couplage 63 kV. - Barres: . sur chaque arrivée de transformateur, une protection de distance orientée vers les barres. En cas de défaut barre, chaque protection commande, après un intervalle sélectif, le déclenchement du couplage, puis, au bout de deux intervalles sélectifs, celle qui n'est pas retombée commande le déclenchement de son disjoncteur. - Lignes: . mêmes dispositions qu'au § précédent. 1-4-4-3- Postes 63 kV / 20 kV à trois départs ligne 63 kV ou plus - pour protéger les barres, pas de dispositions particulières, - pour protéger les lignes, mêmes dispositions qu'au § 1441. 1-4-4-4- Postes 63 kV / 20 kV à deux départs ligne 63 kV - pas d'automate contre la défaillance du disjoncteur.

Bibliographie [22], [49], [50], [51], [52]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 2 - PLAN DE SAUVEGARDE C'est l'ensemble des mesures préventives prises lorsque l'on constate que le réseau présente un risque d'effondrement, dû à un déséquilibre entre production et consommation, ou à une mauvaise répartition du transit. Parmi toutes les actions qu'il comporte, nous ne retiendrons que celles qui mettent en jeu des équipements contrôle électrique du transport. Ce sont: - le blocage des régleurs en charge des transformateurs 400 (ou 225) kV / 90 (ou 63) kV, - la baisse de 5% de la tension de consigne des régleurs en charge des transformateurs 90 kV (ou 63 kV) / 20 kV. Ces actions sont lancées lorsque la tension du réseau est trop basse, et surtout lorsque une ou plusieurs lignes sont en surcharge. Leur effet peut être schématisé de la manière suivante: I V


n

L

R1 L1

L'équation de la boucle s'écrit: V = j*L*ω*I + n² * (R1 + j*ω*L1) Lorsque le réseau fonctionne normalement, la charge est essentiellement résistive (R1). En revanche, lorsque le réseau se trouve désorganisé, par suite de la perte d'un ouvrage de production ou de transport, cette charge peut comporter une composante inductive importante (L1). D'où les diagrammes d'impédance et de tension: Régime normal

régime perturbé

j*L*ω Impédance j*L*ω R1*n²

j*L1*ω∗n² R1*n²

V

V

V1

tension V1

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Nous voyons qu'en régime normal, la tension V1 aux bornes du transformateur est pratiquement égale à la tension V à la sortie de l'alternateur, mais qu'en régime perturbé elle est beaucoup plus faible. Dans ce cas, - les régleurs en charge des transformateurs 400 (ou225) kV / 90 (ou 63) kV passent sur la prise haute, c'est à dire celle qui donne le rapport de transformation n le plus faible, - puis les régleurs en charge des transformateurs 90 (ou 63) kV / 20 kV passent eux aussi sur des prises de plus en plus élevées. La partie résistive de la charge, ramenée au primaire du transformateur, diminue, et l'intensité augmente, de telle manière que la tension à la sortie de l'alternateur et la puissance active consommée restent les mêmes. Les lignes peuvent alors se trouver en surcharge, ce qui peut conduire à des déclenchements qui aggravent la situation et peuvent provoquer l'effondrement du réseau. A titre préventif, si une telle situation menace, le centre de conduite envoie aux régleurs en charge des transformateurs 400 (ou 225) kV / 90 (ou 63) kV un ordre de blocage sur une prise basse. L'impédance de la charge remonte, mais les régleurs des transformateurs 90 (ou 63) kV / 20 kV se mettent en route. Cette réaction annule partiellement l'effet du blocage précédent. C'est pourquoi elle doit être contrebalancée par la diminution de 5% de la tension de consigne de ces régleurs.

Bibliographie [53]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3 - PLAN DE DEFENSE Il intervient lorsque la dégradation de la situation est effective. Pour l'enrayer, il faut alors avoir recours à des coupures automatiques de liaisons, puis de clientèle. Deux types de situation sont envisagées: 3-1- PERTE DE SYNCHRONISME

(voir quatrième partie, §2)

3-1-1- Plan classique Son principe est sommairement décrit au § en référence, où nous avons vu que le réseau est progressivement découpé, de manière à isoler la zone malade, en utilisant les battements de tension. Les liaisons d'interconnexion avec l'étranger sont réglées au troisième battement, car on essaie de garder le plus longtemps possible le secours assuré par les réseaux de l'Europe de l'Ouest, à l'exception de l'Italie et de la Suisse, qui sont réglées au deuxième battement, et de l'Espagne, qui est réglée au premier battement. Les liaisons interrégionales sont réglées au deuxième battement, sauf les liaisons entre la région parisienne et les autres régions, qui sont réglées au troisième battement. Ceci est dû à la situation particulière de la région parisienne, où l'équilibre production - consommation est impossible. Les temps de déclenchement, c'est à dire la somme du temps de détection des battements et du temps d'ouverture du disjoncteur, sont d'autant plus longs que la fréquence de battement est plus faible. Nous pourrons retenir les ordres de grandeur suivants: pour une fréquence de battement de 4 hz - premier battement: 240 ms, - deuxième battement: 490 ms, - troisième battement: 740 ms, pour une fréquence de battement de 0,5 hz - premier battement: 1,55 s, - deuxième battement: 3,55 s, - troisième battement: 5,55 s. Ces dispositions sont figurées sur la carte ci-jointe.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Zones créées par les automates de débouclage sur rupture de synchronisme

Légende frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le premier battement frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le deuxième battement frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le troisième battement

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-1-2- Plan de défense coordonné. Dans le plan de défense actuel, l'isolement de la zone malade n'intervient que lorsque la perte de synchronisme a pu entraîner des perturbations sur une portion importante du réseau. Un plan de défense agissant avant que les perturbations ne soient effectives est en cours d'installation. Il est basé sur le principe suivant: - la phase de la tension est mesurée en permanence en 6 points de mesure dans chaque zone et transmise en un point centralisé; - la comparaison entre les phases des différentes tensions permet de détecter dès son apparition la perte de synchronisme d'une zone par rapport aux autres, et de définir les découpages et délestages nécessaires dans cette zone pour retrouver l'équilibre production - consommation; - les ordres correspondants sont émis: ordres de découpage chargés d'isoler la zone déséquilibrée, à destination des disjoncteurs de tension comprise entre 63 kV et 400 kV, et simultanément ordres de délestage à destination des disjoncteurs 20 kV; - le centre de conduite reboucle ensuite la zone séparée, après s'être assuré que le reste du réseau est correct, puis il rétablit l'alimentation des clients délestés. Pour être efficace, ce plan suppose qu'il s'écoule, entre la perte de synchronisme et l'ouverture effective de tous les disjoncteurs concernés, un temps maximal de 1,3 s. Ce temps comprend: - la transmission des tensions des points de mesure au point central, - la détection de perte de synchronisme par un ordinateur situé en ce point, - la prise de décision de cet ordinateur, - la transmission des ordres aux disjoncteurs, - le temps d'ouverture des disjoncteurs. De plus, les ordres d'ouverture des disjoncteurs chargés du découpage, et de ceux chargés du délestage, doivent être synchrones à moins de 0,1 seconde près. Dans la pratique, la mise en place de ce système a conduit aux dispositions suivantes: - la mesure de phase des tensions en chaque point se fait par référence à une horloge commune distribuée par satellite géostationnaire, - les ordres élaborés par le calculateur central sont transmis aux postes concernés par deux voies de transmission: un réseau utilisant le même satellite, et un réseau de faisceaux hertziens. Les avantages attendus de ce système sont: - limitation de la perte de synchronisme à une seule zone: elle est séparée du reste du réseau avant d'avoir eu le temps de le perturber, - maintien de l'alimentation des clients prioritaires dans la zone perturbée, - retour rapide à la normale. Il ne peut cependant être utilisé que si sa fiabilité est suffisante: -5 - probabilité de non fonctionnement

10

par sollicitation -7

- probabilité de fonctionnement intempestif 10

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par heure

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-2- Manque de production Il peut s'agir soit d'un manque de production de l' ensemble du réseau de l'Europe de l'Ouest, soit d'un manque localisé, dans une zone préalablement isolée du reste du réseau à la suite d'une perte de synchronisme. Le fonctionnement du plan de délestage est décrit dans la quatrième partie, §3. 3 - 3 - Plan de protection contre les reports de charge Il sert à prévenir les déclenchements par protection de surcharge. Sur les réseaux 400 kV et 225 kV, les protections de surcharge utilisées sont décrites dans la quatrième partie, §1. Les seules actions de prévention contre leur déclenchement à la suite d'un report de charge sont volontaires: changement de schéma, blocage régleur, délestage. Pour les réseaux 90 kV et 63 kV, le problème se pose différemment suivant que le réseau est exploité en antenne ou bouclé: - s'il est exploité en antenne, la ligne doit être dimensionnée pour supporter le courant admissible par les transformateurs. Il n'est donc pas nécessaire d'installer de protection de surcharge, sauf à titre temporaire, pour pallier une situation anormale, et aucune mesure de prévention n'est à prendre. - s'il est exploité bouclé, une ligne peut se trouver surchargée si elle se trouve dans une boucle reliant deux postes 225 kV, et si, par exemple, un défaut sur la ligne 225 kV reliant les deux postes provoque un report de charge sur la boucle 63 kV. La ligne doit alors être munie d'une protection de débouclage ampèremétrique, dont le rôle est d'ouvrir la boucle. Cette protection peut avoir des seuils de fonctionnement asservis aux saisons. Elle peut aussi avoir un relais directionnel, et son ordre de déclenchement peut être envoyé sur un départ différent de celui où elle effectue sa mesure, ceci afin de répartir au mieux la charge après le débouclage. Exemple:

X

X pda1

X A1

X A2

X

X

X B1

B2

T1

X C1

C2 T2

Si la puissance circule du transformateur T1 vers le transformateur T2, la protection de débouclage ampèremétrique pda1 placée en B1 voit passer un courant supérieur à celle qui est placée en B2. Mais la puissance disponible coté T1 est supérieure à celle disponible coté T2, et il est préférable d'alimenter la charge du poste B par T1. Pda1 envoie un ordre de déclenchement au disjoncteur B2, et réciproquement.

Bibliographie [53], [54]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 4 - PLAN DE

RECONSTITUTION DU RESEAU

C'est l'ensemble des dispositions prises pour réalimenter le réseau après une panne localisée ou généralisée. - Panne localisée Nous utilisons les différentes fonctions de l'ATRS, commandées par le déclenchement par manque de tension. - Panne généralisée Les fonctions précédentes sont mises hors service, soit par un ordre du centre de conduite, émis zone par zone, soit par une temporisation interne à l'ATRS, réglée par exemple à 10 minutes. Cette deuxième solution, adoptée à titre provisoire lorsque le centre de conduite ne dispose pas de moyens de télécommande suffisants, admet donc que si la tension n'est pas revenue au bout de 10 minutes, c'est qu'il s'agit d'une panne généralisée. Le centre de conduite réalise alors par des manœuvres volontaires la reprise de service, en respectant les priorités suivantes: - réalimentation des auxiliaires des centrales nucléaires non îlotées, - réalimentation des auxiliaires des centrales thermiques non îlotées, - réalimentation des clients prioritaires, - reprise progressive des autres clients. La réalimentation des auxiliaires de centrales nucléaires se fait en respectant des procédures préalablement validées (voir quatrième partie, § 6-1-5). Pour faciliter la réalimentation des clients, il est préférable de constituer des poches de consommation, c'est à dire des ensembles de postes 63 kV / 20 kV, alimentés à partir d'un même départ d'un poste 225 kV / 63 kV. Mais ceci impose de limiter le nombre de disjoncteurs s'ouvrant par manque de tension, et peut constituer un frein à la réalisation de systèmes de reprise automatique de service sur incident localisé, tels que décrits dans la quatrième partie, §6. Un compromis doit être recherché.

Bibliographie [53]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

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SIXIEME PARTIE (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

REGLAGES

1 - CALCULS DE RESEAU

1-1- Réseau sain et équilibré 1-2- Réseau équilibré affecté d'un défaut triphasé 1-3- Défaut monophasé franc ou résistant sur un réseau triphasé

2 - DETERMINATION DES REGLAGES - PRELIMINAIRES

3 - PROTECTION DES LIGNES A DEUX EXTREMITES

4 - PROTECTION DES LIGNES A TROIS EXTREMITES

5 - PROTECTION DES BARRES

6 - PROTECTION DES COUPLAGES

7 - PROTECTION DES TRANSFORMATEURS

8 - AUTOMATE DE REPRISE DE SERVICE

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 1 - CALCULS DE RESEAU - PRINCIPE Il est décrit par le code de calcul 909 de la CEI. 1-1- RESEAU SAIN ET EQUILIBRE Il peut être représenté par son schéma direct (voir composantes symétriques en annexe 1): Le réseau comporte n postes. Le poste i du réseau est alimenté par un générateur, considéré comme une source de courant Ji. Il alimente une charge d'admittance yii, et il est connecté à un poste j par une liaison d'admittance yij. Les postes qui ne sont pas alimentés par un générateur reçoivent un courant Ji = 0, les charges qui n'existent pas ont une admittance yii = 0, et les liaisons qui n'existent pas ont une admittance yij = 0

Ji




yij

yii

yjj

La loi de Kirchhof au point i donne:

Ji = Vi*( yii + yij) - Vj*yij

(1)

Au point i arrivent n-1 liaisons, réelles ou d'admittance nulle. Nous posons: j=n Yii = Σ yij j=1 et nous obtenons: Ji = Vi*Yii - Vj*yij - Vk*yik - ... Cette équation peut être écrite sous la forme matricielle suivante: J1 ... Ji ... Jn

=

Y11 ... ... ... yi1 ... Yii ... ... ... yn1 ...

y1i ... y1n ... ... ... yin * ... ... ... yni ... Ynn

V1 ... Vi

soit, en abrégé: J = Y*V ... Vn

Par inversion de cette matrice d'admittance, nous trouvons la matrice d'impédance Z: V=Z*J

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Si nous nous donnons, en module et en phase, les courants injectés sur le réseau par les groupes de production, et si nous connaissons les impédances de tous les ouvrages du réseau, nous pouvons obtenir les tensions sur chaque nœud électrique du réseau, ainsi que les courants circulant dans chaque ouvrage , par des équations du type suivant: yij * (Vi - Vj) = Iij Ceci nous permet ensuite de connaître les puissances actives et réactives qui transitent en chaque point du réseau. Des algorithmes permettent alors d'ajuster les paramètres J de telle manière que les tensions, ainsi que les puissances, restent à l'intérieur d'une fourchette donnée. Ce type de calcul est utilisé pour déterminer - la répartition des charges sur le réseau. Ces calculs sont nécessaires aussi bien pour les études prospectives que pour la conduite du réseau; - l'instabilité Erreur! Signet non défini.. Ces calculs demandent des moyens dont l'importance croît rapidement avec le nombre de nœuds du réseau. 1-2- RESEAU EQUILIBRE AFFECTE D'UN DEFAUT TRIPHASE.





V'1

If





V'n V'f

Nous étudions un court-circuit franc apparaissant sur le nœud F. Avant ce court-circuit, la tension en ce point était Vf. Nous appliquons alors sur ce réseau, dans lequel toutes les sources de courant sont court-circuitées, un courant If inconnu, mais tel qu'il crée une tension V'f = -Vf sur le nœud F. D'où l'équation: 0 ... If = Y * ... 0

V'1 ... V'f ... V'n

ce qui donne, après inversion

V'1 = Z1f * If ... V'f = Zff * If ... V'n = Znf * If

(1)

L'équation (1) nous donne alors la valeur de If, et à partir de là toutes les tensions. Les tensions en régime de défaut sont alors données en additionnant les tensions trouvées aux tensions calculées sur le réseau sain: V''1 = V1 + V'1 …. V'' f = Vf + V'f = 0 …. V''n = Vn + V'n Les courants et les puissances peuvent alors être calculés. Ce type de calcul est utilisé pour déterminer: - les valeurs des courants vus par les protections lors de courts-circuits triphasés, - les profondeurs des creux de tension occasionnés par un défaut triphasé, chez les clients situés dans une zone proche du défaut,

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 - l'instabilité dynamique du réseau.

1-3- DEFAUT MONOPHASE FRANC OU RESISTANT SUR UN RESEAU TRIPHASE Considérons le réseau triphasé ci-dessous. En régime permanent, les tensions et courants de chaque phase peuvent être calculés à partir du réseau direct.





















F











Vfa Rd F1


If

Nous ne changeons pas le réseau en ajoutant au point F une source de courant nulle en série avec une résistance Rd. Supposons maintenant qu'un défaut apparaisse en F. La tension préexistant en ce point, Va, a été déterminée par le calcul précédent. Nous considérons ensuite un régime dans lequel nous injectons au point de défaut un courant If, inconnu mais tel qu'il crée au point F1 une tension -Va, les autres sources de courant étant annulées. Le réseau ci-dessus peut se décomposer en un réseau direct, un réseau inverse, et un réseau homopolaire. L'injection du courant If dans le réseau triphasé se décompose alors en une injection d'un courant Idf = If / 3 dans le réseau direct, Iif = If / 3 dans le réseau inverse, et Iof = If / 3 dans le réseau homopolaire. D'où l'équation suivante, pour le réseau direct: 0 --Idf --0

--= ---

Yd11 --yf1 --ydn1

-----------

yd1f --Ydff --ydnf

-----------

yd1n

Vd1 ---

ydfn

*

Vdf

--Ydnn

Vdn

et deux équations analogues pour les réseaux inverse et homopolaire. L'inversion des matrices d'admittance considérées donne des matrices d'impédance permettant de calculer les tensions en fonction de If, et en particulier les tensions Vdf, Vif, et Vof au point F. La tension au point F, dans le régime considéré, est:

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Vfa = Vdf + Vif + Vof

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

D'où l'équation

Vfa = -Va + Rd* If

Qui permet de calculer If, puis toutes les tensions. La superposition des deux régimes donne le régime de défaut. Les tensions en régime de défaut sont alors obtenues en faisant la somme des tensions trouvées et des tensions en régime permanent, qui ne sont pas nulles seulement sur le réseau direct. Les courants peuvent ensuite être obtenus par des équations du type ydij * (Vdi - Vdj) yiij * (Vii - Vij) yoij * (Voi - Voj)

= Idij = Iiij = Ioij

Ce type de calcul permet d'obtenir les valeurs des courants phase par phase lors de court-circuits monophasés. Des méthodes analogues permettent les calculs de courant de court-circuit biphasés isolés ou biphasés - terre annexe 6, generalités, §5. Ce sont ces programmes qui sont le plus utilisés par les personnes chargées des réglages des protections. ----------------------------Pour ces différents types de calcul, il existe à EDF des programmes adaptés aux grands réseaux, tournant sur des calculateurs puissants (COURCIRC), ainsi que des programmes plus simples, utilisables sur des microprocesseurs, et adaptés aux réseaux moins étendus (EGERIE).

Bibliographie [55], [99], [109]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 2- DETERMINATION DES REGLAGES - PRELIMINAIRES Qui se charge des réglages? Dans un premier temps, c'est un théoricien, qui calcule les différents paramètres et établit une note de réglage. Ensuite, c'est un homme de terrain, qui les affiche sur les appareils, et vérifie leur validité, par des étalonnages si nécessaire. Pour que ces opérations se déroulent correctement, il importe que: - le théoricien qui calcule les paramètres soit aussi celui qui a choisi les protections, les réducteurs de mesure, et, s'il y a lieu, les systèmes de téléaction. Le calcul des paramètres doit faire partie des études préliminaires au choix des protections (voir huitième partie, § 7); - le théoricien joigne à sa note de réglage un document expliquant les options qu'il a prises, et auquel pourront éventuellement se reporter les personnes chargées des analyses d'incidents; - les notes de réglage fournies par le théoricien à l'homme de terrain doivent indiquer sans ambiguïté les valeurs à afficher sur les équipements; - l'homme de terrain dispose d'un document lui indiquant les essais de vérification, et, s'il y a lieu, d'étalonnage des équipements (voir huitième partie, §5); - l'homme de terrain fasse partie de l'équipe qui sera ensuite chargée d'exploiter les appareils mis en service. Dans les chantiers auxquels participe EDF International, il est souvent difficile de respecter ces règles. A défaut, le maître d'ouvrage devra assurer une bonne coordination des différentes tâches.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3- PROTECTION DES LIGNES A DEUX EXTREMITES 3-1- REGLAGE DES PROTECTIONS DE DISTANCE (voir troisième partie, §2-1) Il faut distinguer quatre étapes: 3-1-1- Contraintes dues au réseau. Elles permettent de déterminer la réactance de première et de deuxième zone, ainsi que la zone de fonctionnement normal dans le plan d'impédance, mais tout cela en valeurs "haute tension". - rappel: le plan d'impédance est le plan Z = Va / (Ia + ko*Ir) pour la boucle phase a-terre, et Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) pour la boucle a - b, les autres s'en déduisant par permutation circulaire. 3-1-1-1- Données concernant la ligne à protéger Ce sont: - son impédance directe, et son coefficient de terre - son courant de charge permanent et temporaire - les exigences des exploitants d'exploitation.

( voir annexe 3) (voir quatrième partie et annexe 2) (voir annexe 2)

Les données concernant le premier et le second point sont fournies par des mesures sur chaque ligne. A défaut nous prendrons les valeurs usuelles données dans les directives ligne [3]. exemples Ligne 400 kV, deux conducteurs en faisceau de 570 mm par phase, deux câbles de garde de 228 mm² zdL = 0,32 ohm/km; θ = 85°; ko = 0,5; IMAP hiver 2 = 2540 A Ligne 225 kV, un conducteur de 570 mm par phase, deux câbles de garde de 147 mm² zdL = 0,41 ohm/km; θ = 81°; ko = 0,44; IMAP hiver 2 = 1270 A Ligne 63 kV, un conducteur de 228 mm² par phase, deux cables de garde de 94 mm zdL = 0,4 ohm/km; θ = 70°; ko= 0,52; IMAP hiver 2 = 710 A Ligne 63 kV, un conducteur de 228 mm² par phase, pas de cable de garde, terrain très résistant zdL = 0,4 ohm/km, θ = 70°; ko= 0,85; IMAP hiver 2 = 710 A Les exigences des exploitants sont par exemple l'insensibilité de la protection aux cycles de report de charge monophasé. Des exigences standard sont données dans l' annexe 2, § 21 3-1-1-2- Données extérieures Le réseau situé autour de la ligne à protéger peut avoir une influence sur les réglages. Nous pouvons noter: - présence d'une ligne en parallèle avec la ligne à protéger, - présence d'une ligne courte au-delà de la ligne à protéger, - présence d'un couplage sur le poste à l'autre extrémité, - présence d'un transformateur 63kV / 20 kV à l'extrémité de la ligne à protéger. Les données concernant la ligne à protéger, ainsi que les données extérieures, nous permettent de déterminer les paramètres suivants:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 - réactance de première zone Elle est définie dans le guide de réglage Pour les lignes longues, simples, c'est 80 % de la réactance de la ligne. Pour les lignes courtes, c'est à dire pour les lignes de réactance directe inférieure à 4,5 Ohm, soit environ 15 km en 400 kV, il faut utiliser un système à blocage (voir troisième partie, § 2-1-5-1-6). La première zone est alors réglée au minimum à 120 % de la réactance de la ligne (240% avec les protections numériques pour s'assurer que le temps de déclenchement reste suffisamment faible, voir troisième partie, § 214) . Elle ne peut pas être inférieure à 3,9 Ohm. Le déclenchement en premier stade doit alors être temporisé de 50 ms environ, correspondant à la somme des dispersions des temps de fonctionnement des protections, du temps de fonctionnement de la téléaction, et d'un temps de sécurité. D'autre part, lorsque deux lignes sont installées en parallèle sur une même file de pylônes, (ligne double), et si l'une des deux est consignée et mise à la terre aux deux extrémités, un défaut sur l'autre ligne sera vu sous une réactance plus faible que celle attendue. En effet, dans ce cas, les équations de boucle s'écrivent, pour un défaut sur le poste situé à l'autre extrémité, (voir troisième partie, §2127): Va1 = Xd * (Ia1 + ko * Ir1 + kom * Ir2) 3 * Va2 = Xo2 * Ir2 + Xom * Ir1 = 0

(terne en service) (terne consigné)

(1)

En remarquant que Xo2 = Xd * (3 * ko + 1), et que Xom = 3 * Xd * kom, nous trouvons: Va1 X mesuré =

3 * kom² = Xd * [ 1 -

Ia1 + ko * Ir1

Ir1 *

3 * ko + 1

] < Xd Ia + ko * Ir1

Pour éviter les déclenchements intempestifs sur défaut au-delà de l'extrémité de la ligne, la première zone est réglée à 70% de la réactance de la ligne. - réactance de deuxième zone. . Dans la plupart des cas, elle est réglée à 120 % de la réactance de la ligne. . Sur les lignes courtes pour lesquelles nous utilisons des systèmes à blocage, elle est réglée a minima à la même valeur que la réactance de première zone. . Sur les lignes longues suivies de lignes courtes, pour lesquelles le réglage à 120% de la protection Pa de la ligne longue dépasse la première zone de la protection Pb de la ligne courte, ( voir figure ci - dessous), ce réglage est maintenu, mais la temporisation correspondante est allongée d'un intervalle sélectif. Si, compte tenu de la marge d'erreur, ce réglage risque de dépasser le réglage de deuxième zone de la ligne courte, c'est ce dernier qui est allongé, de manière à dépasser celui de la ligne longue. 2ème zone corrigée 2ème zone poste A 1ère zone Pa

Pb première zone poste B deuxième zone

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poste C

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

Dans l'exemple ci-dessus, la ligne AB est longue de 100 km, la ligne BC est longue de 20 km, et nous supposons qu'elles ont même réactance linéique, soit 0,4 ohm / km. La deuxième zone de AB est réglée à 48 ohm. Nous supposons que la précision des mesures de deuxième zone est de 10%. La deuxième zone de AB peut donc porter jusqu'à 52,8 ohm. La deuxième zone de BC devra alors porter a minima jusqu'à 12,8 ohm. Elle devra être réglée à: 12,8 ohm + 10% = 14,1 ohm,

au lieu de 9,6 ohm.

Sur les lignes doubles fonctionnant en parallèle, un défaut sur le poste situé à l'autre extrémité donne, sur chaque ligne, les mêmes courants Ia1=Ia2, et Ir1 = Ir2. D'où: kom * Ir1 X mesuré = Xd * [1 +

] < Xd Ia1 + ko * Ir1

L'induction mutuelle entre les lignes se traduit par une augmentation de l'impédance vue par l'autre extrémité. La réactance de deuxième zone est alors réglée à 170% si les lignes possèdent au moins un câble de garde, et 190% dans le cas contraire. - Nombre d'intervalles sélectifs ( voir troisième partie, § 11 ) . La temporisation de deuxième stade doit être réglée à un intervalle sélectif après le premier stade du couplage du poste situé à l'autre extrémité de la ligne, s'il existe. Ce dernier est réglé à un intervalle sélectif après les premiers stades des protections de ligne situées au-delà de ce poste. De même la temporisation de troisième stade doit être réglée un intervalle sélectif après le deuxième stade du même couplage, et le quatrième stade un intervalle au-delà. - Domaine de fonctionnement hors défaut (voir annexe 2). Un point situé dans ce domaine ne doit provoquer aucun fonctionnement de la protection, qu'il s'agisse de déclenchement ou de verrouillage par le système antipompage. Cette zone est déterminée par les trois contraintes suivantes: 1°- impédance minimale de fonctionnement. Elle est déterminée à partir des contraintes d'exploitation définies au § 3111, et de la tension minimale Vmin observable sur le réseau considéré. (voir annexe 2) 2°- écart maximal de tension entre les deux extrémités de la ligne. En effet, le personnel chargé de la conduite du réseau veille à ce que, dans chaque poste, la tension reste située entre deux valeurs Vmax et Vmin. 3° - puissance réactive. Elle ne dépasse pas la moitié de la puissance active, ce qui signifie que l'argument de l'impédance de transit ne dépasse pas 30 ° (constatation empirique qui ne fait pas l'objet d'une surveillance systématique par l'exploitant. Chacune de ces contraintes est appliquée aux deux extrémités de la ligne. - Défauts ne devant pas solliciter la protection Par exemple, un défaut situé au secondaire d'un transformateur 63 kV / 20 kV ne doit pas provoquer la mise en route des protections du réseau 63 kV l'alimentant.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-1-2- Contraintes dues à l'appareillage 3-1-2-1- Réducteurs de mesure Le calibre du réducteur de tension est déterminé par la tension primaire nominale. Sa tension secondaire nominale est toujours 100 V / √ 3 Le calibre du réducteur de courant est déterminé par: - le courant permanent maximal sur la ligne, qui ne doit pas dépasser 1,2 fois le courant nominal Ipn du réducteur, - le courant de court-circuit maximal qu'il aura à supporter, et qui ne doit pas dépasser 20 fois son courant nominal, - le courant nominal secondaire Isn, qui peut être 1A ou 5A. Le rapport de transformation détermine alors, à partir des valeurs de seuil des relais de courant des protections, de l'ordre de 0,2 * Isn à 0,5 * Isn suivant les modèles, le courant minimal primaire capable de mettre en route ces protections. En effet, pour que la protection démarre, il faut qu'au moins un de ces relais fonctionne. Certains défauts peuvent ainsi être éliminés tardivement par certains départs, qui ne se mettent en route qu'après ouverture d'un disjoncteur. Il faut alors vérifier que de telles séquences ne provoquent pas d'incompatibilités avec le fonctionnement des réenclencheurs. La connaissance du calibre des réducteurs de mesure permet alors de déterminer le rapport kz entre les impédances vues côté réseau, dites impédances haute tension, et les valeurs affichées sur la protection, dites impédances basse tension. Exemple: Le rapport de transformation du réducteur de tension est 60 000 V / 100 V Le rapport de transformation du transformateur de courant est 1000 A / 1 A L'impédance basse tension sera obtenue en multipliant l'impédance haute tension par kz = (100 / 60 000) / ( 1 / 1000) = 1,66 Nota: Dire que la classe de précision d'un réducteur de courant est 5 P 20 signifie que sa précision, hors régime transitoire, est de 5% à 20 In, lorsqu'il débite sur sa charge nominale. Il faut ensuite s'assurer que l'ensemble protection - réducteur n'est pas susceptible de fonctionner de manière erronée à cause des phénomènes de saturation (Voir annexe 4). 3-1-2-2- Disjoncteurs Le temps maximal de fonctionnement des disjoncteurs intervient dans le calcul des intervalles sélectifs ( voir troisième partie, § 11). Il doit donc être connu pour chacun d'eux.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-1-3- Contraintes dues à la protection 3-1-3-1- Mise en route - La zone de fonctionnement hors défaut doit se trouver entièrement à l'extérieur de la caractéristique de mise en route de la protection, à laquelle il faut ajouter, s'il y a lieu, la zone d'antipompage, et, dans tous les cas, une marge de sécurité estimée généralement à 15%. La caractéristique de mise en route, ainsi que les paramètres servant à la régler, sont différents d'un type de protection à l'autre. De plus, le plan d'impédance utilisé par la mise en route de la protection peut varier. Exemple: Le plan considéré pour les mesures de distance de défaut monophasé est toujours le plan de référence défini au § 3-1-1. Si la caractéristique de mise en route est élaborée par la boucle d'impédance Z' = Va / Ia le réglage de Z' à une valeur z conduit, dans le plan des mesures de distance, à un point représentatif d'affixe: Z = z / (1+ko) D'autre part, l'élaboration des caractéristiques est réalisée soit par des potentiomètres réglables de manière continue, soit par des roues codeuses, straps, plots ou commutateurs donnant des valeurs discrètes. Une méthode de réglage doit être élaborée pour chaque type de protection. Ces propriétés sont détaillées pour chaque type de protection dans l'annexe 6. 3-1-3-2- Mesures de distance Lorsque le défaut est franc, la mesure de distance est entachée d'erreurs provenant de l'imprécision sur la connaissance de l'impédance de la ligne, de la réponse des réducteurs de mesure, et du fonctionnement interne de la protection. Lorsque le défaut est résistant, une autre erreur vient s'ajouter, qui provient du fait que le courant dans le défaut n'est pas en phase avec le courant dans la portion de ligne située entre le défaut et le point de mesure. Les protections ne réagissent pas toutes de la même manière à ce phénomène: - certaines réalisent simplement une mesure de réactance. La réactance mesurée varie avec le transit, comme dans l'exemple monophasé vu dans la troisième partie, § 21112. Si nous voulons être certains que les défauts vus en première zone soient bien sur la ligne, nous devons limiter le rapport Rd / X1, où Rd est la résistance maximale détectable de défaut, et X1 l'impédance limite de première zone;

- d'autres protections font appel à des systèmes plus élaborés. Reprenons le comparateur de phase décrit dans la troisième partie, § 21311. L'astuce consiste à utiliser, . pour créer les tensions image, le courant de boucle Ia + ko * Ir, . pour déterminer les instants où a lieu la comparaison, un courant supposé en phase avec le courant de défaut, et appelé courant pilote ou courant de polarisation. C'est, par exemple, pour la mesure de première zone, le courant Ir.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Les équations s'écrivent alors, en reprenant les mêmes notations: d (ia + ko * ir) v - v' = r * (y - y') * (ia + ko * ir) + L * (y - y') *

+ Rd * ir dt d (ia + ko * ir)

v - v" = r * (y + y") * (ia + ko * ir) + L * (y + y") *

+ Rd * ir dt

Lorsque ir = 0, v - v' change bien de signe par rapport à v - v" lorsque y = y'. La mesure de distance est insensible au transit si le courant ir est en phase avec le courant de défaut. Si les impédances homopolaires ont un argument différent de part et d'autre du défaut, certaines protections possèdent un système de rattrapage permettant de remettre ir en phase avec le courant dans le défaut. Si les impédances homopolaires sont élevées, le courant de polarisation peut être pris égal à

ia + ir.

Le courant de polarisation pour la mesure de deuxième zone, qui doit être précise lorsque le disjoncteur de l'autre extrémité est ouvert, peut être pris égal au courant ia. . En conclusion, la valeur maximale du rapport Rd / X1 est une valeur qui dépend du type de fonctionnement de la protection. Elle est fournie par le constructeur, qui malheureusement ne précise pas toujours les conditions de transit auxquelles il se réfère. 3-1-3-3- Réglage de la zone amont (protections à caractéristique quadrilatère) - Il ne doit pas limiter la résistance maximale de défaut détectable en un point situé coté ligne, mais proche du poste. Z D


M

Z4

Z'4

Un défaut en M n'est pas vu si la quatrième zone est réglée à Z4. Il faut la régler à Z'4

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-1-4- Contraintes dues aux autres protections 3-1-4-1- Autres protections du réseau de transport. - contrainte sur la caractéristique Lorsque dans un même réseau deux protections ont des largeurs de bande réglées de manière différente, ou a fortiori si les formes des caractéristiques sont différentes, un défaut résistant sur une ligne peut ne pas être vu par la protection la plus proche, et être vu par une protection plus éloignée. Ce phénomène est surtout sensible sur les files de postes à deux départs. . file de postes à deux départs ligne

poste A

poste B

pa

poste C

pb

Défaut résistant

Charge passive

•M B

A

Caractéristique de largeur minimale de Pa Caractéristique de largeur maximale de Pb

Le point M représentatif du défaut résistant peut être vu par Pa et pas par Pb, alors que c'est Pb qui devrait déclencher et non Pa.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Dans ce cas nous nous efforçons d'avoir des protections de même caractéristique sur une même file de postes. Alors, pour être certain qu'un défaut ne risque pas d'être vu en deuxième zone par la protection éloignée PA sans être vu en première zone par la protection proche PB, il faut que la largeur de bande de deuxième zone de PA soit inférieure à la largeur de bande de première zone de PB. Une telle pratique est généralement incompatible avec la limitation de largeur de bande vue au §3132, et n'est généralement pas prévue dans les protections. Il existe donc toujours un risque que certains défauts résistants provoquent des déclenchements intempestifs. nota: ce problème existe surtout sur le réseau EDF, du fait de l'absence de câbles de garde sur un grand nombre de lignes d'une part, de l'utilisation de protections homopolaires lentes d'autre part. En effet, si sur un réseau il y a peu de défauts résistants, ou si ces défauts sont éliminés avant échéance des deuxièmes stades des protections de distance, le risque de déclenchement en deuxième stade par une protection éloignée devient très faible. C'est la raison pour laquelle, sur de nombreux réseaux étrangers, les zones des protections de distance ont des largeurs croissant avec la portée, ce qui leur permet d'avoir une précision identique sur les mesures de distance des différentes zones. En revanche, sur le réseau EDF, les zones ont toutes les mêmes largeurs, et la précision de la mesure de distance de première zone sur défaut résistant peut constituer, surtout sur les lignes de faible longueur, une limite au réglage des largeurs de bande. . Postes à plus de deux départs ligne Supposons qu'au point B une autre ligne arrive (ligne en pointillé). Le courant circulant en aval de B se trouve alors scindé en deux parties, dans un rapport qui dépend des impédances amont et des forces électromotrices des sources les alimentant. Les impédances vues de B et B' sont alors plus élevées, et généralement un point situé à l'extérieur de la caractéristique de première zone de PB se trouve à l'extérieur de la caractéristique de deuxième zone de PA. Une vérification au moyen d'un programme de calcul de court circuit est cependant souhaitable. - contrainte sur les temporisations (voir troisième partie, § 11) Le calcul des intervalles sélectifs inclut la dispersion sur les temps de fonctionnement, ainsi que les temps de retombée des différentes protections devant être sélectives entre elles. 3-1-4-2- Protections des groupes de production Ces protections sont destinées à protéger les groupes de production. Elles sont décrites dans l' annexe 7. Une partie d'entre elles peut être amenée à éliminer en secours les défauts apparaissant sur le réseau de transport, et susceptible d'endommager les groupes. Les fonctions suivantes sont concernées: - maximum de courant phase ou neutre, - minimum de tension phase, - maximum de tension neutre, - minimum et maximum de fréquence, C'est pourquoi, afin de ne pas perturber les séquences de fonctionnement des protections du réseau de transport, leurs temporisations sont réglées à des valeurs telles que toutes les possibilités de fonctionnement des protections du réseau de transport ont été épuisées lorsqu'elles arrivent à échéance. Elles sont donc réglées au-delà du quatrième stade des protections de distance, et du temps maximal de fonctionnement des protections homopolaires. -------------------------------------------------------------------------La synthèse de ces différentes contraintes donne les réglages des première, deuxième et troisième zone, vers l'aval, de la quatrième zone, vers l'amont, et la résistance maximale détectable, ainsi que de l'ensemble des valeurs des temporisations. Bibliographie [52], [56], [57]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-2- REGLAGE DES PROTECTIONS A COMPARAISON DE PHASE (voir troisième partie, §2-2) Prenons l'exemple de la GEC P10. - Elément de mise en route. C'est en fait un élément de mise en route de protection de distance, sans antipompage. Il obéit aux règles vues au § précédent. - Liaison de transmission. Cette protection utilise nécessairement une liaison à courant porteur ligne. La bande de fréquence est choisie dans le plan de fréquence établie par le Service Télécommunications. - Elément de comparaison de phase. Aucun réglage n'est prévu sur cet élément. 3-3- REGLAGE DES PROTECTIONS DIFFERENTIELLES DE LIGNE.( voir troisième partie, §231) - Réducteurs de courant. Si leur rapport est différent d'une extrémité à l'autre, le courant secondaire est multiplié par un coefficient de rattrapage supérieur à 1 du coté où il est le plus faible. - Courant capacitif. Si la ligne est longue, le courant direct primaire à une extrémité est différent du courant à l'autre extrémité, d'une valeur Idc = Vdn * c * ω * L c étant la capacité linéique phase - terre, de l'ordre de 9 nf / km, et L la longueur de la ligne. Exemple: soit une ligne 400 kV de 200 km, dont le courant nominal est 1000 A. Le courant capacitif Idc vaut alors 130 A, et le rapport Idc / Idn vaut 0,13. Or le constructeur préconise une compensation seulement si ce rapport dépasse 0,15. Cette compensation n'est donc nécessaire que pour les lignes longues et faiblement chargées. - Mise en route par relais à maximum de courant résiduel. Ce relais comporte un seuil fixe, non réglable, et un seuil à pourcentage, réglable. Il doit être insensible aux courants de déséquilibre permanents circulant sur la ligne protégée. Or ces courants dépendent de la manière dont le réseau a été construit: longueur des lignes, transpositions, armements, disposition des phases sur les lignes à deux circuits ou plus, mises à la terre des transformateurs. Le réglage optimal du relais nécessite des mesures de courant homopolaire en fonctionnement normal sur la ligne. Nous admettrons que le courant résiduel permanent ne dépasse pas 0,2 * In - Mise en route par relais à maximum de courant inverse Mêmes remarques qu'au paragraphe précédent. - Mise en route par relais d'impédance. Il obéit aux mêmes règles que les protections de distance.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 - Relais différentiel C'est un relais à seuil fixe. Ce seuil est choisi supérieur au courant maximal circulant dans chaque phase en exploitation normale, c'est à dire au courant maximal admissible en permanence. De cette manière, une mise en court-circuit fortuite d'un transformateur de courant ne provoque pas de déclenchement intempestif. - Compensation du délai de transmission. Elle nécessite la mesure du temps de décalage entre les intensités locales et les intensités transmises, sur le site. 3-4 REGLAGE DES PROTECTIONS A PUISSANCE HOMOPOLAIRE. Le calcul des paramètres de réglage de ces protections est exposé dans la troisième partie, § 2-4. Ce calcul suppose choisis: - le temps de base - la puissance de référence S, c'est à dire celle qui donne un temps dépendant de 1 seconde. Ces valeurs sont choisies à partir des considérations suivantes: - pour les réseaux 400 kV et 225 kV la protection doit être insensible aux cycles de réenclenchement monophasés, ce qui conduit à un temps fixe supérieur à 1,5 seconde, - pour tous les réseaux, cette protection ne doit pas être considérée comme un secours des protections de distance sur défaut monophasé, car la sélectivité de ces protections les unes par rapport aux autres est mauvaise pour les défauts francs ou faiblement résistants. Elle doit donc opérer seulement après le troisième stade des protections de distance. Actuellement, comme le réseau 63 kV comporte encore beaucoup de protections électroméca-niques, la temporisation de troisième stade est réglée à 1,5 seconde, d'où la même contrainte que précédemment, - dans une même boucle, la valeur de S, en valeur primaire, doit être identique pour tous les départs. Elle est d'autant plus élevée que les courants primaires sont plus importants. Sur le réseau 63 kV les valeurs suivantes ont été choisies: . S = 5 MVA sur les boucles où l'intensité nominale minimale des transformateurs de courant est 500 A, . S = 10 MVA sur les boucles où l'intensité nominale minimale des transformateurs de courant est 1000 A. - ces protections possèdent un seuil de courant résiduel minimal, réglable de 0,1 * In à In. Il est généralement réglé à 0,2 * In, pour les mêmes raisons que les protections différentielles de ligne. - elles possèdent en outre un seuil de puissance résiduelle non réglable, au delà duquel elles ne fonctionnent plus. Ce seuil correspond à un temps dépendant est égal à 3,3 fois le paramètre i. 3-5- REGLAGE DES PROTECTIONS D'ANTENNE PASSIVE. ( voir troisième partie, §15) Les réglages à déterminer sont: - le seuil de courant de neutre du transformateur. Il est pris égal à 0,2 * In, par homogénéité avec les protections homopolaires, - la temporisation de la version temporisée. Elle doit être sélective avec le deuxième stade des protections du poste situé à l'autre extrémité, - le retard à la retombée du télédéclenchement. Il est supérieur à la différence entre le temps maximal de transmission de l'ordre, et le temps minimal pendant lequel la protection émet l'ordre.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3 - 6 - PROTECTION MASSE-CABLE ( voir troisième partie, § 16 ) Les données nécessaires sont: - le courant de court-circuit monophasé minimal, - le courant de gaine capacitif linéique Jc, crée par la tension nominale Vn à l'entrée de la gaine d'une phase, par kilomètre. Les paramètres à calculer sont: - le seuil de courant du relais. Il doit être situé entre le courant de court-circuit monophasé minimal et le courant capacitif de gaine en cas de défaut extérieur. Dans ce dernier cas, la tension résiduelle vaut: Zo Vr = Vn * 3 * Zo + 2 * Zd avec:

Zo = impédance homopolaire du réseau vue du point de défaut, Zd = impédance directe vue du point de défaut,

et le courant capacitif vaut:

Ic = Jc * L * Vr / Vn.

En pratique, le réglage du relais à 350 A donne satisfaction dans pratiquement tous les cas.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-7- PROTECTION DIFFERENTIELLE DE CABLE (voir troisième partie, § 232). seul le défaut phase - terre est pris en considération. La protection établit qu'il y a un défaut sur la liaison si: Σ Ie - Σ Is >0,56* Σ Ie + (P3 / 100) * 0,435 * In avec:

ΣIe = somme des trois courants à l'extrémité du câble où se trouve la protection, ΣIs = somme des trois courants à l'autre extrémité P3 étant l'affichage d'un potentiomètre situé sur la protection.

Le réglage du paramètre P3 est donné par les trois formules suivantes: 1°)

P3 = 100 * Vn * Cω * A * K / In

pour Zo / Zd < 0,12

Ce réglage prend en compte le courant capacitif en régime équilibré D' * Vn * Cω * A * K 2°)

P3 = 100 *

pour 0,12 < Zo / Zd < 1,32 0,435 * In

Ce réglage prend en compte le courant capacitif en cas du défaut biphasé - terre extérieur D * Vn * Cω * A * K 3°)

P3 = 100 *

pour 1,32 < Zo / Zd 0,435 * In Ce réglage prend en compte le courant capacitif en cas du défaut monophasé extérieur Dans ces formules, les différents facteurs sont définis comme suit Zd = impédance directe vue du point de défaut Zo = impédance homopolaire vue du point de défaut A

= 1,2 en 90 kV et 63 kV = 1,12 en 225 kV = 1,05 en 400 kV

Vn

= tension nominale,

C

= capacité d'une phase du câble par rapport à la terre,

K

= 1,2

D

=

16,4 * (Zo / Zd)² + 0,27 * (1 + 0,5 * Zo / Zd)² 2 + Zo / Zd 4,5 * Zo / Zd D'

= 2 * Zo / Zd + 1

D' correspond au cas du défaut biphasé - terre extérieur D correspond au cas du défaut phase - terre extérieur

Bibliographie [105]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 3-8- AUTOMATE CONTRE LA DEFAILLANCE DU DISJONCTEUR Les valeurs à connaître pour effectuer les réglages sont: - le temps d'ouverture du disjoncteur de la tranche, - le temps de retombée de la protection la plus lente à retomber, située dans la tranche. Deux paramètres sont à régler: - le seuil des relais de courant. Il est inférieur au seuil minimal susceptible de faire fonctionner les protections. Nous prenons 0,2 * In. - la temporisation. C'est la somme . du temps maximal de fonctionnement du disjoncteur de la tranche, . du temps de retombée le plus long rencontré parmi les protections de la tranche, y compris celui d'éventuels relais intermédiaires. Cas particulier: - Protection différentielle de ligne. En cas de défaillance d'un disjoncteur à une extrémité, les protections des deux extrémités ne retombent pas. L'automate doit alors faire confiance uniquement à ses relais à maximum de courant.

Bibliographie [57]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 4 - PROTECTION DES LIGNES A TROIS EXTREMITES Préliminaire: protégeabilité Il peut exister des cas où un défaut n'est vu en première zone par aucune des extrémités. Il est alors inutile d'utiliser une accélération de stade. Un système de verrouillage est mieux adapté. Pour déterminer ces cas, il faut se reporter à la note [57]. Son application nécessite l'utilisation des programmes de calcul de courant de court-circuit, dont le principe a été sommairement décrit au § 1.

4 - 1 - PROTECTIONS DE DISTANCE DES SORTIES DE CENTRALE. Les sorties de certains groupes de production nucléaire se présentent de la manière suivante:

1300 MW




1600 MVA

Pa

Pb

poste A X X

transformateurs de soutirage 3 fois 36 MVA

poste B X

transformateurs de secours d'un autre groupe 2 fois 36 MVA

Lorsque la protection Pa voit un défaut monophasé en extrémité de ligne, une partie du courant de défaut se reboucle par les transformateurs de secours, et ne passe donc pas par le transformateur de courant de Pa. Le défaut est alors vu au-delà du poste B. Ceci oblige à allonger la deuxième zone à 145 % si la ligne est à un circuit, et à 200 % si elle est à deux circuits.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 4 -2 -LIGNE 225 KV, PIQUAGE PASSIF SYMETRIQUE COURT. ( voir troisième partie, § 2-1-5-2-1, et annexe 10)




D1 X P1

D2 X P2




X D3

Si le réglage est fait pour obtenir un déclenchement rapide, la première zone de la protection P1doit être inférieure à 80% de la réactance de la ligne complète, (voir figure ci-dessus), et à 80% de la réactance de l'ensemble formé par le tronçon D1-D3 et le transformateur, et réciproquement pour la protection P2. Si le réglage est fait pour obtenir un déclenchement lent et sélectif, la première zone de P1 est réglée à 80% de la réactance de D1-D3. Dans les deux cas la deuxième zone est réglée à 120 % de la réactance de D1-D2.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 4 - 3 - LIGNE 225 KV, PIQUAGE DISSYMETRIQUE LONG, PASSIF OU FAIBLEMENT ACTIF. (voir troisième partie, § 2-1-5-2-3, et annexe 10) Dans ce cas, un calcul de courant de court-circuit permet de savoir si P1 se met en route sur défaut situé près de P3, (voir figure du § cité), et si un défaut en P1 fait fonctionner une protection de distance en P3. Les résultats de ces calculs permettent de déterminer le système de protection à adopter, et ensuite les réglages. 4 - 4 - SCHEMAS SUSCEPTIBLES DE PROVOQUER DES DEFAUTS APPAREMMENT EVOLUTIFS Il s'agit de schémas dans lesquels la séquence d'élimination d'un défaut provoque une modification apparente de la position de ce défaut dans le plan d'impédance des protections de distance, pouvant se traduire par un changement de zone. Considérons deux exemples: Exemple 1




A X

B X

XC


La protection placée en A voit le défaut en deuxième zone à cause de l'injection venant de B, puis en première zone après ouverture de B. Exemple 2

X

B X

C X

X A

La protection placée en B voit le défaut en amont, puis, après ouverture de A, en aval. Elle peut alors voir le défaut en troisième zone, du fait de l'injection venant de C. Après ouverture de C, elle le voit en première ou en deuxième zone. Certaines protections commutées ont un mauvais comportement sur les défauts évolutifs, réels ou apparents. En effet, leur temporisation se remet à zéro à chaque changement de zone, de direction, ou de sélection de phase, ce qui conduit à des temps d'élimination inacceptables. Il est important de ne pas les utiliser sur ces schémas. Elles ne doivent pas non plus être utilisées dans des zones favorables à l'apparition de défauts réellement évolutifs, telles qu'installations vétustes ou sous - isolées. Bibliographie [57], [102]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 5 - REGLAGE DES PROTECTIONS DE BARRES 5 - 1 - PROTECTION DIFFERENTIELLE DE BARRES A HAUTE IMPEDANCE Elle est caractérisée par le fait que les réducteurs de courant principaux se saturent avant les transformateurs de courant auxiliaires. 5-1-1- Données préliminaires - Courant de court-circuit maximal et courant de court circuit minimal. Ces valeurs sont données par le programme de calcul de courant de court circuit, pour les différentes configurations possibles du réseau. - Résistance des éléments de circuit situés entre la protection, qui occupe généralement une position centrale dans le poste, et chacun des réducteurs de courant principaux. Ces valeurs sont données par des mesures avant mise en service. Ce sont: rtcp

rf

rp

n

rs

rd

réducteur principal - rtcp - rf -n - rp - rs - rd

transformateur auxiliaire = = = = = =

résistance d'enroulement du réducteur principal résistance de la filerie entre le réducteur principal et le transformateur auxiliaire rapport du transformateur auxiliaire résistance d'enroulement primaire du transformateur auxiliaire résistance d'enroulement secondaire du transformateur auxiliaire résistance du relais de détection de la protection

Exemples de valeurs: n rp rs

1 / 0,1 à 1 / 0,5 0,4 à 4 Ω 4Ω

5 / 0,2 à 5 / 1 0,04 Ω à 0,2 Ω 4Ω

- Tension de coude de saturation des réducteurs de courant. Elle est généralement donnée par le constructeur. Dans le cas contraire, elle peut être obtenue par la formule suivante: Vc S≥ ( - rtcp) * In² (1) Incc avec: S = puissance maximale de précision du réducteur Vc = tension de coude Incc = courant nominal secondaire de court-circuit, soit 20 * In pour un réducteur de classe 5p20. Exemple: S = 15 VA;

In = 5A;

Incc = 100 A;

Rs = 0,18 Ω;

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ce qui donne

Vc ≤ 42 V

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 5-1-2- Réglages - Valeur de la résistance du relais de détection Rd: Il faut vérifier qu'en marche normale, c'est à dire lorsque le courant circulant dans chaque départ est inférieur ou égal à In, aucun réducteur n'est saturé. Sinon un courant de déséquilibre apparaît, susceptible de donner une alarme, comme si un circuit courant avait été laissé court-circuité. La condition est la suivante: rs + rd Vc >= 1,2 * In * (rtcp + rf + rp +

)

(2)

n² sur la boucle la plus résistante. La valeur de rd peut être sélectionnée parmi un choix de valeurs disponibles, par exemple, pour la DIFB: 113 Ω, 167 Ω, 200 Ω, 250 Ω . Nous prenons la plus élevée qui soit compatible avec la formule

(2)

- Couple seuil fixe - pente

Id = somme algébrique des courants D1

∆ Id2 Id1 D2 Icc mini

Icc maxi

Is = somme des modules des courants

Id1 est le seuil fixe du relais de détection. D1 est le lieu des points correspondant à un défaut barre, sans erreur de mesure et sans saturation. Dans ce cas, Id = Is. D2 est le lieu des points correspondant à un défaut extérieur, sans erreur de mesure et sans saturation. Dans ce cas Id = 0. ∆ est la droite de détection, de pente p. La protection déclenche si le point de coordonnées Id, Is se trouve au-dessus de ∆. Id2 est le courant minimal permettant la détection d'un défaut sur le nœud électrique. Il doit être inférieur au courant de court-circuit minimal Icc mini.

237 / 320

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1 Le paramètre p doit satisfaire à la condition suivante:

1 1<

rd 0

α0

Ib

β>0

γ>0

α0

ou

Va

Vb

Vc

Ia

γ0

β 0 ou, plus simplement, XAT * [0,34 + 0,72 * (IccBC / IccAC)] +XBT * 0,72 - XCT * 0,38 * (1+ IccBC / IccAC) > 0 (3) XAT * [0,34 + 0,72 *(IccCB / IccAB)] +XBT * [0,34 - 0,38 * (IccCB / IccAB)] > 0 (4)

2

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 10

Lorsqu'aucune de ces conditions n'est satisfaite, la ligne ne peut pas être correctement protégée sans un système de téléaction. nota: Les calculs ont faits ^pour les courant de court circuit phase - terre, et pour les courants de court circuit triphasés. Pour les courant de court circuit phase phase, le résultat est le même qu'avec les courants de court circuit triphasés. 1 - 3 - Réglage de la seconde zone

Calculon les courants de court circuit suivants I’ccBA au point B, pour un défaut au point A I’ccCA au point C, pour un défaut au point A I’ccAC au point A, pour un défaut au point C I’ccBC au point B, pour un défaut au point C I’ccCB au point C, pour un défaut au point B I’ccAB au point A, pour un défaut au point B

Au point A nous choisissons la plus élevée des deux valeurs X2A = 1,2 * [XAT + XBT * ( 1 + I’ccCB / I’ccAB )] X2A = 1,2 * [XAT + XCT * ( 1 + I’ccBC / I’ccAC )]

Au point B nous choisissons la plus élevée des deux valeurs X2B = 1,2 * [XBT + XAT * ( 1 + I’ccCA / I’ccBA )] X2B = 1,2 * [XBT + XCT * ( 1 + I’ccAC / I’ccBC )]

Au point C nous choisissons la plus élevée des deux valeurs X2C = 1,2 * [XCT + XAT * ( 1 + I’ccBA / I’ccCA )] X2C = 1,2 * [XCT + XBT * ( 1 + I’ccAB / I’ccCB )]

Le calcul est réalisé pour les défauts phase - terre et les défauts phase - phase. Si les courant de court circuit ne sont pas connus, nous choisissons: au point A:

X2A = 1,2 * (XAT + 2 * XCT)

au point B:

X2B = 1,2 * (XBT + 2 * XCT)

at point C:

X2C = 1.2 * 3 * XCT

3

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 10

2 - Une extrémité est passive Dans ce cas, le réglage du relais sur le départ passif n'a pas lieu d'être, et nous admettons que les premières zones des autres départs peuvent dépasser l'extrémité passive. 2 - 1 - Réglage de la première zone. Si A et passif,

X1B = X1C = 0,8 * (XBT + XCT)

Le point A risque de n'être atteint ni par le relais B ni par le relais C si les deux conditions suivantes sont réunies: I’ccCA (1,1 - 0,9 * 0,8) * XBT + 1,1 * XAT * ( 1 +

) - 0,9 * 0,8 * XCT > 0 I’ccBA

I’ccBA - 0,9 * 0,8 * XBT + 1.1 * XAT * (1 +

) + ( 1,1 - 0,9 * 0,8) * XCT > 0 I’ccCA

Si B est passif,

X1A = X1C = 0,8 * (XAT + XCT)

Le point B risque de n'être atteint ni par le relais situé en A ni par le relais situé en C si les conditions suivantes sont remplies: I’ccCB (1,1 - 0,9 * 0,8) * XAT + 1,1 * XBT * ( 1 +

) - 0,9 * 0,8 * XCT > 0 I’ccAB

I’ccAB - 0,9 * 0,8 * XAT + 1,1 * XBT * (1 +

) + ( 1,1 - 0,9 * 0,8) * XCT > 0 I’ccCB

Si C est passif,

X1A = X1B = 0.8 * (XAT + XBT)

Le point C risque de n'être atteint ni par le relais situé en A ni par le relais situé en B si les conditions suivantes sont remplies: I’ccBC (1,1 - 0,9 * 0.8) * XAT + 1,1 * XCT * ( 1 +

) + 0,9 * 0,8 * XBT > 0 I’ccAC

I’ccAC - 0,9 * 0,8 * XAT + 1,1 * XCT * (1 +

) + ( 1,1 - 0,9 * 0,8) * XBT > 0 I’ccBC

2 - 1 - Réglage de seconde zone Les réglages sont élaborés de la même manière que précédemment, sauf sur l'extrémité passive.

4

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2 ANNEXE 2 (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

DETERMINATION DE L'IMPEDANCE APPARENTE ET DES REPORTS DE CHARGE AU COUTRS DES CYCLES DE REENNCLENCHEMENT MONOPHASES ET TRIPHASES Ce document est la partie principale de la note D 5840 CE 96-30, même titre, incluse dans le guide de réglage des protections. p

But du document

3

1 - DETERMINATION DU REPORT DE CHARGE

3

1 - 1 - Report de charge en cas de cycle triphasé sur un ouvrage voisin. 1 - 1 - 1 - Exposé du problème 1 - 1 - 2 - Calcul du report de charge 1 - 1 - 3 - Influence des limites de tension 1 - 1 - 4 - Influence des limites de courant

3 3 4 6 6

1 - 2 - Détermination du report de charge en cas de cycle monophasé sur une ligne voisine 8 1 - 3 - Détermination du comportement d'une ligne simple reliant deux réseaux

indépendants en cas de cycle monophasé sur cette ligne

9 9

2 - IMPEDANCE APPARENTE DU RESEAU DE TRANSPORT VUE D'UN DEPART

11

2 - 1 - Conditions d'exploitation

11

2 - 2 - Impédance vue en cas de report de charge équilibré 2 - 2 - 1 - Préliminaires 2 - 2 - 2 - Contraintes relatives au courant de transit 2 - 2 - 3 - Contraintes relatives aux tensions 2 - 2 - 4 - Superposition des contraintes. Calcul des points N1 ... N6. 2 - 2 - 5 - Diagrammes relatifs aux départs vers des clients 2 -2 - 6 - Diagrammes relatifs aux départs de centrales de production

13 13 14 15 16 18 19

2 - 3 - Impédance vue d'un départ en cas de cycle de réenclenchement monophasé sur une

ligne en parallèle

21

2 -3 - 1 - Impédance vue sur la boucle phase - terre qui subit le report de charge

21 2 -3 - 2 - Impédance vue sur une boucle phase - phase dont une phase subit le cycle de réenclenchement monophasé.

23

2 - 4 - Impédance vue sur les boucles phase - terre saines d'un départ en cas de cycle de

24

réenclenchement monophasé sur ce départ. 3 - CONCLUSION

24

Annexe 2-1 : Détermination du courant maximal de transit en cas de report de charge triphasé. 25 Annexe 2 - 2: Fonctionnement du réseau pendant un cycle monophasé

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Bibliographie [112], [113], [114], [115]

2 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

But du document

Suite à une réflexion menée par le groupe de travail »réglage des protections» sur la détermination des réglages des relais de mise en route de ces protections, il est apparu nécessaire de préciser les caractéristiques du comportement de l'impédance apparente du réseau vue par les protections hors période de défaut. Les risques de mise en route intempestive les plus importants ont lieu en cas de surcharge de l'ouvrage surveillé. Le présent document donne des éléments de calcul permettant de déterminer l'impédance apparente du réseau vue d'un poste du réseau de transport, notamment lorsqu'un cycle triphasé ou monophasé se produit sur un ouvrage voisin. 1 - DETERMINATION DU REPORT DE CHARGE

1 - 1 - Report de charge en cas de cycle triphasé sur un ouvrage voisin. 1 - 1 - 1 - Exposé du problème Il s'agit de déterminer la variation du courant de transit dans un ouvrage en cas de cycle triphasé sur un ouvrage voisin. La configuration de réseau la plus contraignante dans ce cas est celle que nous pouvons rencontrer lorsque deux réseaux sont reliés par deux lignes, et lorsque la ligne dont l'impédance est la plus faible a été déclenchée. Chaque réseau est représenté par un générateur de Thévenin équivalent, c'est à dire par une f.e.m. en série avec une impédance.

poste A

EA

poste B I1

ligne 1

ZL1

I2

ligne 2

ZL2

ZAS

ZBS

figure 1 EA EB

: :

f.e.m. de la source A f.e.m. de la source B

ZAS ZBS ZL1 ZL2

: : : :

3 / 28

impédance directe de la source A impédance directe de la source B impédance directe de la liaison 1 impédance directe de la liaison 2

EB

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Notations Les grandeurs notées en lettres majuscules sont des grandeurs complexes. Exemple: I, Z, V, U, ... → Lorsqu'elles sont représentées par un vecteur, par exemple AB, ce vecteur est noté AB Les modules sont notés I, Z, V, U, AB. Modèle de réseau utilisé Dans la suite de ce document, nous négligeons l'influence des capacités des lignes et nous considérons que les impédances équivalentes des éléments du réseau ont même argument. Les deux lignes sont reliées aux deux réseaux par les mêmes nœuds électriques, qui sont notés poste A et poste B. Le report s'effectue de la ligne 1 sur la ligne 2. ZL1 et ZL2 sont les impédances des deux liaisons en parallèle, ramenées au niveau de la tension de la ligne L2. Elles sont approximativement égales lorsqu'il s'agit de deux lignes d'un même niveau de tension en parallèle, mais peuvent être très différentes lorsqu'il s'agit d'une file de lignes soustendant une ligne de tension supérieure (voir figure 2). Nous traitons dans un premier temps le cas où, avant le défaut, les deux liaisons sont parcourues simultanément par leurs intensités maximales respectives It1 et It2. Leurs impédances doivent alors être dans le rapport inverse de leurs intensités maximales de transit ramenées au même niveau de tension (voir§ 114). ZL1 * I1 = ZL2 * I2

(1)

1 - 1 - 2 - Calcul du report de charge. Appelons ZL12 l'impédance formée par l'ensemble des deux liaisons.

Z L12 =

ZL1* Z L2

(2)

ZL1 + Z L2

En fonctionnement normal, l'équation du réseau est la suivante:: EA - EB I1 + I2 =

(3) ZAS + ZBS + ZL12

Après ouverture de la liaison 1, nous supposons que les f.e.m. des générateurs de tension n'ont pas varié. Ceci est vrai dans les premières millisecondes. Ensuite, la variation de ces f.e.m en module et en phase provoque une variation de l'impédance vue par les protections, mais cette variation ne peut pas conduire à un déclenchement intempestif grâce au dispositif d'antipompage.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Appelons Ic le courant dans la ligne 2 après déclenchement de la ligne 1. Les équations du réseau deviennent: EA - EB Ic =

(4) ZAS + ZBS + ZL2

Des équations (1) , (2), (3), (4) nous tirons: Ic

Ic

I1 + I2

=

I2

ZAS + ZBS + ZL12

*

=

I1 + I2

I2

ZL2 *

ZAS + ZBS + ZL2

ZL12

Posons: ZAS + ZBS

Ic C=

, I2

x=

ZL2 (5)

et

α=

ZL12

(6) ZL12

Nous trouvons:

1+x C=

(7)

1 + x /α

où :

C est le coefficient de report de charge, x est le rapport entre l'impédance des sources et l'impédance des lignes, α est le rapport entre l'impédance de la liaison restée en service et l'impédance formée par les deux liaisons avant déclenchement de la ligne 1 nota: lorsque les deux liaisons ont des niveaux de tension différents, il faut inclure dans la liaison du niveau de tension le plus faible les transformateurs. 225 kV (liaison 1) 63 kV (liaison 2) ZAS

ZBS A

figure 2

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B

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

1 - 1 - 3 - Influence des limites de tension Les contraintes liées à la stabilité du réseau d'une part, au respect de la coordination de l'isolement des ouvrages d'autre part, nécessitent d'exploiter les réseaux 400 kV, 225 kV, 90 kV et 63 kV dans des limites de tension données, à savoir:: réseau réseau réseau réseau

400 kV: 225 kV 90 kV 63 kV

Vmin = 360 kV/ Vmin = 200 kV/ Vmin = 77.8 kV/ Vmin = 54.4 kV/

Vmax = 420 kV/ Vmax = 245 kV/ Vmax = 100 kV/ Vmax = 72.5 kV/

3 3 3 3

3 3 3 3

Les valeurs maximales sont données par les règles générales d'exploitation [115]. Les valeurs minimales sont issues du contrat Emeraude [82] pour les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV. Pour le réseau 400 kV c'est la valeur consacrée par l'usage. D'autre part, l'impédance de court circuit d'un réseau a une valeur minimale correspondant au courant au courant de court circuit maximal spécifié pour ce réseau. Nous l'appellerons zsmini. réseau réseau réseau réseau

zsmini = 3.66 Ω, zsmini = 4.12 Ω, zsmini = 1.65 Ω, zsmini = 1.15 Ω.

400 kV, 225 kV, 90 kV, 63 kV,

pour Icc = 63 kA pour Icc = 31.5 kA pour Icc = 31.5 kA pour Icc = 31.5 kA

Nous obtenons alors, pour le report de charge C, un majorant, en posant:

4 * (Vmax² - Vmin²)

ZL1 ZAS + ZBS <

*( ZL1 + ZL2

+ ZL2² - ZL2) + 2 * Zsmini

(10)

I2²

Et en utilisant les formules (5), (6), (7) où ZAS + ZBs est remplacée par la valeur ci-dessus. La justification est donnée dans l'annexe A2 - 1 1 - 1 - 4 - Influence de la limitation de courant de transit. Nous avons étudié le cas où le courant maximal admissible de chaque ligne est dans le rapport inverse de celui des impédances. Dans ce cas, lorsque les lignes fonctionnent en parallèle, elles atteignent en même temps leur courant maximal. Il est alors suffisant de remplacer dans la formule précédente le courant I2 par le courant maximal It2. Mais dans la réalité les lignes diffèrent de cette situation idéale. Nous distinguons deux cas:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

- cas n° 1 La ligne 1 est parcourue par le courant maximal It1, et la ligne 2 par un courant I2 inférieur au courant maximal It2. C'est par exemple le cas lorsque la ligne L2 est plus longue que la ligne L1, et que ses conducteurs ont une section supérieure. Nous avons alors: It1

ZL1 *

I2

It1 =1

;

ZL1 *

ZL2

3 * (Vmin² / Pmax) * cos² α x = Z * sin α > 3 * (Vmin² / Pmax) * cos α ∗ sin α r > (3 / 2 ) * (V² min / P max ) * ( 1 + cos ( 2 * α)) x > (3 / 2 ) * (V² min / P max ) * ( sin ( 2 * α)) C'est l'équation d'un cercle de centre c situé sur l'axe des R, passant par l'origine, et de rayon: ρ = (3 / 2 ) * (Vmin² / P max ) La condition S < Smax devient: C'est un cercle centré sur l'origine.

Umin² / Smax = Zmin = 3 * Vmin² / Smax

La condition sur les tensions reste vraie. De plus, le transit a toujours lieu de A vers B. Cas n° 1:

Impédance vue par la protection située coté groupe.

Vert: cercles C3 et C4 Rose: cercle Smax Rouge: cercle Pmax Jaune: image de la ligne

Zone des points de fonctionnement N1 B

A

c

N2

Figure 11

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

La zone de fonctionnement normal est située à droite des 4 cercles et de l'image de la ligne. Les affixes des points d'intersection des cercles Smax et Pmax sont:

3 * Vmax² N1 =

j * Arc cos (Pmax / Smax) *e

3 * Vmax² N2 =

Smax

- j *Arc cos (Pmax / Smax) *e

Smax

Généralement Pmax / Smax = 0,8 Cas n° 2:

Impédance vue par la protection située au poste d'évacuation

Vert: cercles C3 et C4 Rose: cercle Smax Rouge: cercle Pmax Jaune: image de la ligne

Zone des points de fonctionnement

N3

c

B

A N4

Figure 12

Le cercle Pmax passe par le point B. Son centre c se trouve sur une horizontale passant par B. La zone de fonctionnement normal est située à gauche des 4 cercles et de l'image de la ligne. Les affixes des points N3 et N4 se déduisent de celles deN1 et N2 de la figure précédente par une symétrie autour de l'origine et une translation égale à l'impédance de la ligne: N3 = - N1 + ZL N4 = - N2 + ZL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

2 - 3 - Impédance vue d'un départ en cas de cycle de réenclenchement sur la phase a d'une ligne en parallèle 2 - 3 - 1 - Impédance vue sur la boucle phase - terre qui subit le report de charge. L'impédance utilisée pour les mesures de distance sur la boucle a - terre est donnée par: Va Za = Ia + koL * Ir D'autres impédances peuvent être utilisées pour la mise en route, mais alors les calculs de réglage doivent être réalisés en transposant ces impédances, de manière à ce que chaque caractéristique soit tracée dans le plan d'impédance défini ci-dessus. Ces transpositions sont explicitées pour chaque type de protection dans l'annexe 6. D'après l'approximation définie au § 1-2, nous avons: 3 * (koL - kom) + 1 Ia2c + koL * Ir2c = C * It + koL * (C - 1) *

* It koL - kom + 1

Nous appelons C' le coefficient de report de charge sur le courant Ia + koL * Ir Ia2c + koL * Ir2c C' =

(1) It

It est le courant de transit avant le cycle de réenclenchement; 3 * (koL - kom) + 1 d'où

C' = C + koL * (C - 1) * koL - kom + 1

Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit après report ont alors pour rayon: Vmin |Z'| =

Zt

= C'

Ia2c + ko L * Ir 2c

Zt étant l'impédance de transit avant l'apparition du cycle de réenclenchement monophasé. Les cercles C3 et C4 demeurent inchangés. Les intersections des cercles C'1, C'2, C3, C4 sont situées aux points N'1, N'2, N'3, N'4, N'5, N'6. Leurs affixes sont obtenus de la même manière que ceux des pointsN1, ... N6, en remplaçant, dans les formules vues au § 224, C par C' .

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

X

Cercle C'3 Ω∋3 cercle C'2

N'4 N'2 B

N'3

N'6

R A N'1

Cercle C'1

N'5 Ω'4

cercle C'4

figure 13

Le point représentatif du transit se trouve à l'extérieur de l'enveloppe des 4 cercles, et la caractéristique de mise en route de la protection se trouve à l'intérieur. Généralement la caractéristique d'antipompage n'est pas prise en compte en cas de cycle de réenclenchement monophasé.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Exemple numérique Nous reprenons le premier tableau du § 113, et nous ajoutons les valeurs de Ir2c / It et C' calculées avec koL = 2 / 3, et koL - kom = 0,4

longueur (km)

0

10

20

34,6

28,8

26,4

25

2

1,83

1,71

Ia2c / It

0,65

0,55

C'

2,43

Icc en A Report de charge pour ZAS=ZBS=7,5 Ω

Icc en A Report de charge pour ZAS=ZBS = 10 Ω

50

60

70

80

90

100

24

23,1

22,4

21,8

21,3

20,9

20,5

1,62

1,55

1,5

1,45

1,41

1,38

1,35

1,33

0,48

0,44

0,41

0,39

0,37

0,35

0,34

0,33

0,32

2,20

2,05

1,97

1,91

1,86

1,82

1,79

1,75

1,73

1,71

23,1

21,6

20,4

19

18,3

17,8

17,3

16,9

2

1,87

1,77

1,69

1,62

0,65

0,58

0,51

0,47

0,44

0,42

2,43

2,25

2,13

2,05

1,97

1,93

C

C Ia2c / It C'

30

40

1,57

1,53

16,6

16,3

16

1,49

1,45

1,42

1,4

0,40

0,38

0,37

0,35

0,34

1,89

1,85

1,82

1,80

1,78

2 - 3 - 2 - Impédance vue sur les boucles phase - phase. Le courant, calculé dans le cadre des approximations du § 12, vaut, d'après les formules (12):

Ia2c - Ib2c = j * 3 * It où It prend la valeur Itmono, qui est le courant de charge maximal avant défaut pour lequel un cycle de réenclenchement monophasé ne doit pas provoquer la mise en route de la protection. La boucle b - c n'est pas perturbée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

2 - 4 - Impédance vue des boucles phase - terre saines en cas de cycle de réenclenchement phase a sur la ligne. L'impédance utilisée pour les mesures de distance sur les boucles b - terre et c - terre sont données par: Vb1c Vb1c = Zb1 = (voir § 13) Ib1c + koL * Ir1c Ib1 Vb1c Zc1 =

Vb1c =

Ib1c + koL * Ir1c

Ib1

Ces impédances sont peu modifiée par le cycle de réenclenchement , car Vb1c et Vc1c sont respectivement peu différents de Vb et Vc (variation due au courant homopolaire). Les impédances utilisées pour la mise en route, lorsqu'elles sont différentes de Zb1 et Zc1, peuvent être modifiées de manière plus importante, mais les études au cas par cas des protections montrent que ce cas de réseau est toujours moins contraignant que celui vu au § 23

3 - CONCLUSION L'ensemble des résultats établis dans cette note est destiné à être utilisé pour le calcul des réglages des mises en route et des dispositifs antipompage des protections de distance. Chacune d'elles fait alors l'objet d'une étude spécifique, qui permet en particulier de déterminer si les cycles de réenclenchement monophasé sont plus contraignants que les cycles de réenclenchement triphasés. L'étude complète est faite dans des notes spécifiques à chaque protection, résumée dans l'annexe 6. En effet, chaque protection a un comportement particulier vis à vis de ces types de fonctionnement, qui dépend des grandeurs d'entrée, des impédances utilisées pour leur mise en route, de la détection du courant homopolaire (relais fixe ou à pourcentage), et de la conception de leur système antipompage. Ces différences induisent un nombre important d'erreurs dans le réglage des protections. Pour cette raison il s'est avéré utile de développer un programme interactif proposant, pour chaque type de protection de distance utilisée sur le réseau EDF, les réglages adaptés à sa position dans le réseau. Ce programme se nomme PARAPLUIE (programme d'aide au réglage des appareils de protection de ligne utilisant l'impédance électrique)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

ANNEXE 2-1 Courant de transit maximal en cas de report de charge équilibré

Nous recherchons une valeur maximale pour un coefficient de report de charge d'une ligne en défaut (ligne 1) sur une ligne parallèle (ligne 2), en prenant en compte le courant circulant dans chacune des lignes avant le défaut, et les valeurs extrêmes de la tension dans les postes du réseau. Les hypothèses sont celles du § 11. Nous avons vu que, pour un transit donné et une ligne donnée, le coefficient de report de charge augmente lorsque les impédances de source augmentent. Or les valeurs de ces impédances doivent rester inférieures à un seuil donné, faute de quoi, pour un courant de charge donné, les tensions ne pourraient pas rester à l'intérieur de la plage définie au § 113. Pour évaluer la valeur maximale des impédances de source, nous utilisons le modèle suivant: Z L1 zsmini Z AA1

It1

Z BB1

E1 O

A1

A

zsmini E2

It2

B

B1

E

Z L2

VO

VA1

VA

VH

VB

VB1

VE figure 1

Ce schéma se déduit de la figure 1 du § 111, en séparant les impédances de source en deux parties: - les impédances zsmini correspondent au courant maximal de court circuit du niveau de tension considéré, et apparaissent dans les postes très importants. Nous nommons ces postes A1 et B1. - les impédances ZAA1 et ZBB1 représentent les liaisons entre ces postes et les départs des lignes considérées, qui peuvent être situées dans d'autres postes. Les tensions doivent se situer entre Vmin et Vmax dans les postes A1, A, B, et B1.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Vmax VO =E1 VA1 VA

It

H N

VB Vmin

VB1

figure 2

VE = E2

Diagramme des tensions apparaissant sur la figure 1 Les impédances sont supposées avoir le même argument. Sur la figure, c'est l'angle entre VA - VB et It. Les points représentatifs de la tension sont alors alignés. Plus l'impédance de source est élevée, plus le report de charge est important. Nous considérons alors que, pour avoir l'impédance de source la plus élevée possible, la tension en A et B est Vmin, et la tension en A1 et B1 est Vmax. Notons que: VA - VB = ZL1 * It1 = ZL2 * It2,

d'où

It1 = ZL2 * It2 / ZL1

(1)

Dans le triangle N H VA nous avons: NH ² = VA² - (ZL2 * It2 / 2)² = Vmin² - (ZL2 * It2 / 2)² Dans le triangle NHVA1 nous avons:  (VA1 - VB1) / 2 ² = VA1² - NH² = Vmax² - Vmin² + (ZL2 / 2) * It2² Posons VA1 - VB1 = ∆V ∆V = 2 *

Vmax² - Vmin² + (ZL2 / 2)² * It

(2)

Nous avons aussi ∆V = (It1 + It2) * (ZAA1 + ZBB1) + It2 * ZL2

26 / 28

(3)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

La valeur de la tension entre O et E est: VOE = ∆V + 2 * zsmini * (It1 + It2)

(4)

Or ZAA1 + ZBB1 , de (1), (2), (3), satisfait à: ∆V = (ZAA1 + ZBB1) * It2 * (1 + ZL2 / ZL1) + ZL2 * It2 = 2*

Vmax² - Vmin² + (ZL2 / 2)² * It²

ou:

Ζ ΑΑ1+ Ζ ΒΒ1=

Z L1

*(

ZL1 + Z L2

4 * (V²max - V²min) + ZL2 ² It2²

- Z L2 ) (5)

L'impédance totale de source vaut alors: ZAS + ZBS = ZAA1 + ZBB1 + 2 * zsmini

Z AS + Z BS = 2 * zsmini +

Z L1

*(

ZL1 + Z L2

4 * (Vmax² - Vmin²) ² + Z L2 It2²

- Z L2 )

Nous reportons cette valeur dans la formule (7) du § 112 pour obtenir le coefficient de report de charge C.

Exemple n° 1: lignes identiques 400 kV, 60 Ω

soit environ 200 km, It = 2000 A.

La valeur maximale de l'impédance de court circuit est: La valeur maximale du coefficient de report de charge est alors:

Exemple n° 2: lignes identiques 225 kV, 15 Ω

soit environ 50 km,

= 46,56 Ω =1,43

It = 2000 A.

ZAS + ZBS C

= 32,76 Ω = 1,31

ligne 225 kV, 15 Ω, It1 = 2 kA, en parallèle avec une liaison 63 kV, I’t2 = 1 kA, Z = 8,5 Ω, soit une impédance ZL2

= 107,14 Ω

La valeur maximale de l'impédance de court circuit est: La valeur maximale du coefficient de report de charge est alors: Exemple 3:

ZAS + ZBS C

La valeur maximale de l'impédance de court circuit est: La valeur maximale du coefficient de report de charge est alors:

27 / 28

ZAS + ZBS C

= 67,96 Ω = 3,77

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

ANNEXE 2-2 Calcul des courants apparaissant pendant un cycle de réenclenchement monophasé.

Cette annexe est un extrait de la note [112] de Henri Chorel

Lors d'un cycle de réenclenchement monophasé sur une ligne du réseau de transport, des déséquilibres apparaissent sur les courants de charge de la ligne en cycle et des lignes voisines. Ces déséquilibres sont susceptibles d'entraîner des fonctionnements anormaux des protections contre les court circuits lorsque les charges sont importantes. Pour évaluer le risque de mauvais fonctionnement de ces protections et déterminer leurs réglages, il est nécessaire de connaître les valeurs des courants et tensions qui leur sont appliqués lorsqu'une phase du réseau est ouverte. La présente note a pour objet d'établir les formules générales permettant le calcul des courants et des tensions en fonction du courant de charge équilibré précédent l'ouverture d'une phase, dans le cas simple d'un réseau schématisé par un générateur et un récepteur reliés par une seule ligne ou par deux lignes en parallèle.

28 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

1 - CAS D'UNE SEULE LIGNE RELIANT DEUX RESEAUX V

I

~

~ Z 1

EA

2

ZAS

ZBS

EB

Les deux réseaux sont représentés par leurs f.e.m. EA et EB et par les impédances de source ZAS et ZBS. Ils sont reliés par une seule ligne d'impédance Z. soit z l'impédance totale de la liaison:

z = ZAS + Z + ZB

Nous supposons que les différentes grandeurs notées ci - après sont les vecteurs formés par les composantes symétriques:

EA =

EdB EB = 0 0

EdA 0 0

I=

Id Ii Io

V=

Vd Vi Vo

Les matrices d'impédance sont des matrices diagonales lorsque les ouvrages sont géométriquement équilibrés:

z=

zd 0 0

0 zi 0

0 0 zo

...

En régime équilibré, seules les valeurs directes interviennent: EdA - EdB It = Id = zd Proposons nous de calculer les courants de phase Ib et Ic pendant un cycle de réenclenchement sur la phase a. La référence est le courant It. On suppose que EA et EB restent constantes. Quel que soit le régime de fonctionnement, équilibré ou non, on peut écrire: I = z -1 * (EA - EB)

(1)

avec, si z correspond à un réseau géométriquement équilibré: zd-1 z -1 = 0 0

0 zi-1 0

0 0 zo-1

et

(EA - EB) =

29 / 28

zd * It 0 0

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Supposons que l'on introduise en série avec la ligne une impédance 3*X sur la phase a et considérons le tronçon de ligne de longueur nulle contenant cette impédance. Si on appelle dVa, dVb, dVc les chutes de tension dans cet élément on peut écrire: dVa = 3 * X * Ia dVb = 0 dVc = 0

dva dvb dvc

soit:

=

3*X 0 0

0 0 0

0 Ia 0 * Ib 0 Ic

soit, en passant aux composantes symétriques: dVd 3 * dVi dVo

1 = * 1 1

a a² a² a 1 1

dVa 1 a a² 3*X 0 0 1 1 1 Id * dVb = 1 a² a * 0 0 0 * a² a 1 * Ii dVc 1 1 1 0 0 0 a a² 1 Io

soit: dVd dVi dVo

=

X X X

X X X

X X X

*

Id Ii Io

que nous notons: dV = x * I La matrice impédance totale de la liaison devient

z' = z + x =

X + zd X X X + zi X X

X X X + zo

dont l'inversion donne: X * (zi + zo) + i * zo D * z'-1 =

- X * zo

- X * zi

- X * zo

X * (zd + zo) + zd * zo

- X * zd

- X * zi

- X * zd

X * (zd + zi) + zd * zi

où D est le déterminant de la matrice, soit: zd * zi * zo + X * (zd * zi + zi * zo + zo * zd) On simule la coupure de la phase a en faisant tendre X vers l'infini:

1 z'-1 =

* zd * zi + zi * zo + zo * zd

zi + zo - zo - zi

30 / 28

- zo zd + zo - zd

- zi - zd zd + zi

(2)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

d'où on déduit, à partir de l'équation (1), les valeurs des composantes symétriques des courants pendant le cycle monophasé: Posons yd = 1 / zd;

yi = 1 / zi;

yo = 1 / zo

yd Id = (1 -

) * It yd + yi + yo yi

Ii =

-

* It yd + yi + yo yo

Io =

-

* It yd + yi + yo

Les courants de phase ont pour valeur: Ia = 0 3 * It Ib = -

√ 3 * It

yo *(

2

)-j* yd + yi + yo

3 * It Ic = -

)

2

yd + yi + yo

√ 3 * It

yo *(

2

2 * yi + yo *(

)+j* yd + yi + yo

2 * yi + yo *(

)

2

yd + yi + yo

yo Io = -

* It yd + yi + yo

Exemple: si on suppose que pour la ligne on a Zo = 3 * Zd, le coefficient des impédances de terre a pour valeur: Zo - Zd 2 koL = = d'où 3 * Zd 3 7 Ib + 3 * koL * Io = 2

* It *

7 Ic + 3 * koL * Io = 2

* It *

√3 2 * yi + yo -j* * It * ( ) yd + yi + yo 2 yd + yi + yo yo

√3

yo +j* yd + yi + yo

31 / 28

2 * yi + yo * It * (

2

) yd + yi + yo

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

avant l'ouverture de la phase on avait: Ia = It √3

1 Ib = a² * It = -

* It - j *

* It

2

2

1

√3

Ic = a * It = -

* It + j *

* It

2

2

Généralement nous supposons que zd = zi. Ceci est toujours vrai pour les ouvrages passifs, lignes, transformateurs, .... Pour les machines tournantes, c'est vrai pendant les quelques centaines de millisecondes qui suivent l'apparition d'un défaut, et pendant lesquelles l'impédance directe à prendre en compte est l'impédance subtransitoire, égale à l'impédance inverse. Les cycles de réenclenchement monophasés durant 1,2 à 1,5 seconde, nous garderons cette approximation. Nous obtenons alors: 7 Ib + 3 * koL * Io = -

* It * 2

-j* 2 * yd + yo

7 Ic + 3 * koL * Io = -

√3

yo

√3

yo * It *

2

* It 2

+j* 2 * yd + yo

* It 2

Les termes imaginaires des courants ne varient pas: Ib - Ic reste constant. 1 yo + yd zd + zo * ( Ia + a*Ib + a²*Ic) = * It = * It Remarque: dans ce cas, Id = 3 yo + 2 * yd zo + 2 * zd d'où le schéma équivalent:

- Ii zi = zd

Id

EA

EB - Io

zo

ZAS

Z

ZBS

On insère au point de coupure les impédances zi et zo en parallèle. Les courants inverse et homopolaire circulent dans les impédances correspondantes. (schéma que l'on peut retrouver, démontré par une autre méthode, dans l'ouvrage de Pierre Henriet "Fonctionnement et protection des réseaux de transport d'énergie"

32 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

2 - CAS DE DEUX LIGNES EN PARALLELE RELIANT DEUX RESEAUX

I1 ZL1 I EB

EA ZAS

ZBS ZL2 I2

De même que dans le cas précédent, les deux réseaux sont représentés par leurs f. e. m. EA et EB et par leurs impédances de source ZAS et ZBS. Ces deux réseaux sont reliés par les lignes 1 et 2, d'égale longueur, ayant respectivement les impédances ZL1 et ZL2. Quand le régime est équilibré, ces impédances sont égales. La matrice impédance totale de la liaison est: z = ZAS + Z + ZBS

(Cette matrice est supposée diagonale)

Z est l'impédance formée par les deux lignes: Z = ZL1 / 2 = ZL2 / 2 It est le courant par ligne en régime équilibré: EA - EB It = I1 = I2 =

zd est la composante directe de z. 2 * zd

Proposons nous de calculer les courants I1b, I1c, I2a, I2b, I2c, dans chacune des deux lignes lorsque la phase a de la ligne 1 est ouverts, la référence étant le courant It; on suppose que les f. e. m. EA et EB sont constantes. Nous faisons d'abord le calcul lorsque la mutuelle homopolaire entre les deux lignes est nulle. 2 - 1 - Calcul du courant total I Le calcul de la matrice admittance de la ligne 1 pendant un cycle monophasé sur la phase a est le même que celui fait précédemment, mais en se limitant à la ligne 1. En posant Zd = composante directe de la matrice Z, Zd = 1 / Zd, et Yo = α * Yd, l'équation (2) devient: α+1

-1

-α

-1

α+1

-α

-α

-α

2*α

Yd ZL'1 -1 =

* 2+α

33 / 28

ZL'1 est l'impédance symétrique de la ligne 1 lors d'un cycle de réenclenchement sur la phase a.

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Pour la ligne 2, l'impédance ZL2 reste équilibrée:

ZL2 -1 = Yd *

1

0

0

0

1

0

0

0

α

La matrice admittance représentant les deux lignes en parallèle est donc: 2*α+3

-1

-α

-1

2*α+3

-α

-α

-α

4*α + α²

Yd Z'1

-1

+ Z2

-1

=

* α+2

d'où, après inversion, la matrice impédance correspondante α+3

1

1

α+3

1

1

2 * (α + 1) / α

Zd Z' =

* 1 2 ∗ (α + 2) 1

La matrice impédance de la somme des deux impédances de source est: zd - Zd / 2 ZA1 + ZA2 = 0 0

0

0

zi - Zd / 2

0

0

zo - Zd / (2*α)

D'où l'impédance de la liaison en régime perturbé: Zd

Zd

Zd

zd + 2 * (α + 2) z' = ZAS + ZBS + Z' =

Zd

2 * (α + 2) Zd zi +

2 * (α + 2) Zd

2 * (α + 2) Zd

2 * (α + 2) Zd

2 * (α + 2)

2 * (α + 2)

2 * (α + 2) Zd zo +

34 / 28

2 * (α + 2)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

qui donne, après inversion: Zd D = zd * zi * zo +

* (zd * zi + zi * zo + zo * zd) 2 * (α + 2) Zd

- Zd

zi*zo +

- Zd

* (zi+zo)

* zo

*

zi 2*(α+2)

2*(α+2)

- Zd -1

D * z' =

2*(α+2)

Zd * zo

2 * (α+2)

zd*zo +

- Zd * (zd + zo)

* zd

2*(α+2)

- Zd

2*(α+2)

- Zd * zi

Zd * zd

2*(α+2)

2*(α+2)

zd*zi +

* (zd +zi) 2*(α+2)

De même qu'au § 1, le courant total circulant d'une source vers l'autre est donné par l'équation matricielle (1), liant les composantes symétriques: 2*zd*It -1 I = z' * (EA - EB) avec (EA - EB) = 0 0 D'où les composantes symétriques du courant total: 2 * It Zd Zd*zi*zo Id = * [zd*zi*zo + * (zd*zi + zo*zd)] =2 * It * (1 ) 2*(2+α) 2*(2+α) * D D Zd * zo * zd Ii = - 2 * It * 2 * (2+α) * D Zd * zd * zi Io = - 2 * It * 2 * (2+α) * D 2 - 2 - Calcul du courant dans chacune des deux lignes Les chutes de tension entre les extrémités de chacune des deux lignes étant les mêmes, on peut écrire l'équation matricielle suivante: Z' * I = Z'L1 * I1 = ZL2 * I2 d'où: I1 = Z'L1 - 1 * Z' * I

et

I2 = ZL2 -1 * Z' * I

Le calcul donne:

35 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

α+1

-1

-1

α+1

-1

1 Z'1

-1

* Z' =

* -1 2 * (α + 2) -α

-α

α+5

1

1

α+3

1

2

1 Z'2

-1

* Z' =

* 1 2 * (α + 2) 1

1

2 * (α + 1)

2 * (α + 1) * zd * zi * zo + Zd *( zd * zi + zd * zo) Id1 = It * 2 * (α + 2) * D 2 * zd * zi * zo + Zd *zd * zo Ii1 = - It * 2 * (α + 2) * D 2 * α * zd * zi * zo + Zd *zd * zi Io1 = - It * 2 * (α + 2) * D 2 * (α + 5) * zd * zi * zo + Zd *( zd * zi + zd * zo) Id2 = It * 2 * (α + 2) * D 2 * zd * zi * zo - Zd *zd * zo Ii2 =

It * 2 * (α + 2) * D 2 * α * zd * zi * zo - Zd *zd * zi

Io2 =

It * 2 * (α + 2) * D

Les courants dans chacune des phases sont donnés par: Ia Ib Ic

=

1 a² a

1 a a²

1 1 1

*

36 / 28

Id Ii Io

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

soit:

- courant total: zd * zi * zo

Ia = 2 *

* It D 3 * Zd

Ib = - It * (1 +

zd * zi * zo

) * 2*(α+2)*zo

3 * Zd ) * Ic = - It * (1 + 2*(α+2)*zo zd * zi * zo Io = -

D

zd - zi

Zd * zd*zi*zo - j * √ 3 * It (1+ * ) D 2*(α+2)*zd*zi

zd * zi * zo + j * √ 3 * It (1+ D

zd - zi Zd * zd*zi*zo * ) 2*(α+2)*zd*zi D

Zd *

D

* It (α + 2) * zo

- courant sur la ligne 1 Ia1 = 0 3*α Ib1 = - It * [(

3 * Zd +

2*(α+2)

)* 4*(α+2)*zo

3*α Ic1 = - It * [(

3 * Zd +

2*(α+2)

] - j*

zd*zi*zo

√3

Zd*(zd-zi) *zo

] + j*

* It ( 1 +

) 2*(α+2) * D

2

Zd +

α+2

D

) 2*(α+2) * D

D

α

* It ( 1 + 2

)*

*(

Zd*(zd-zi) *zo

D

4*(α+2)*zo

zd * zi * zo Io1 = - It *

√3

zd*zi*zo

) 2 * (α +2) * zo

- courant sur la ligne 2 zd * zi * zo Ia2 = 2 * It * D 4-α 3 * Zd zd*zi*zo √3 Zd*(zd-zi) *zo Ib2 = - It * [( + )* ] - j* * It ( 1 + ) 2*(α+2) 4*(α+2)*zo D 2 2*(α+2) * D 4-α Ic2 = - It * [(

3 * Zd

2*(α+2)

)*

Io2 = It *

α *(

D

] + j*

4*(α+2)*zo

zd * zi * zo

√3

zd*zi*zo

+

D

α+2

2

Zd ) 2 * (α +2) * zo

37 / 28

Zd*(zd-zi) *zo * It ( 1 +

) 2*(α+2) * D

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

Le coefficient de terre de chaque ligne ko a pour valeur: 1-α

Zo - Zd ko =

=

On en déduit: 3*α

3 * Zd

α+5

zd * zi * zo Ia2 + 3 * koL * Io2 = It *

*(

α-1 -

α+2

D

Zd *

α * (α + 2)

) zo

zo * (zd - zi) It zd * zi* zo Zd √ 3 * It Ib1+3*koL*Io1 = - * * (1+ )-j* * (1 + ) 2 D 2 * α * zo 2 2 * (α + 2) * D Ib2 + 3 * koL * Io2 = Ib1 + 3 * koL * Io1 zd * zi* zo Zd √ 3 *It zo * (zd - zi) * * (1+ )+j* * (1 + ) 2 D 2 * α * zo 2 2 * (α + 2) * D It

Ic1+3* koL *Io1 = -

Ic2 + 3 * koL * Io2 = Ic1 + 3 * koL * Io1 Avant l'ouverture de la phase on avait: Ia1 = Ia2 = It √3

1 Ib1 = Ib2 = a² * It = -

* It - j * 2

√3

1 Ic1 = Ic2 = a * It = -

* It 2

* It + j *

* It

2 2 de même que dans le cas d'une seule ligne, si zd = zi, les termes imaginaires des courants ne varient pas lors de l'ouverture de la phase a de la ligne 1. Ib - Ic est constant. Le déterminant devient alors égal à: Zd D = zd² * zo +

* zd * (zd + 2 * zo) 2 * (α + 2)

38 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

2 - 3 - Influence de l'impédance mutuelle homopolaire Appelons dVd, dVi, dVo les composantes symétriques des différences de tension entre les deux jeux de barre auxquels aboutissent les deux lignes en parallèle et supposons que l'on introduise en série avec la phase a de la ligne 1 une impédance 3 * X. Lorsque l'impédance mutuelle homopolaire est nulle, le calcul fait au paragraphe 1 montre que pour la ligne 1 on peut écrire: dVd dVi dVo

=

X + Zd X X

X X + Zd X

X X X + Zo

*

Id1 Ii1 Io1

(1)

*

Id2 Ii2 Io2

(2)

Pour la ligne 2 on a évidemment dVd dVi dVo

Zd =

Zd Zo

La présence de l'impédance mutuelle a pour effet d'ajouter à dVo une tension Zom * Io2 pour la ligne 1 et Zom * Io1 pour la ligne 2, les valeurs de dVd et dVi étant inchangées. Je pose:

dV"o = dVo - Zom * (Io1 + Io2)

Les équations ci - dessus deviennent alors: dVd X + Zd dVi = X dV"o X

X X + Zd X

X X X + Zo - Zom

dVd 0 dVi = 0 dV"o 0

0 0 0

0 0 Zo - Zom

Id1 * Ii1 Io1

*

Id2 Ii2 Io2

Nous retrouvons alors le même schéma qu'au § 2, en ajoutant aux impédances de sources l'impédance mutuelle homopolaire, et en enlevant aux impédances de ligne cette même impédance. Nous pouvons alors utiliser les formules vues aux § 2-1 et 2-2 en remplaçant: Zd - le coefficient α =

Zd par α" =

Zo

Zo - Zom

39 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

- l'impédance de l'ensemble de la liaison avant ouverture de la phase a de la ligne 1

z =

ZdA1 + ZdA2 + Zd / 2 0 0

0 ZiA1 + ZiA2 + Zd / 2 0

0 0 ZoA1 + ZoA2 + Zo / 2

ZdA1 + ZdA2 + Zd / 2 0 0

0 0 ZiA + ZiA2 + Zd / 2 0 0 ZoA1 + ZoA2 + Zom +(Zo-Zom)/2

par

z" =

le terme + Zom correspond à l'intégration de l'impédance mutuelle homopolaire dans les impédances de source, et le terme - Zom / 2 à l'effet de cette même impédance homopolaire sur les deux lignes. Dans les calculs des courants circulant sur les deux lignes, nous remplaçons donc zo par z"o = zo + Zom / 2

2 - 4 - Etude du cas particulier où: zd / z"o = α" Zo - Zom Par définition α" = Zd

α" - 1 que l'on peut aussi écrire koL - kom = 3 zo + Zom / 2

nous avons de plus, ici, α" =

que l'on peut aussi écrire zd α" - 1

kom_liaison ko_liaison +

= 2

3

La condition s'écrit donc:

kom_liaison koL - kom = ko_liaison + 2

Cette condition est proche de ce que l'on peut trouver dans la réalité, car le coefficient koL des sources est généralement beaucoup plus faible que celui des lignes. Nous obtenons alors: zd² D=

Zd * (zd +

α"

) 2

40 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 2

zd Ia2 = 2 *

* It = C * It zd + Zd / 2

(C et le coefficient de report de charge triphasé, voir § 112, formule 7) 1 Ib2 = -

It *

-j*

2

koL - kom + 1

1

(koL - kom) * (3 - 2 * C) + 1

Ic2 = -

* It 2

It * 2

√3

(koL - kom) * (3 - 2 * C) + 1

√3 +j*

koL - kom + 1 2

Io2 = It * (C - 1) * (1 -

* It 2

) 3 * ( koL - kom + 1)

41 / 28

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 ANNEXE 3 (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale) CARACTERISTIQUES ELECTRIQUES DES LIGNES

1 - Matrice des inductances

3

1 - 1 - Préliminaire: inductance linéique d'une ligne bifilaire

3

1 - 2 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol parfaitement conducteur, pas de câble de garde

4

1 - 3 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. 6

1 - 4 - Ligne simple, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. 6

1 - 5 - Ligne double, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. 6

1 - 6 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, un câble de garde.

8

1 - 7 - Ligne double, conducteurs en faisceau, sol de conductance finie, deux câbles de garde.

11

2 - Matrice des capacités

14

3 - Matrice des résistances

14

4 - Matrice des conductances tranversales

14

1 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3

2 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 CARACTERISTIQUES ELECTRIQUES DES LIGNES Nous cherchons à déterminer les caractéristiques des lignes électriques, telles qu'elles sont définies par l'équation matricielle des télégraphistes vue au § 21 de l'annexe 1. 1 - Matrice des inductances 1 - 1 - Préliminaire: inductance linéique d'une ligne bifilaire La formule donnée dans les Techniques de l'Ingénieur, Vol D1, page 69-8, formule 613, [89], est: µo

µr

L=

D

*( 2*π

avec:

+ Log 4

µr D r L

= = = =

µo

=

)

Log = logarithme népérien

r perméabilité magnétique du conducteur, ici égale à 1 distance entre les deux conducteurs, en mètre rayon de chaque conducteur, en mètre inductance linéique, en henry / m -7 4 * π * 10

Le terme µr / 4 correspond à l'inductance intérieure, c'est à dire créée par le flux intérieur à chaque conducteur, et le terme Log ( D / r) correspond à l'inductance extérieure. Cette formule ne tient pas compte de l'effet pelliculaire, qui tend à augmenter la densité de courant près de la surface des conducteurs et à diminuer le terme µr / 4. En fait, dans les calculs de lignes de transport d'énergie du réseau de transport, ce terme est négligé. Il reste: µo L=

D *

Log

2*π

(1) r

Dans l'élément de ligne ci-dessous, les v et les i sont reliés par: d (va - vb) -

di = L*

dx

dt i

i

r

dx

3 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 1- 2 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol parfaitement conducteur, pas de câble de garde Le sol est alors considéré comme un miroir dans lequel se reflètent les conducteurs. Les courants dans les conducteurs réfléchis circulent dans le sens opposé des conducteurs réels. vb b ib va a ia

dab

vc c ic

ha

hb

hc

dbc - vc c' - va

- ic a'

- ia - vb b' - ib figure 1

Si le conducteur a est parcouru par le courant ia = i et le conducteur b par le courant ib = -i, l'équation 1 s'écrit: d(va - vb)

Lab

-

= 2

dx

d (ia - ib) * dt

(2)

Cette équation peut se généraliser au cas où ia est différent de - ib. Nous pouvons considérer que le courant ib provoque une chute de tension sur va, et que le courant ia provoque une chute de tension sur vb: dva / dx = (Lab / 2) * dib / dt dvb / dx = (Lab / 2) * dia / dt D'où l'équation donnant la chute de tension sur va: Dva

µo =

dx

Dab * (Log

2 *π

dib *

r

Dac + Log

dt

dic *

r

Daa dia Dab' dib Dac' dic - Log * - Log * - Log * ) dt r dt r dt r dt

dans laquelle Dab, Dac.. sont les distances entre le conducteur a et le conducteur b, entre le conducteur a et le conducteur c, ... les équations donnant la chute de tension sur vb et vc se déduisent de l'équation ci-dessus par permutation circulaire. D'où, après simplification, l'équation donnant la matrice inductance:

4 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 dva

Daa'

Dab'

Log dx

r

dvb -

µo =

dx

Log Dac

Dbb'

Log

Dbc'

Log

2*π

Dba

dvc

Dca'

* Dbc

Dcb'

ib dt

Dcc'

Log Dca

d

Log r

Log dx

ia

Dab

Dba' *

Dac'

Log

Log

ic

Dcb

r

matrice d'inductance

(3)

D'après la figure 1, nous avons: Daa' = 2 * ha Dbb' = 2 * hb Dcc' = 2 * hc

Dab'² = (ha + hb)² + dab² Dac'² = (ha + hc)² + dac² Dbc'² = (hb +hc)² + dbc²

Dab² = (ha - hb)² + dab² Dac² = (ha - hc)² + dac² Dbc² = (hb - hc)² + dbc²

La matrice d'inductance peut être diagonalisée par les composantes symétriques si les termes de la diagonale sont égaux et les autre termes aussi, et si nous considérons les tensions et intensités complexes. Nous prenons alors pour les grandeurs h et d des valeurs moyennes, à savoir: h = (ha*hb*hc)1/3

d = (dab*dbc*dca)1/3

Les termes situés sur la diagonale valent alors: µo

2*h

L=

* Log 2*π

r

et les autres termes valent: µo M=

4*h² + d² *

Log

4*π

d²

Les valeurs propres sont alors: µo Ld = Li = L - M =

2*h * (2 * Log

4*π

r

µo Lo = L + 2 * M =

4 * h² + d² - Log

2*h * (

Log

2*π

) d² 4*h² + d²

+ Log r

) d²

Les hauteurs h qui sont utilisées sont des hauteurs moyennes, obtenues à partir de la moyenne H entre les hauteurs des points d'ancrage et la flèche F par la formule: h=H-2*F/3 La flèche est elle même donnée par la formule approchée avec:

F = P * √ P² + ∆H² / (8 *a)

P = portée horizontale ∆H = dénivellation entre les deux points d'ancrage a = paramètre de pose de la ligne

Cette formule est donnée dans les Techniques de l'Ingénieur, Vol D41, page D 4421, formule 14. [89]

5 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 1- 3 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. Nous pouvons utiliser les mêmes formules qu'au § 12, à condition de placer le miroir non plus à la surface du sol, mais à une profondeur d donnée par: δ =(µo * σ ∗ ω)−1 / 2 avec:

σ = conductibilité du sol, en mho/m ω = 100 * π

Les équations (4) deviennent alors :

Daa' = 2 * (ha + δ) ... ...

Dab'² = (ha + hb + 2*δ)² + dab² ... ... (5)

1- 4 - Ligne simple, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. Si chaque conducteur est formé de n conducteurs élémentaires identiques (n = 2;3;4), le calcul précédent reste valable à condition de remplacer le rayon r du conducteur par un rayon équivalent donné par: 1/n req =

r

(r * Rn-1)

R n=4

1- 5 - Ligne double, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. La matrice (3) devient alors une matrice à 6 dimensions, dans laquelle nous affecterons de l'indice 1 les grandeurs concernant le circuit n° 1, et de l'indice 2 les grandeurs concernant le circuit n° 2. dva1 dx dvb1 dx

Da1a'1 Da1b'1 Da1c'1 Da1a'2 Da1b'2 Da1c'2 Log Log Log Log Log Log req Da1b1 Da1c1 Da1a2 Da1b2 Da1c2

ia1

Db1a'1 Db1b'1 Db1c'1 Db1a'2 Db1b'2 Db1c'2 Log Log Log Log Log Log Db1a1 req Db1c1 Db1a2 Db1b2 Db1c2

ib1

dvc1

Dc1a'1 Dc1b'1 Dc1c'1 Dc1a'2 Dc1b'2 Dc1c'2 Log Log Log Log Log Log dx µo Dc1a1 Dc1b1 req Dc1a2 Dc1b2 Dc1c2 d = * * 2*π dt dva2 Da2a'1 Da2b'1 Da2c'1 Da2a'2 Da2b'2 Da2c'2 Log Log Log Log Log Log dx Da2a1 Da2b1 Da2c1 req Da2b2 Da2c2 dvb2 dx dvc2 dx

ic1

ia2

Db2a'1 Db2b'1 Db2c'1 Db2a'2 Db2b'2 Db2c'2 Log Log Log Log Log Log Db2a1 Db2b1 Db2c1 Db2a2 req Db2c2

ib2

Dc2a'1 Dc2b'1 Log Log Dc2a1 Dc2b1

ic2

Dc2c'1 Log

Dc2a'2 Log

Dc2c1

Dc2a2

6 / 14

Dc2b'2 Log

Dc2c'2 Log

Dc2b2

req

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 Dans le cas particulier où les termes écrits en bleu sont égaux entre eux, et où, parmi les autres termes, ceux qui sont écrits en rouge sont égaux entre eux, les composantes symétriques des tensions et des courants complexes sont reliées entre elles par les équations suivantes:

dVd1

dVd2 = j * ω * Ld1 * Id1

= j * ω * Ld2 * Id2

dx

dx

dVi1

dVi2 = j * ω * Ld1 * Ii1

= j * ω * Ld2 * Ii2

dx

dx

dVo1

dVo2 = j * ω * (Lo2 * Io2 + Mo * Io1) dx

= j * ω * (Lo1 * Io1 + Mo * Io2) dx en posant: µo Ld1 = Li1 = L1 - M1 =

2*h1 * (2 * Log

4*π

= 4*π

2*h2

4*π

4 * h2² + d2² -

Log

)

req

µo

d2²

2*h2 * (2 * Log

4*h2² + d2² + 2 * Log

4*π

req

µo Mo =

) d1²

* (2 * Log

=

4*h1² + d1² + 2 * Log

req

µo

Lo2 = L2 + 2 * M2

) d1²

2*h1 * (2 * Log

Ld2 = Li2 = L2 - M2 =

Log

req

µo Lo1 = L 2+ 2 * M2

4 * h1² + d1² -

) d2²

4*h12² + d12² * Log

)

4*π

d12²

avec: h1 = (ha1*hb1*hc1)1/3 + δ

d1 = (da1b1*db1c1*dc1a1)1/3

h2 = (ha2*hb2*hc2)1/3 + δ

d2 = (da2b2*db2c2*dc2a2)1/3

h12 = (ha1*hb1*hc1*ha2*hb2*hc2)1/6 + δ

d12 = (da1b1*db1c1*dc1a1*da2b2*db2c2*dc2a2)1/6

7 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 1- 6 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, un câble de garde. Nous reprenons la figure 1 du § 11, dans laquelle nous ajoutons le câble de garde et son image dans le miroir. Vg = 0 g ig vb b ib va a ia

dab

vc c ic

ha

hb

hc

dbc - vc c' - va

- ic a'

- ia - vb b' - ib -vg = 0 g' - ig L'équation donnant la chute de tension sur va s'écrit alors: dva

µo =

dx

Dab * (Log

2 *π

dib *

r

dt

Dag + Log

r

dig *

r

Dac + Log

Dag' - Log

dt

dic Daa' dia Dab' dib Dac' dic * - Log * - Log * - Log * dt r dt r dt r dt dig *

r

) dt

dans laquelle Dab, Dac.. sont les distances entre le conducteur a et le conducteur b, entre le conducteur a et le conducteur c, ...

8 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 De plus, nous écrivons que la chute de tension sur le cable de garde est nulle: Dvg

µo =

dx

Dga * (Log

dia

Dgb

*

2 *π

+ Log

r

dt

r

Dgb' - Log

dib *

r

r

Dgc' - Log

dt

dic *

dt

dib *

Dgc + Log

Dgg' - Log

dt

dig *

r

- Log dt

Dga' dia * r dt

dic *

r

)=0

(2)

dt

L'équation (2) permet d'éliminer dans l'équation (1) le terme Ig. Cette équation devient alors: dva

µo =

Daa' * [ (Log

dx

Dag' - Log

2*π

r

Dab

Dac

dib )*

Log ( Dg'g / r)

Dag' - Log

+ dt

Log (Dg'g / Dbg) *

Dag

Dac' (Log

Log ( Dgg' / r)

Dag' - Log

dia )*

Dag

Dab' (Log

Log ( Dg'g / Dag) *

+ dt

Log (Dg'g / Dbc)

dic

*

)*

Dag

Log ( Dg'g / r)

](3) dt

Les équations donnant la chute de tension sur vb et vc s'en déduisent par permutation circulaire. D'après la figure 1 de ce §, nous avons: Daa' = 2 * (ha+δ)

Dab'² = (ha + hb + 2* δ)² + dab²

Dab² = (ha - hb)² + dab²

Dbb' = 2 * (hb+ δ)

Dac'² = (ha + hc + 2* δ))² + dac²

Dac² = (ha - hc)² + dac²

Dcc' = 2 * (hc+ δ)

Dbc'² = (hb +hc + 2* δ)² + dbc²

Dbc² = (hb - hc)² + dbc²

Dgg' = 2 * (hg+ δ)

Dag'² = (ha + hg + 2* δ)² + dag²

Dag² = (ha - hg)² + dag²

Dbg'² = (hb + hg + 2* δ)² + dbg²

Dbg² = (hb - hg)² + dbg²

Dcg'² = (hc + hg + 2* δ)² + dcg²

Dcg² = (hc - hg)² + dcg² (4)

La matrice d'inductance peut être diagonalisée par les composantes symétriques si les termes de la diagonale sont égaux et les autre termes aussi, et si nous considérons les tensions et intensités complexes. Nous prenons alors pour les grandeurs h et d des valeurs moyennes, à savoir: h = (ha*hb*hc)1/3

d = (dab*dbc*dca)1/3

dg = (dag*dbg*dcg)1/3

(5)

Les termes situés sur la diagonale valent alors: 2*(h + δ)

µo L=

* (2*Log 4*π

- Log r

Log {2*(hg+δ) / [(h-hg)²+dg²]1/2}

4*(h+hg +2*δ)² * (h - hg)² + dg²

) Log [2*(hg+δ) / r] (6)

9 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 et les autres termes valent: µo

4*(h+δ)² + d²

M=

* (Log

- Log

4*π

Log {2*(hg+δ) / [(h-hg)²+dg²]1/2}

4*(h+hg +2*δ)² *

d²

)

(h - hg)² + dg²

Log [2*(hg+δ) / r] (7)

Les valeurs propres deviennent alors: 2*(h + δ)

µo Ld = Li = L - M =

* (2 *Log

4*(h+δ)² + d² - Log

4*π

)

r

(8)

d²

Lo = L + 2 * M nota: Dans l'équation (2), nous n'avons pas tenu compte de la résistance linéique rg du câble de garde. Si nous voulons en tenir compte, nous devons utiliser les valeurs complexes des tensions et des intensités, et non les valeurs instantanées. L'équation (2) s'écrit alors: dvg

j*ω*µo =

dx

Dga * (Log

Dgb * Ia + Log

2 *π

r

r

Dgb' - Log

Dgg' * Ic - Log

r

Dga' * Ig - Log

r

* Ia r

Dgc' * Ib - Log

r

Dgc * Ib + Log

* Ic ) + rg * Ig = 0

(9)

r

ce qui signifie en fait que le courant se divise entre la terre et le câble de garde dans un rapport complexe. Dans les équations (6) et (7), il faut alors remplacer le terme Log [2*(hg+δ) / r] par: Log [2 * (hg + δ) / r] + 2 * π * rg / (j * ω * µo)

(10)

Les termes L et M deviennent alors complexes, et il faut prendre seulement la partie réelle, la partie imaginaire étant alors utilisée dans la matrice des résistances. Dans la pratique, lorsque le câble de garde a une résistance linéique du même ordre de grandeur que celle des câbles de phase, l'influence de sa résistance sur le calcul des inductances peut être négligée.

10 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 1- 7 - Ligne double, conducteurs en faisceau, sol de conductance finie, deux câbles de garde. Nous reprenons la figure 1 du § 11, dans laquelle nous ajoutons le câble de garde et son image dans le miroir.

Vg1 = 0 g1

g2 ig1

vb1 b1

b2

ib1 va1 a1

a2

ia1

dab1

vc1 c1

c2

ic1 ha1

hb1

hc1

dbc1 - vc1 c'1 - va1

c'2

- ic1 a'1

a'2

- ia1 - vb1 b'1

b'2

- ib1 -vg1 = 0 g'1

g'2 - ig1

L'équation donnant la chute de tension sur va1 s'écrit alors: dva1 µo Da1b'1 dib1 Da1c'1 dic1 Da1a'1 dia1 Da1g'1 dig1 = - * (Log * + Log * + Log * + Log * dx 2 *π Da1b1 dt Da1c1 dt req dt Da1g1 dt Da1b'2 + Log

dib2 *

Da1b2

Da1c'2 + Log

dt

dic2 *

Da1c2

Da1a'2 + Log

dt

dia2 *

req

Da1g'2 + Log

dt

dig2 *

Da1g2

) dt (1)

dans laquelle Da1b1, Da1c1... Da1b2, Da1c2, ... Da1g1, Da2g2 sont les distances entre le conducteur a1 et le conducteur b1, ... entre le conducteur a2 et le conducteur b2..., entre le conducteur a1 et le câble de garde g1, ... Les chutes de tension sur vb1, vc1, va2, vb2, vc2 se déduisent de l'équation (1) par permutation circulaire. Nous pouvons alors écrire ces équations sous forme matricielle, en posant: µo

Da1b'1 * Log

4*π

µo = a1b1, ...

Da1b1

Da1a'1 * Log

4*π

= a1 ... req

11 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3

d

va1

a1

a1b1

a1c1

a1a2

a1b2 a1c2

ia1

a1g1 a1g2

vb1

b1a1

b1

b1c1

b1a2

b1b2 b1c2

ib1

b1g1

b1g2

c1a1

c1b1

c1

c1a2

c1b2 c1c2

c1g1

c1g2

vc1 =

dx

d

ic1

*

va2

a2a1

vb2

b2a1

vc2

c2a1

a2b1

a2c1

a2

a2b2 a2c2

b2b1 b2c1

b2a2

b2

c2b1 c2c1

c2a2

c2b2 c2

+ dt

b2c2

d

ig1

dt

ig2

*

ia2

a2g1

a2g2

ib2

b2g1

b2g2

ic2

c2g1

c2g2

que nous noterons: dv

d (iphase) =

+

dx (matrice 6*1)

d(icdg)

A*

B

*

dt (matrice 6*6)

dt

(matrice 6*1)

(matrice 6*2)

(matrice 2*1)

nota: la matrice A est la matrice des inductances vue à la formule (1) du § 1-5. De plus, nous écrivons que la chute de tension sur chaque câble de garde est nulle:

dvg1

µo =-

dx

Dg1a'1 * (Log

2 *π

Dg1a1 Dg1a'2

+ Log

µo =-

dx

dt

dt

Dg2a'2

dt

dt

dib1 *

Dg2b'2

dib2 *

Dg2b2

dt

Dg2c1 Dg2c'2 Dg2c2

)=0 dt

Dg2g2' + Log

dt

dig2 *

r Dg2g1'

+ Log dt

dig1 *

dic1

dic2 *

dt

Dg1g2

*

+ Log dt

Dg1g2' + Log

Dg2c'1

dig1 *

r

dic2

+ Log dt

Dg1g1' + Log

dt

* Dg1c2

Dg2b1

+ Log dt

Dg1c'2 + Log

Dg2b'1

dic1 *

Dg1c1

dib2

+ Log

dia2 *

Dg2a2

dia1

Dg1c'1 + Log

dt

* Dg1b2

* Dg2a1

+ Log

Dg1b1 Dg1b'2

Dg2a'1

dib1 *

+ Log

* (Log 2 *π

Dg1b'1 + Log

dia2 *

Dg1a2

Dvg2

dia1 *

dt dig1

* Dg2g1

)=0 dt (3)

où Dg1g2 est la distance entre le câble de garde g1 et le câble de garde g2, ..., et r le rayon du câble de garde.

12 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 C'est un système de deux équations à deux inconnues ig1 et ig2. Nous posons:

Dg1a'1 Log

Dg1a'2 = a11

Log

Dg1a1 Dg1b'1 Log

Dg1b1

Log

= c12

Log

Dg1c2

Dg1g'1

= b22 Dg2b2 Dg2c'2

= c21

Log

= g22

Log

r

= c22 Dg2c2

Dg1g'2

Log

r

Log

Dg2c1

Dg2g'2 = g11

Dg2b'2 = b21

Dg2c'1

Log

Dg1c1

= a22 Dg2a2

Dg2b1

Dg1c'2 = c11

Log

Dg2b'1 = b12

Dg1b2

Dg1c'1

Dg2a'2 = a21

Dg2a1

Dg1b'2 = b11

Log

Log

Dg1a2

Log

Log

Dg2a'1 = a12

Dg2g'1 = Log

= g21 = g12

Dg1g2

Dg2g1

La solution s'écrit sous la forme matricielle suivante: ia1 ib1 d

ig1

1

g22

= dt

ig2

g11

* (g11*g22-g12²)

a11

b11

c11

a21

b21

c21

* g12

g11

d

ic1

dt

ia2

* a12

b12

c12

a22

b22

c22

ib2

ic2 que nous noterons: d(icdg)

d(iphase)

-

=

C

*

D

*

(4)

dt

dt

(matrice 2*1)

(matrice 2*2)

(matrice 2*6)

(matrice 6*1)

En reportant l'équation (4) dans l'équation (2), nous trouvons: dv

d(iphase) =

(A

-

B

*

C

*

D)

*

dx (matrice 6*1) (matrice 6*6)

(5) dt

(matrice 6*2)

(matrice 2*2)

(matrice 2*6)

(matrice 6*1)

La matrice A - B * C * D est la matrice inductance cherchée. A partir de la figure 1 de ce §, nous pouvons calculer les différents coefficients Da1a'1, ... par des formules analogues aux formules (4) du § 16.

13 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3

Da1a1' = 2 * (ha1+δ)

Da1b'1² = (ha + hb + 2*δ)² + dab²

Dab² = (ha - hb)² + dab²

Dbb' = 2 * (hb+δ)

Dac'² = (ha + hc + 2*δ))² + dac²

Dac² = (ha - hc)² + dac²

Dcc' = 2 * (hc+δ)

Dbc'² = (hb +hc + 2*δ)² + dbc²

Dbc² = (hb - hc)² + dbc²

Dgg' = 2 * (hg+δ)

Dag'² = (ha + hg + 2*δ)² + dag²

Dag² = (ha - hg)² + dag²

Dbg'² = (hb + hg + 2*δ)² + dbg²

Dbg² = (hb - hg)² + dbg²

Dcg'² = (hc + hg + 2*δ)² + dcg²

Dcg² = (hc - hg)² + dcg²

Nous pouvons ensuite faire les mêmes approximations qu'au § 15. Nous pouvons alors vérifier que le coefficient δ et la présence des câbles de garde n'influent pas sur l'inductance directe. En revanche l'inductance homopolaire croît avec le paramètre δ. Elle est diminuée, ainsi que l'inductance mutuelle homopolaire, par la présence de câbles de garde.

14 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 3 2 - Matrice des capacités La capacité linéique d'une ligne bifilaire est donnée par: 1

1 =

C

D * Log

2 * π * εo

L =

r

εo * µo

Nous pouvons alors admettre que les matrice des capacités se déduisent des matrices d'inductance par la formule  L  -1 C= εo * µo 3 - Matrice des résistances Faute de connaître la résistivité du sol, variable suivant la nature du terrain et l'humidité, et la qualité des prises de terre des postes et des pylônes, nous admettons que les matrices des résistances se déduisent des matrices des inductances en les multipliant par un coefficient obtenu en faisant le rapport entre la résistance des deux conducteurs (voir figure du § 11) et l'inductance de la boucle formée par ces conducteurs. 4 - Matrice des conductances tranversales Cette matrice étant très variable avec l'état de l'air et du sol, nous la choisissons telle que la condition de Heaviside soit réalisée. L  *  G  =  R  *  C

Bibliographie [89], [90]

15 / 14

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

1

ANNEXE 4 (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

Critère de choix des réducteurs de courant sur les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV

1 - Fonctionnement des protections électroniques sur réducteur de courant saturé.

3

2 - Condition de fonctionnement des réducteurs.

3

2 - 1 - Ligne issue d'un poste connecté à un niveau de tension supérieur

4

2 - 2 - Autre ligne

4

3 - Relation entre la constante de temps primaire et la distance du défaut

5

4 - Relation entre la constante de temps secondaire et la charge de filerie.

5

5 - Longueur minimale XL1 de la première zone dans le cas vu au § 21

5

5 - 1 - Exemple de base

6

5 - 2 - Variantes

7

6 - Longueur minimale de la ligne dans le cas vu au § 22

8

6 - 1 - Exemple de base

8

6 - 2 - Variantes

8

Annexe 4 - 1

10

1 / 10

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

2 / 10

2

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

3

Critère de choix des réducteurs de courant sur les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV

Nous avons vu à la fin du § 1 de la deuxième partie que les réducteurs de courant peuvent être de trois types: - les réducteurs de classe PS, qui sont utilisés exclusivement avec les protections électromécaniques, sur les réseaux 225 kV, 90 kV, et 63 kV, - les réducteurs type ME 21, qui sont utilisés sur les réseaux 225 kV, 90 kV, et 63 kV, avec les protections électromécaniques et, dans certaines conditions, avec les protections électroniques, - les réducteurs type MA 10x, qui sont utilisés sur le réseau 400 kV, ainsi que sur les autres réseaux lorsque les ME 21 ne conviennent pas. Nous allons chercher quand les ME 21 peuvent convenir. 1 - Fonctionnement des protections électroniques sur réducteur de courant saturé. Des essais ont montré que la plupart des protections électroniques alimentées par des réducteurs de courant saturés émettent des déclenchements intempestifs, mais ne sont pas défaillantes. Ceci implique que pour tout défaut aval l'élément directionnel s'oriente bien vers l'aval. Si tel est le cas, tout défaut apparaissant en première zone est correctement éliminé, même si le réducteur est saturé. Il en est de même après un réenclenchement. Il suffit donc que le réducteur ne soit pas saturé lors d'un défaut en deuxième zone. Or, plus le défaut est éloigné, plus le courant de court-circuit est faible. De plus, comme la constante de temps des impédances de ligne est plus faible que celle des réseaux amont, elles mêmes dues essentiellement aux transformateurs, plus le défaut est éloigné et plus la constante de temps est faible. 2 - Condition de fonctionnement des réducteurs. Nous disposons des données suivantes concernant ces réducteurs: - la résistance de bobinage secondaire rµ, - l'inductance magnétisante Lµ, - la tension de coude Vs, - le rapport maximal de transformation n2 / n1. Par exemple, le réducteur Alsthom IH 245-14 a les caractéristiques suivantes: rµ = 0,53 Ω;

Lµ = 5 H;

Vs = 830 V;

n2 / n1 = 1500 / 5

nota: Le courant de court circuit maximal secondaire est fixe pour un réducteur donné, à savoir 100 A pour ceux qui sont considérés ici, c'est à dire de classe 5 P 20, et de courant nominal secondaire 5 A. Le courant de court circuit nominal primaire dépend du rapport de transformation: - 10 kA pour un rapport 500 / 5 - 20 kA pour un rapport 1000 / 5 - 30 kA pour un rapport 1500 / 5. Pour éviter la saturation, nous aurons toujours intérêt à ce que le courant de court circuit réel soit aussi faible que possible par rapport au courant de court circuit nominal, c'est à dire que le rapport de transformation soit aussi grand que possible. Mais ceci va à l'encontre de la sensibilité des protections. Nous considérons les deux situations suivantes:

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2 - 1 - Ligne issue d'un poste connecté à un niveau de tension supérieur Le défaut apparaît juste après la limite de première zone

225 kV

90 kV

La protection doit rester insensible pendant 50 ms. Ensuite elle reste verrouillée jusqu'à échéance du deuxième stade, où elle déclenche, que le transformateur de courant soit saturé ou non. Il suffit, dans ce cas, que le transformateur de courant ne soit pas saturé au bout de 50 ms. L'asymétrie du défaut est définie par ϕ − α = π / 4 (voir texte principal, deuxième partie, § 143). En effet, lorsqu'un court circuit apparaît, ce n'est généralement pas lorsque l'asymétrie est maximale, la tension étant alors très faible. La longueur minimale définie de cette manière correspond à 80 % de la longueur de la ligne.

2 - 2 - Autre ligne Le défaut apparaît à l'entrée de la ligne située au-delà de B. Il est permanent.

225 kV

A

90 kV

B

La protection située en B élimine le défaut en td = 100 ms. Pendant ce temps le courant magnétisant iµ croît dans le réducteur situé en A. Le réenclencheur attend un temps d'isolement ti qui peut être égal à 300 ms dans le cas du réenclenchement triphasé rapide, 1,5 seconde en cas de réenclenchement monophasé, et 4 secondes en cas de réenclenchement lent. Le courant magnétisant décroît suivant une loi de la forme -ti / τ2 iµ = iµo * e La protection B retrouve le défaut et l'élimine en un temps de déclenchement sur enclenchement tr = 150 ms. Le courant magnétisant augmente de nouveau. Mais cette fois l'instant de réenclenchement peut être quelconque et nous pouvons nous trouver dans le cas de l'asymétrie maximale. Dans ce cas la longueur minimale trouvée correspond à la longueur totale de la ligne.

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3 - Relation entre la constante de temps primaire et la distance du défaut P Vn

rs + j * Xs

rL + j * XL

Le courant de court circuit à l'endroit du défaut vaut approximativement: Vn J1 = Xs + XL Si le défaut apparaît au poste P, le courant de court circuit vaut: Vn Js = Xs D'où Vn J1 =

Vn =

(Vn/Js) + XL

* Js

(1)

Vn + XL * Js

La constante de temps τ1 du circuit vaut, en posant τs = Xs / (ω * rs); τL = XL / (ω * rL), Xs + XL

Vn + XL * Js

τ1 =

= Xs / tS + XL / tL

(2) (Vn / ts) + (XL * Js / tL)

4 - Relation entre la constante de temps secondaire et la charge de filerie. La puissance maximale de précision fournie par le réducteur sous 5 A est de 50 VA. Soit p le rapport entre la puissance réellement fournie et la puissance nominale. La résistance du circuit secondaire vaut: rs = p * 50 / 5² = 2*p

(Ω)

La constante de temps secondaire vaut alors: Lµ τ2 =

(3) rµ + rs

5 - Longueur minimale XL1 de la première zone dans le cas vu au § 21 La tension de coude est liée au courant magnétisant par: 2 * Vs = ω * iµ max * Lµ

(voir texte principal, deuxième partie, §144)

(4)

La réactance minimale de la ligne doit être telle que, au bout du temps t = 50 ms, le courant iµ ne sature pas le réducteur. Pour cela il ne doit pas dépasser la valeur iµ max définie ci-dessus.

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D'où l'équation obtenue à partir de celle décrite dans le texte principal, deuxième partie, § 143: √ 2 * Vs

√2 = iµmax >

* (iµ1 + iµ2)

ω * Lµ

(5)

2

avec, en remarquant que τ2 est très supérieur à τ1, que ω*τ2 est très supérieur à 1, -t/τ2 et que e est pratiquement égal à 1

iµ1 =

I'2 *

τ1 -t/τ1 * (1 - e τ2

)

et

iµ2 =

2 I'2 *

(6) ω ∗ τ2

Nous remplaçons ensuite τ1 par sa valeur définie dans l'équation 2, et I'2 par √ 2 * (n1/n2) * J1, lui même défini dans l'équation 1. La condition s'écrit alors: t * (Vn/τs + Js*XL1 /τL) ω*Lµ Vn*Js* √ 2 n1 Vn + Js * XL1 1 2 Vs > * * *[ * * (1 - e Vn + Js*XL1 )+ ] 2 Vn + Js*XL1 n2 Vn / τs + Js*XL1 /τL τ2 ω∗τ2 (7) Cette équation peut être résolue par approximations successives. 5 - 1 - Exemple de base: ligne 225 kV, aster 570, avec 2 câbles de garde. Le courant de court circuit au poste 400 / 225 est de 31,5 A Le rapport de tansformation est 1500 / 5 La charge secondaire est de 30 VA par phase, soit 0,6 * Pn pour les boucles phase phase, et 0,8 * Pn pour les boucles phase - terre (voir annexe A4 - 1). Vn = 225 kV / √ 3;

Js = 31,5 kA;

Zd = 0,060 + j * 0,404 Ω/km Zo = 0,260 + j * 0,976 Ω/km

τs = 120 ms; τL = 21 ms sur les boucles poly τL = 15 ms sur les boucles mono τ2 = 2,89 s sur les boucles poly τ2 = 2,35 s sur les boucles mono

p = 0,6 (30 VA) pour les défauts polyphasés p = 0,8 (40 VA) pour les défauts monophasés

Le réducteur considéré est le TC type ME 21 Alsthom de références IH 245-14, dont les caractéristiques sont: Lµ = 5 Henry

rµ = 0,53 Ω

Vs = 830 V

La résolution de l'inéquation (7) donne - pour les boucles phase - phase: XL1 = 3,22 Ω, ce qui correspond à 3,22 / 0,404 = 8 km - pour les boucles phase - terre: XL1 = 3,9 Ω, ce qui correspond à 3,9 * 3 / (0,976+2 *0,404) = 6,5 km

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5 - 2 - Variantes Cherchons comment ces longueurs varient lorsque nous faisons varier chacun des paramètres l'un après l'autre. - Ligne sans câble de garde Zo = 0,203 + j * 1,332 Ω / km L'impédance limite sur les boucles monophasées est de 6,4 Ω, soit 9 km - Variation du courant de court-circuit. Boucles biphasées: Js = 20 kA Js = 25 kA Js = 31,5 kA Js = 40 kA

longueur limite " " " " " "

= 4,1 km = 5,8 km = 8 km = 8,5 km

- Variation du rapport de transformation Nous considérons le cas d'un courant de court circuit de 20 kA, avec un rapport de transformation de 1000 / 5. L'impédance limite sur les boucles biphasées est de 4,1 Ω, soit 10 km - Ligne à deux conducteurs (aster 2*570 mm²) Zd = 0,030 + j * 0,293 Ω L'impédance limite sur les boucles biphasées est de 3,52 Ω, soit 12 km - Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm². Zd = 0,060 + j * 0,372 Ω / km

τL = 20 ms

Le réducteur considéré est le TC type ME 21 Alsthom de références IH 72,5, dont les caractéristiques sont: Lµ = 4,5 Henry rµ = 1,7 Ω

Vs = 800 V

d'où τ2 = 1,55 s

Le rapport de transformation maximal est 1000 / 5 L'impédance limite sur les boucles biphasées est de 4,5 Ω, soit 12 km - Charge secondaire égale à la charge nominale sur chaque phase. L'impédance limite sur les boucles biphasées est de 5,3 Ω, soit 13 km Conclusion relative à ce cas: Si nous admettons que les protections ne peuvent donner que des fonctionnements intempestifs "aval" sur réducteur saturé, le TC ME 21 peuvent être utilisés dans pratiquement tous les cas.

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6 - Longueur minimale de la ligne dans le cas vu au § 22 A la fin de la première élimination du défaut, le courant magnétisant vaut: √2 * [iµ1 (td) + iµ2 (td)] 2 A l'issue du temps d'isolement, il vaut: √2

- ti / τ2 * [ iµ1 (td) + iµ2 ] * e

2 A la fin de la seconde élimination, il vaut: √2

- ti / τ2 * [iµ1 (td) + iµ2 (td)] * e

+ iµ1 ( tr) < iµmax

(8)

2 Nous pouvons calculer chacun des termes de cette équation en utilisant les équations (3), (4), (5), (6) et (7), ce qui nous permet, par approximations successives, de trouver la longueur minimale de la ligne. Nous reprenons le même exemple de base et les mêmes variantes qu'au § 5, et nous trouvons: 6 - 1 - Exemple de base: ligne 225 kV, un conducteur par phase, aster 570, avec 2 câbles de garde. Le courant de court circuit au poste 400 / 225 kV est de 31,5 kA Les caractéristiques de la ligne sont Xd = 0,40 Ω / km; Xo = 0,95 Ω / km; τL = 21 ms La charge secondaire est de 30 VA par phase. La constante de temps primaire τs vaut 120 ms. Le rapport de transformation est 1500 / 5 Nous trouvons: - Boucles polyphasées, temps d'isolement 4 secondes - Boucles monophasées, temps d'isolement 1,5 s

XL = 6,41 Ω XL = 9,86 Ω

soit soit

15,9 km 16,7 km

(la charge de chaque boucle monophasée est égale aux 4 / 3 de la charge de chaque boucle polyphasée) 6 - 2 - Variantes Dans chaque cas nous faisons varier chacun des paramètres l'un après l'autre. - ligne sans câble de garde Xo = 1,344 Ω / km Boucles monophasées, temps d'isolement 1,5 seconde

XL

= 8,17 Ω

soit

11,4 km

- Variation du courant de court-circuit. Boucles polyphasées. Temps d'isolement 4 s: Js = 20 kA Js = 25 kA Js = 31,5 kA

XL XL XL

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= = =

5,88 Ω 6,17 Ω 6,41 Ω

soit soit soit

14,5 15,26 15,9

km km km

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

Js = 40 kA

XL

=

6,60 Ω

soit

9

16,35

km

- Variation du rapport de transformation Nous considérons le cas d'un courant de court circuit de 20 kA, avec un rapport de transformation de 1000 / 5. Boucles polyphasées,

XL

= 9,55 Ω

soit 23,6 km

= 6,41 Ω

soit 22,8 km

- Ligne à deux conducteurs (aster 2*570 mm²) Xd = 0,281 Ω / km Xo = 0,841 Ω / km Boucles polyphasées,

XL

- Charge secondaire égale à la charge nominale sur chaque phase.Temps d'isolement 4 s Boucles polyphasées,

XL

= 8,91 Ω

soit 22 km

- Charge secondaire égale à 12 VA sur chaque phase. Boucles polyphasées,

XL

= 3,91 Ω

soit 9,7 km

- Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm². τs = 180 ms. Charge 30 VA par phase. 1 câble de garde Xd = 0,371 Ω / km Xo = 1,125 Ω / km τL = 20 ms Boucles polyphasées, temps d'isolement 0,3 s temps d'isolement 4 s

XL XL

= 9,96 Ω = 6,01 Ω

soit 26,8 km soit 16,1 km

Boucles monophasées, temps d'isolement 0,3 s temps d'isolement 4 s

XL XL

= 13,9 Ω = 8,4 Ω

soit 22,3 km soit 13,4 km

(la charge d'une boucle phase - terre est égale à 2 fois la charge d'une boucle polyphasée -voir annexe A4 - 1) - Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm². τs = 180 ms. Charge 50 VA par phase. Boucles polyphasées, temps d'isolement 0,3 s temps d'isolement 4 s

XL XL

= 12,4 Ω = 7,50 Ω

soit 33,6 km soit 20,1 km

- Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm².ts = 180 ms. Charge 12 VA par phase. Boucles polyphasées, temps d'isolement 0,3 s temps d'isolement 4 s

XL XL

= 7,35 Ω = 4,71 Ω

soit 19,7 km soit 12,7 km

Conclusion relative à ce cas: Le réenclenchement rapide est contraignant en 90 kV. La charge de filerie est contraignante dans tous les cas, de même que le rapport de transformation. En revanche la valeur du courant de court circuit, à rapport de transformation égal, a peu d'influence. Les valeurs données ici ne le sont qu'à titre indicatif. En effet, chaque protection a ses réactions propres, et certaines ne respectent pas les principes donnés au § 1. En revanche d'autres ont un comportement correct même si les réducteurs sont légèrement saturés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

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Annexe A 4 - 1 - réseau 400 kV et 225 kV

Réducteurs

court circuiteur d'intensité

utilisateurs bâtiment de relayage

Une boucle phase - terre est alimentée par 1 noyau. Sa résistance de filerie vaut (1 + 1 / 3) fois celle d'une phase. Une boucle phase - phase est alimentée par 2 noyaux. Sa résistance de filerie vaut 2 fois celle d'une phase. Réseau 90 kV et 63 kV

Réducteurs

court circuiteur utilisateurs d'intensité bâtiment de relayage

Une boucle phase - terre est alimentée par 1 noyau. Sa résistance de filerie vaut (1 + 1 / 3) fois celle d'une phase. Une boucle phase - phase est alimentée par 2 noyaux. Sa résistance de filerie vaut 2 fois celle d'une phase.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

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Annexe A 4 - 1 - Câblage entre TC et protections - Réseaux 400 kV et 225 kV

Réducteurs

court circuiteur

protections bâtiment de relayage

Une boucle phase terre (flèches vertes) est alimentée par un noyau. Sa résitance de filerie est (1 + 1 / 3) fois celle d'une phase. Une boucle phase phase (flèches bleu lavande) est alimentée par deux noyaux. Sa résistance de filerie est 2 fois celle d'une phase. Réseaux 90 kV et 63 kV

Réducteurs

court circuiteur

protections

Une boucle phase terre est alimentée par un noyau. Sa résistance de filerie est 2 fois celle d'une phase. Une boucle phase phase est alimentée par deux noyaux. Sa résistance de filerie est 2 fois celle d'une phase.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 5

ANNEXE 5 (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

ENCLENCHEMENT D'UN TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE Lors de l'enclenchement d'un transformateur à vide, un phénomène transitoire apparaît. Afin d'en avoir une approche qualitative, nous pouvons utiliser le modèle monophasé suivant: le transformateur à vide se réduit à son impédance magnétisante, de résistance Rµ et d'inductance Lµ. Le régime transitoire à l'enclenchement d'une bobine d'inductance est décrit au § 131 de la deuxième partie. La valeur de l'intensité instantanée i est donnée par la formule (2) de ce paragraphe. Nous nous plaçons dans le cas où l'asymétrie est maximale. L'équation de la tension aux bornes de la bobine et du courant qui y circule est alors: π

Lµ u = U * sin (ωt + ϕ)

avec ϕ = arctg

Rµ

-t / τ i = I * (e

U - cos ω*t)

avec I =

≅0

2 t *

√ Rµ² + Lµ²ω²

τ

≅0

Le flux dans la bobine, ainsi que l'induction, sont proportionnels à l'intensité i. Or le transformateur est calculé de telle manière qu'en régime établi, lorsque l'intensité est égale à sa valeur maximale I, l'induction ait une valeur située juste au-dessous de la valeur de saturation. De ce fait, pendant les périodes du régime transitoire où i prend une valeur supérieure à I, le circuit magnétique du transformateur est saturé, et il se comporte comme un court circuit de résistance Rµ. i = u / Rµ D'où le diagramme:

0

10 ms

20 ms

30 ms

La courbe bleue représente la tension aux bornes de l'inductance; La courbe violette représente l'intensité dans l'inductance hors saturation; La courbe jaune représente l'intensité dans l'inductance en tenant compte de la saturation.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 5

Si nous décomposons l'intensité en séries de Fourier, nous trouvons, du fait des pics dissymétriques, des harmoniques pairs. Les alternances où se trouvent les pics de courant sont vues par la protection comme représentatifs d'un défaut. Sur les protections électromécaniques comme la RXAP, les relais sont sollicités pendant une alternance sur deux, et peuvent donner un déclenchement intempestif au bout de quelques périodes. Sur les protections électroniques ou numériques, la mesure est faite sur chaque alternance et le déclenchement est élaboré seulement si deux mesures consécutives détectent un défaut. Ces protections sont beaucoup moins sensibles au phénomène étudié.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 ANNEXE 6 (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

CARACTERISTIQUES DE QUELQUES PROTECTIONS DE DISTANCE

Généralités: 1 - Protections étudiées 2 - Choix des plans d'impédance 3 - Particularités des mises en route 4 - Particularités des mesures de distance phase - terre 5 - forme des défauts étudiés 5 - 1 - défaut phase - phase 5 - 2 - Défaut phase - terre 5 - 3 - Défaut triphasé équilibré 5 - 4 - Défaut phase - phase - terre

PXLN et EPAC REZ1 PXLP PDS RAZOA PD3A PXLC - PSEL RXAP 7 SA 511 REL 100 S 321 - 5 Récapitulatif des performances calculées par PARAPLUIE

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PXLN et EPAC 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route 1 - 1 - 1 - Mise en route de type classique 1 - 1 - 2 - Mise en route utilisant la variation rapide 1 - 2 - Antipompage 1 - 3 - Sélection de phases 1 - 4 - Mesure de distance 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage de la PXLN 3 - 1 - Caractéristiques de la ligne 3 - 2 - Réglage de zone 3 - 3 - Résistance de défaut 3 - 4 - Temporisation 3 - 5 - Type de ligne 3 - 6 - Système de téléaction 3 - 7 - Réglage du dispositif antipompage 3 - 8 - Type de déclenchement 3 - 9 - Type de réducteur de tension 4 - Paramètres de réglage de l'EPAC 3000 4 - 1 - Caractéristiques de la ligne 4 - 2 - Paramètres de réglage de zone 4 - 3 - Résistance de défaut 4 - 4 - Antipompage 4 - 5 - Téléaction 4 - 6 - Temporisations 5 - Calcul de la largeur de la mise en route 5 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double 5 - 1 - 1 - Tracé des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route 5 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et celle de report de charge triphasé 5 - 2 - Report de charge phase a sur ligne d'interconnexion double. 5 - 3 - Sensibilité des boucles rapides aux reports de charge triphasés et monophasés. 5 - 4 - Alimentation d'un client. 5 - 5 - liaison centrale poste 6 - Calcul des zones 6 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 6 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 6 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 6 - 1 -3 - Réglage de la troisième zone X3 6 - 1 -4 - Réglage des zones de mise en route 6 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - 3 - Paramètre à afficher sur la protection 7 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 8 - Temporisations 9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 9 - 1 - Mise en route aval 9 - 2 - Portée résistive 9 - 3 - Mise en route amont 9 - 4 - Critère global

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 REZ1 1 - Grandeurs d'entrée utilisées et tracé des caractéristiques en cas de défaut 1 - 1 - Mise en route 1 - 1 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale. 1 - 1 - 2 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 1 - 1 - 3 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 1 - 2 - Mesure de distance 1 - 3 - Sélection de phase 1 - 4 - Application numérique 2 - Paramètres de réglage de la protection 2 - 1 - Réactance x utilisée pour les mises en route et les limites de zone. 2 - 2 - Argument de l'impédance de ligne et de l'impédance de terre 2 - 3 - Résistance rf 2 - 4 - Coefficient de terre ko_protection 2 - 5 - Seuils de courant de démarrage 2 - 6 - Affectation des zones aux modules 2 - 7 - Temporisations 2 - 8 - Choix du système de téléaction 2 - 9 - Réglage de l'antipompage. 3 - Calcul de la largeur de la mise en route 3 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double 3 - 1 - 1 -Tracé des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route 3 -1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et celle de report de charge triphasé 3 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route 3 - 2 - Etude du régime de report de charge phase a sur ligne d'interconnexion double 3 - 3 - Alimentation d'un client. 3 - 4 - Liaison centrale poste 4 - Calcul des zones 4 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 4 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 4 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 4 - 1 -3 - Réglage de la troisième zone X3 4 - 1 -4 - Réglage de la zone amont X4 4 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 4 - 3 - Paramètre à afficher sur la protection 5 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection 5 - 1 - Résistance maximale détectable 5 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 6 - Temporisations 7 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 7 - 1 - Mise en route aval 7 - 2 - Portée résistive 7 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PXLP 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage de la protection 3 - 1 - Affichage face avant 3 - 1 - 1 - Mise en route aval 3 - 1 - 2 - Mise en route amont 3 - 1 - 3 - Mesures de distance 3 - 1 -4 - Caractéristique d'antipompage 3 - 1 - 5 -Temporisations 3 - 2 - Réglage sur les cartes 3 - 2 - 1 - Forme de la caractéristique 3 - 2 - 2 - Système de téléaction 3 -2 - 3 - Relais de seuil 4 - Calcul des paramètres de la mise en route 4 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage 4 - 2 - Etude du report de charge monophasé sur ligne d'interconnexion double 4 - 3 - Alimentation d'un client 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Calcul de l'antipompage 7 - Temporisations 8 - Performances de la protection 8 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé 8 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 9 - 1 - Mise en route aval 9 - 2 - Portée résistive 9 - 3 - Mise en route amont ANNEXE 6 - 31

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PDS 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage de la protection 3 - 1 - Réglage des réactances 3 - 2 - Réglage des résistances 3 - 3 - Réglage de l'antipompage 3 - 4 - Réglage de l'argument θ 3 - 5 - Réglage du coefficient de terre ko 3 - 6 - Réglage des temps de déclenchement 3 - 7 - Seuils non réglables 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit 4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double. 4 - 3 - Alimentation d'un client. 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Temporisations 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive 8 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 RAZOA 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route circulaire centrée ou décalée. 2 - 1 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 1 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 1 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 2 - 2 - Mise en route en lentille modifiée, ou" cornet de glace" 2 - 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 2 - 3 - Antipompage 2 - 4 - Mesure de distance 3 - Paramètres de réglage de la protection 3 - 1 - Mise en route à maximum d'intensité 3 - 2 - Mise en route à minimumm d'impédance "externe" 3 - 3 - Relais de commutation des boucles de mise en route par courant homopolaire 3 - 4 - Antipompage 3 - 5 - Mesure de distance et résistances associées 3 - 6 - Choix du sytème de téléaction 3 - 7 - Temporisateurs 3 - 8 - Choix du système de déclenchement 4 - Calcul des paramètres de la mise en route 4 - 1 - Caractéristique circulaire 4 - 1 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit 4 - 1 - 1 - 3 - Compatibilité entre l'antipompage et la mise en route 4 - 1 - 1 - 4 - Compatibilité entre l'antipompage et la plus grande zone de mesure de distance 4 - 1 - 1 - 5 - Compatibilité entre la mise en route et la zone de transit 4 - 1 - 1 - 6 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique 4 - 1 - 1 - 7 - Alimentation d'un client 4 - 1 - 1 - 8 Liaison centrale poste 4 - 1 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route 4 - 1 - 2 - 3 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique 4 - 2 - Caractéristique lenticulaire modifiée 4 - 2 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 2 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 2 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de transit

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route 4 - 2 - 1 - 4 - Compatibilité entre la caractéristique de transit et la mise en route 4 - 2 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double 4 - 2 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 2 - 2 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique de transit et la mise en route 5 - Calcul des zones - Préliminaires: influence du rapport R / X 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 1 - 3 - Réglage de la troisième zone X3 5 - 1 - 4 - Réglage de la zone amont X4 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Temporisations 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre 7 - 1 - 1 - Mise en route circulaire décalée 7 - 1 - 2 - Mise en route en lentille modifiée 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 7 - 2 - 1 - Mise en route circulaire décalée 7 - 2 - 2 - Mise en route en lentille modifiée 8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive 8 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PD3A 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 2 - 4 - Verrouillage antipompage 2 - 5 - Sélection de phases. 2 - 6 - Mesures directionnelles. 2 - 7 - Mesure de distance 3 - Paramètres de réglage de la protection 3 - 1 - Résistance maximale détectable de défaut. 3 - 2 - Coefficients. 3 - 3 - Réglage de la zone 1 3 - 4 - Réglage de la zone 2 3 - 5 - Réglage de la zone aval 3 - 6 - Réglage de la zone amont 3 - 7 - Choix du système de téléaction 3 - 8 - Temporisations 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit 4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double 4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 2 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit 4 - 3 - Alimentation d'un client. 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits 6 - Temporisations 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive 8 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PXLC 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage 3 - 1 - Réglage des mises en route 3 - 2 - Coefficients 3 - 3 - Réglage des zones 3 - 4 - Réglage de l'antipompage 3 - 5 - Choix du système de téléaction 3 - 6 - Temporisations 4 - Calcul des paramètres de mise en route 4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage 4 - 2 - Report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double 4 - 3 - Alimentation d'un client. 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits 6 - Temporisations 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive 8 - 3 - Mise en route amont Annexe 6 - 71: PSEL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 RXAP 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route circulaire 1 - 2 - Mise en route elliptique 1 - 3 - Système de verrouillage antipompage 1 - 4 - Mesure de distance 1 - 5 - Sélection de phase 1 - 6 - Fonction directionnelle 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut. 2 - 1 - Caractéristique circulaire. Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b,en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Caractéristique circulaire. Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Caractéristique circulaire. Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 2 - 4 - Caractéristique elliptique. Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b,en alimentation monolatérale. 2 - 5 - Caractéristique elliptique . Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 6 - Caractéristique elliptique. Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage de la protection 3 - 1 - Mise en route 3 - 1 - 1 - Protection "5 A", circulaire décalée 3 - 1 - 2 - Protection "3,3 A", circulaire décalée 3 - 1 - 3 - Protection elliptique 3 - 2 - Réglage des zones 3 - 3 - Réglage de l'antipompage 3 - 3 - 1 - Protections circulaires 3 - 3 - 2 - Protections elliptiques 3 - 4 - Temporisations 3 - 5 - Choix du système de téléaction 4 - Calcul des paramètres de la mise en route 4 - 1 - Régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double - caractéristique circulaire 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage 4 - 2 - Régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double - caractéristique elliptique 4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 2 - 2 - Calcul de la distance focale d'une ellipse en fonction de son excentricité 4 - 2 - 3 - Application à l'ellipse d'antipompage 4 - 3 - Etude du régime de report de charge monophasé sur ligne d'interconnexion double 4 - 4 - Alimentation d'un client. 4 - 5 - Liaison centrale poste

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Temporisations 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Protection circulaire 7 - 1 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre 7 - 1 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 7 - 2 - Protection elliptique 7 - 2 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre 7 - 2 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route circulaire 8 - 1 - 1 - Mise en route aval 8 - 1 - 2 - Portée résistive 8 -1 - 3 - Mise en route amont 8 - 2 - Mise en route elliptique 8 - 2 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - 2 - Portée résistive 8 -2 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 SA 511 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route 1 - 2 - Antipompage 1 - 3 - Sélection de phase 1 - 4 - Mesure de distance 1 - 5 - Direction 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage de la protection 3 - 1 - Caractéristiques des réducteurs 3 - 2 - Caractéristiques de la ligne 3 - 3 - Réglages de zone 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit 4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement monophasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 3 - Alimentation d'un client. 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Temporisations 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable au poste 7 - 2 - Résistance maximale détectable en limite de première zone 7 - 3 - Portée maximale en cas de défaut franc 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive 8 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 REL 100 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route 1 - 2 - Verrouillage antipompage 1 - 3 - Mesures directionnelles. 1 - 4 - Sélection de phases. 1 - 5 - Mesure de distance 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut. 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal. 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage 3 - 1 - Paramètres donnés à titre indicatif 3 - 2 - Paramètres effectivement utilisés par la protection 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit 4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double. 4 - 3 - Alimentation d'un client. 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Calcul de la sélection de phase 7 - Temporisations 8 - Performances de la protection 8 - 1 - Résistance maximale détectable en première zone Rf en cas de défaut monophasé 8 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 9 - 1 - Mise en route aval 9 - 2 - Portée résistive 9 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 S321 - 5 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mises en route et mesures de distance 1 - 2 - Verrouillage antipompage 1 - 3 - Mesures directionnelles. 1 - 4 - Sélection de phases 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut. 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut biphasé ou triphasé équilibré, ou en fonctionnement normal. 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale 3 - Paramètres de réglage 3 - 1 - Identification du départ 3 - 2 - Réglage des boucles phase - phase (relai mho) 3 - 3 - Réglage des boucles phase - terre (quadrilatères) 3 - 4 - Réglage du coefficient de terre 3 - 5 - Antipompage 3 - 6 - Seuils du relais directionnel à composantes inverses 3 - 7 - Seuils de courant 3 - 8 - Temporisations 3 - 9 - Schémas de téléprotection 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double. 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit 4 - 2 - Report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double 4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 2 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit 4 - 3 - Alimentation d'un client. 4 - 4 - Liaison centrale poste 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 5 - 1 -3 - Réglage des zones de mise en route 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits 6 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection 6 - 1 - Résistance maximale détectable 6 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 7 - Temporisations 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive 8 - 3 - Mise en route amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 GENERALITES Cette note constitue l'application à chaque type de protection des conditions de réseau auxquels elle doit s'adapter, et qui sont définies dans l'annexe 2. Elle est le résumé des notes ayant servi à l'élaboration du programme Parapluie. 1 - Protections étudiées Les protections décrites sont:

- protections utilisées sur le réseau EDF 400 kV PXLN et EPAC de GEC Alsthom REZ1 de ABB PXLP de GEC Alsthom PDS de GEC Alsthom

numérique semi - numérique statique statique de première génération

- protections utilisées sur les autres réseaux EDF RAZOA de ABB PD3A de GEC Alsthom PXLC de GEC Alsthom RXAP de GEC Alsthom

statique statique statique, avec dispositif anti - saturation électromécanique

- protections dont l'essai était en cours, ou était prévu, au 1-1-98, sur les réseaux EDF REL 100 de ABB 7 SA 511 de Siemens S321-5 de Schweitzer

numérique numérique numérique (ultérieurement)

2 - Choix des plans d'impédance Les diagrammes sont toujours tracés dans les plans d'impédance utilisés pour les mesures de distance, à savoir:

Va - Vb

Vb - Vc

Vc - Va

Ia - Ib

Ib - Ic

Ic - Ia

Va

Vb

pour les boucles phase - phase

Vc pour les boucles phase - terre

Ia + ko * Ir

Ib + ko * Ir

Ic + ko * Ir

3 - Particularités des mises en route Nous distinguons deux types de protection: - les protections possédant un relais de courant résiduel à pourcentage. Ce relais est généralement réglé suffisamment haut pour que les boucles monophasées ne soient pas validées en cas de cycle monophasé sur une ligne adjacente, même en cas de pompage. Dans ce cas nous traçons uniquement la caractéristique de mise en route polyphasée, dans le même plan que la caractéristique de transit en cas de report de charge triphasé. C'est en effet la compatibilité entre ces deux caractéristiques, et elle seule, qui impose le réglage;

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - les protections possédant un relais de courant résiduel à seuil fixe. Les boucles monophasées sont alors validées lors d'un cycle monophasé apparaissant sur une ligne adjacente lorsque le transit est élevé et a fortiori en cas de pompage. Dans ce cas nous traçons aussi la caractéristique de mise en route monophasée dans le même plan que la caractéristique de transit en cas de report sur cycle de réenclenchement monophasé. En effet, la compatibilité entre ces deux dernières caractéristiques doit elle aussi être prise en compte dans les réglages. Nota: du fait de la disparité entre les différentes protections, le calcul des réglages comporte de nombreux risques d'erreur. Afin de pallier à ces risques, un programme de calcul, appelé PARAPLUIE, a été créé. 4 - Particularités des mesures de distance phase - terre (voir troisième partie, § 21121) Le courant pilote utilisé est à chaque fois indiqué. En effet certaines protections utilisent des systèmes de mesure, tels que le comparateur de phases à trois entrées (3ème partie, § 2131 et 2132) ou son équivalent en numérique (§ 214), qui permettent de s'affranchir de la chute de tension dans le défaut, à condition de disposer d'un courant en phase avec le courant circulant dans le défaut. En effet, l'équation (1) du § 21311 peut s'écrire

v = Rd * i_pilote + (r * y * i_image + l * y * (di_image / dt) dans laquelle i_pilote et i_image ne sont pas égaux: i_image est le courant circulant dans la ligne, et i_pilote est le courant circulant dans le défaut, ou du moins un courant s'en rapprochant le plus possible. Ceci permet de conserver une bonne précision sur la mesure de distance lorsque la résistance du défaut est élevée par rapport à la réactance de première zone. Le courant pilote choisi est différent d'une protection à l'autre. Ce peut être le courant Io, ou la somme Ii + Io, ou l'écart ∆Ia ... entre le courant de phase avant le défaut et le courant de phase après le défaut. Pour comparer ces différentes méthodes, nous utilisons la représentation du § 3-4 de l'annexe 1, pour un défaut phase a - terre: Composantes symétriques: If Id1 =

Zds2 + ZdL * (1 - x) *

3 If Ii1 =

+ Id (transit) Zds1 + Zds2 + ZdL Zds2 + ZdL * (1 - x)

* 3

Zds1 + Zds2 + ZdL

If Io1 =

Zos2 + ZoL * (1 - x) *

3

Zos1 + Zos2 + ZoL

Courant d'écart pour la boucle phase a - terre: If ∆Ia =

Zds2 + ZdL * (1-x) * (2 *

3

Zds1 + Zds2 + ZdL

If ∆Ib =

) Zos1 + Zos2 + ZoL

Zds2 + ZdL * (1-x) *( -

3

Zos2 + ZoL *(1 - x) +

Zos2 + ZoL *(1 - x) ) = ∆Ic

+ Zds1 + Zds2 + ZdL

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Zos1 + Zos2 + ZoL

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Ces égalités montrent que le choix du courant Io seul convient surtout pour un réseau fortement mis à la terre aux deux extrémités, faute de quoi sa valeur est trop faible et les erreurs peuvent être importantes. Le choix de Ii semble le plus séduisant. Cependant il nécessite la réalisation d'un filtre de courant inverse rapide. Ceci a conduit à ne jamais l'utiliser seul jusqu'à présent dans cette fonction. L'aptitude d'une protection à détecter les défauts résistants avec une erreur acceptable se traduit par la donnée du rapport R / X1, R étant la résistance maximale détectable, et X1 la réactance de première zone. Pour les tracés des caractéristiques nous utilisons toujours les courants image. 5 - Forme des défauts étudiés Nous étudions les défauts apparaissant dans la configuration la plus simple: alimentation monolatérale sur charge nulle. 5 - 1 - défaut phase - phase Ia Va E

Zds

Zd * y R défaut

a*E

Zds

Zd * y Vb

Ib La boucle de mesure de distance voit l'impédance suivante: (Va - Vb) / (Ia - Ib) = (Va - Vb) / 2 * Ia = Zd * y + R défaut / 2 5 - 2 - Défaut phase - terre Ia Va E

Zds

Zd * y R défaut ko * Zd * y Vb

Ir La boucle de mesure de distance voit l'impédance suivante: Va / (Ia + ko * Ir) = Zd * y + R défaut / (1 + ko) 5 - 3 - Défaut triphasé équilibré Va E

Zds

Zd * y

Ia a*E

Zds

Zd * y Vb

Ib

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 a²*E

Zds

Zd * y

Ic La boucle de mesure de distance voit l'impédance suivante: (Va - Vb) / (Ia - Ib) = Va / Ia = Zd * y + R défaut

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - 4 - Défaut phase - phase - terre L'étude de ce type de défaut pour chaque protection est laissée à l'initiative du lecteur.

Va E

Zds

a*E

Zds

Zd * y

Zd * y Vb

Ib a²*E

Zds

Zd * y

Ic

R_défaut

ko * Zd * y Ir = Ib + Ic

La résistance du défaut entre phases est supposée nulle. La boucle de mesure de distance b - c voit l''impédance suivante: (Vb - Vc) / (Ib - Ic) = Zd * y La boucle de mesure de distance b - terre voit l''impédance suivante: vb / (Ib + ko * Ir) = Zd * y + R_défaut * Ir / (Ib + ko * Ir) Pour calculer le coefficient de R_défaut, il faut résoudre le système suivant (voir schéma ci-dessus): a * E = (Zds + Zd * y) * Ib + R_défaut * (Ib + Ic) + ko * Zd * y * ( Ib + Ic) a² * E = (Zds + Zd * y) * Ic + R_défaut * (Ib + Ic) + ko * Zd * y * ( Ib + Ic) ce qui donne, après résolution: a * (Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) - a² * (R_défaut + ko * Zd * y) Ib = E * (Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) ² - (R_défaut + ko * Zd * y )²

a² * (Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) - a * (R_défaut + ko * Zd * y) Ic = E * (Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) ² - (R_défaut + ko * Zd * y )² Ir

Zds + Zd * y =

Ib + ko * Ir

ko*(Zds + Zd*y) + a² * (R_défaut + ko*Zd*y) - a * (Zds + Zd*y + R_défaut + ko*Zd*y )

le coefficient de R_défaut est un nombre complexe qui dépend de l'impédance de source. Un défaut résistant peut ainsi provoquer une erreur de mesure de distance. Généralement un défaut est vu plus près qu'il n'est réellement. Un défaut situé au-delà de l'extrémité de la ligne peut donc provoquer un déclenchement en premier stade. Nota: les impédances sont toujours données en valeurs "haute tension".

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PXLN et EPAC Ce sont des protections numériques à 6 éléments de mesure. Leurs principes de fonctionnement sont identiques, mais leur technologie est différente: La PXLN, plus compliquée, est aussi plus rapide. L'affichage des réglages est réalisé différemment. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route Il existe deux types de mise en route: 1 - 1 - 1 - Une mise en route de type classique, dont l'originalité par rapport aux protections statiques plus anciennes à caractéristique en parallélogramme réside dans le fait que les mesures se font 40 fois par période et non deux fois. Mais les grandeurs d'entrée sont les mêmes, à savoir: - bandes horizontales boucles phase - phase (Va - Vb) (Vb - Vc) (Vc - Va)

et et et

boucles phase - terre (Ia - Ib) (Ib - Ic) (Ic - Ia)

Va Vb Vc

et et et

(Ia + ko * Ir) (Ib + ko * Ir) (Ic + ko * Ir)

- bandes obliques boucles phase -phase (Va - Vb) (Vb - Vc) (Vc - Va)

et et et

boucles phase - terre (Ia - Ib) (Ib - Ic) (Ic - Ia)

Va Vb Vc

et et et

Ia Ib Ic

La pente de la ligne et le coefficient de terre ko sont entrés indirectement par: * résistance directe linéique, * résistance homopolaire linéique, * réactance linéique par phase, * réactance mutuelle linéique par phase.

ou

* réactance linéique directe * réactance linéique homopolaire

La résistance de défaut est réglable de manière indépendante sur les boucles terre et les boucles phase. La valeur affichée est la résistance de défaut maximale détectable. 1 - 1 - 2 - Une mise en route utilisant la variation rapide des tensions et courants lors de l'apparition d'un défaut. Cette mesure est en principe indépendante du transit et peut donc être rendue sensible à des résistances de défaut plus élevées. 1 - 2 - Antipompage La fonction antipompage est réalisée sur chacune des boucles "phase - terre", par une zone distante de la mise en route classique d'une valeur ∆R (bandes obliques) et ∆X = ∆R (bandes horizontales). Elle utilise les mêmes grandeurs d'entrée que la mise en route. Elle verrouille au choix la première zone, la deuxième zone ,la troisième zone, ou la mise en route. Elle peut être supprimée en cas de déséquilibre important. 1 - 3 - Sélection de phases - de type classique, utilisant les indications des éléments de mise en route, - rapide, utilisant les dérivées des courants ia; ib; ic; (ia - ib); (ib - ic); (ic - ia) La mesure du courant résiduel est réalisée par un relais à pourcentage.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

1 - 4 - Mesure de distance La protection possède quatre zones aval et une zone amont. . mesures de type classique. Elle utilise les mêmes grandeurs d'entrée que la mise en route, . mesures de type rapide. Pour ces mesures, elle utilise comme courant pilote sur les boucles terre le courant Ir pendant les 30 premières millisecondes qui suivent le défaut, elle puis revient au courant Ia + ko * Ir . Application numérique: - ligne 400 kV double d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, de coefficient de mutuelle homopolaire kom= 0,4, avec cable de garde et d'argument ϕ = 86 °, - portée aval, en réactance:

X4 = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance: X5 = 12,5 Ω, - résistance RMOC = RBIC = 20 Ω. - Nous supposons que l'angle θ de l'image de la ligne a pu être réglé égal à ϕ. - kz = 2; qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1 - la bande d'antipompage: ∆R = 12 Ω en haute tension. Le coefficient de report de charge triphasé C vaut alors 1,7 (voir définitions en annexe 2, § 11). 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2-1- Défaut biphasé en alimentation monolatérale.

X4 = 37,5 Ω

B RF / 2 θ A Echelle 1cm = 10 Ω

ϕ X5 = 12,5 Ω

Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage quatrième et cinquième zone. La demi - largeur de bande, notée par la flèche noire, est égale à la moitié de la valeur de réglage RBIC, elle même égale à la valeur maximale de défaut détectable RF.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - tracé de la caractéristique d'antipompage En cas de défaut biphasé isolé, le tracé de la caractéristique d'antipompage dépend de l'impédance amont du réseau. Nous le voyons en considérant le schéma suivant (alimentation monolatérale):

Poste Va E

Z

Zds I = Ia Vb

a²*E

Zds I = - Ib Vc

a*E

Zds

Va soit Zap l'impédance mesurée par le relais d'antipompage:

Zap = Ia Va - Vb

Soit Z l'impédance mesurée par le relais de mesure de distance:

Z= Ia - Ib

Nous cherchons la relation qui lie Zap et Z dans le cas de réseau ci-dessus: Va = E - Zds * I Vb = a² * E + Zds * I Va - Vb

Va - Vb

Comme Z =

nous obtenons

Va = E - Zds *

2*I

2*Z Va - Vb Vb = a² * E + Zds * 2*Z

En additionnant et soustrayant ces équations nous obtenons: Va + Vb = - a * E Z Va - Vb = (1 - a²) * E * Z + Zds 2 * Z -a * Zds d'où:

Va = E * 2 * (Z + Zds) E

Or

I=

1 = Ia =

2 * (Z + Zds)

* (Ia - Ib) 2 Va

Nous obtenons alors:

Zap =

2 * Z - a * Zds =

Ia

1 soit

1 - a²

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Z=

* [ Zap * (1-a²) + a * Zds] 2

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 que nous pouvons écrire: 1

j * 30°

j * 120°

* ( Zap * √ 3 * e + Zds * e ) 2 La caractéristique d'antipompage dans le plan de référence est obtenue en faisant subir à la caractéristique tracée en régime équilibré (voir § 22) les transformations suivantes: Z=

- une homothétie de √ 3 / 2 - une rotation de 30° - une translation de (Zds / 2) ∠ 120° Cette transformation dépend de l'impédance amont du réseau

Zds

En pointillé bleu la caractéristique d'antipompage en régime équilibré. En trait plein bleu la caractéristique d'antipompage sur défaut biphasé franc en alimentation monolatérale. nota: en cas de défaut ac, l'équation de transformation devient: 1

-j * 30° * ( Zap * √ 3 * e

Z=

-j * 120° + Zds * e

2

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)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-2-Caractéristique lors d'un défaut triphasé ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut.

X4 = 37,5 Ω
B RMOC ∆R RBIC/2 θ A ϕ échelle 1 cm = 10 Ω


X5 = 12,5 Ω

∆R

Le plan considéré ici peut être aussi bien le plan d'impédance de référence des boucles monophasées que le plan d'impédance de référence des boucles biphasées. Les bandes horizontales sont bien tracées dans le plan de référence. La caractéristique phase - terre est tracée en vert. Sa demi-largeur de bande est : RMOC = 20 Ω La caractéristique phase - phase est tracée en brun. Sa demi-largeur de bande est: RBIC / 2 = 10 Ω La caractéristique d'antipompage est tracée en bleu. La largeur des œillères (entre vert et bleu) vaut : ∆R = 12 Ω Les tensions compensées des bandes obliques s'écrivent: Vab ± RBIC / 2 * Iab pour les boucles phase - phase Va ± RMOC * Ia pour les boucles phase - terre

RF

La résistance maximale détectable par phase d'un défaut triphasé équilibré vaut: RF = RMOC sur les boucles phase - terre RF = RBIC / 2 sur les boucles phase - phase

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-3- Défaut phase - terre, en alimentation monolatérale.

X4 = 37,5 Ω

B

∆R / (1 + ko) RMOC / (1+ko)

θ A ϕ échelle 1 cm = 10 Ω

X5 = 12,5 Ω

Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de quatrième et cinquième zone. La valeur de réglage est RMOC, elle même égale à la valeur maximale de défaut détectable RF. La demi - largeur de bande vaut RF / (1 + ko). Un défaut de résistance RF + ∆R est vu en limite de zone d'antipompage.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la PXLN Ces paramètres sont inscrits et lus dans la protection par l'intermédiaire d'un terminal situé sur la face avant de l'appareil, ou d'un ordinateur type PC. Seuls les paramètres qui peuvent changer d'une configuration EDF à l'autre ont indiqués ici. Les grandeurs électriques ont toujours exprimées en valeurs "basse tension". 3 - 1 - Caractéristiques de la ligne - longueur L

en km

dans une plage de 10 à 700

- inductances linéiques, que nous pouvons inscrire de deux manières: * sous forme matricielle. Cette manière de procéder n'a d'intérêt que si la dissymétrie de la ligne a pu être prise en compte, c'est à dire si les 6 valeurs sont différentes les unes des autres xLaa xMab xMac

xMab xLbb xMbc

xMac xMbc xLcc

en ohm par km, dans une plage allant de 0 à 9,9999 (voir annexe1, § 21 )

* par leurs composantes symétriques, si la ligne est considérée comme symétrique (xLaa = xLbb = xLcc; xMab = xMac = xMbc) xd

xo

en ohm par km, dans une plage allant de 0 à 9,9999

Les inductances matricielle et les inductances cycliques sont liées entre elles par: xd = xLaa - xMab xo = xLaa + 2 * xMab - résistances linéiques Il n'est pas prévu de prendre en compte la dissymétrie. Nous inscrivons: rf

ro

en ohm par km, dans une plage allant de 0 à 9,9999

- angle de la ligne et coefficient de terre Ils se déduisent des données précédentes par xd tg ϕ =

ro + j * xo - rd - j * xd ko =

rd

3 * rd + j * 3 * xd

3 - 2 - Réglage de zone - limites aval X1 = X2 = X3 = X4 =

% % % %

plage 10 à 200 par pas de 2 plage 10 à 500 par pas de 5 plage 10 à 1000 par pas de 10 plage 10 à 1000 par pas de 10

%

plage 10 à 200 par pas de 2

- limites amont X5 =

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 3 - Résistance de défaut Résistance monophasée sur mise en route de type rapide Résistance biphasée sur mise en route de type rapide Résistance monophasée sur mise en route de type classique Résistance biphasée sur mise en route de type classique

rmor = rbir = rmoc = rbic =

Ω Ω Ω Ω

plage 0 à 200 par pas de 1 Ω plage 0 à 200 par pas de 1 Ω plage 0 à 200 par pas de 1 Ω plage 0 à 200 par pas de 1 Ω

3 - 4 - Temporisation T1 =

ms

plage

T2 = T3 = T4 =

ms ms ms

plage plage plage

0 - 100 100 - 10000 100 - 10000 100 - 10000 100 - 10000

par pas de 1ms par pas de 10ms par pas de 10ms par pas de 10ms par pas de 10ms

sur zone 1 sur zone 2 sur zone 3 sur zone 4

3 - 5 - Type de ligne Les possibilités suivantes sont proposées - ligne simple - ligne double sans liaison entre les PXLN - ligne double avec liaison entre les PXLN, coté maître - ligne double avec liaison entre les PXLN , coté esclave 3 - 6 - Système de téléaction Les modes proposés pour la protection sont: - pas de téléaction - portée réduite et accélération - portée étendue et autorisation - portée réduite et autorisation - portée étendue et verrouillage - portée réduite et verrouillage - mode "écho" - mode "source faible"

* *

*

Les modes suivis d'un astérique sont ceux utilisés par EDF. Dans le système "portée réduite et accélération", la fonction supplémentaire "déclenchement rapide sur défaut polyphasé en deuxième zone et perte de porteuse haute fréquence" est proposée. L'émission de l'ordre de téléaction peut être élaboré - par la zone 1 - par la zone 2 - par la zone amont

dans le système "portée réduite et accélération" dans le système "portée réduite et accélération" dans le système "portée étendue et verrouillage"

3 - 7 - Réglage du dispositif antipompage Temporisation de déverrouillage = Seuil de déverrouillage par courant inverse = Seuil de déverrouillage par courant résiduel = Seuil de déverrouillage par courant de défaut = Largeur de bande

s % In % In In Ω

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plage plage plage plage plage

0 - 30 par pas de 10 ms 10 - 50 10 - 50 1 - 10 par pas de 0,1 0,2 - 25

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Choix du verrouillage - pas de verrouillage - verrouillage général - verrouillage zone 1 - verrouillage zone 2 - verrouillage zone 3 - verrouillage de l'émission de la téléaction - verrouillage de la réception de la téléaction - verrouillage de la zone 1 indépendante (portée réduite et verrouillage) 3 - 8 - Type de déclenchement La protection propose 3 possibilités - réenclenchement monophasé sur toutes les zones - réenclenchement triphasé sur toutes les zones - réenclenchement monophasé uniquement sur première zone et deuxième zone accélérée 3 - 9 - Type de réducteur de tension La protection doit s'adapter à l'un ou l'autre des réducteurs suivants: - inductif - capacitif

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Paramètres de réglage de l'EPAC 3000 Ces paramètres sont inscrits et lus dans la protection par l'intermédiaire d'un terminal face avant, ou d'un PC. Seuls les paramètres qui peuvent changetr d'une configuration EDF à l'autre sont indiqués ici. Les grandeur électriques sont toujours exprimées en valeurs "basse tension". 4 - 1 - Caractéristiques de la ligne - courant nominal secondaire 1 ou 5 A - longueur .. , .. km plage 0,3 à 300 km - impédances de la ligne. Elles peuvent être définies de trois manières différentes: * impédance directe en coordonnées cartésiennes impédance homopolaire " "

Xd = ... , ... Ω Xo = ... , ... Ω

Rd = ... , ... Ω Ro = ... , ... Ω

* impédance directe en coordonnées polaires impédance homopolaire " "

Zd = ... , ... Ω Zo = ... , ... Ω

ϕd = .. ° ϕo = .. °

* impédance directe en coordonnées cartésiennes coefficient de terre ko complexe

Xd = ... , ... Ω ko = . , .. + j . , ..

plage de 45° à 90° plage de 45° à 90°

Rd = ... , ... Ω plage -7 , +7 pour les deux parties

4 - 2 - Réglage de zone - limites aval X1 = X2 = X3 = X4 =

% % % %

plage 10 à 200 par pas de 2 plage 10 à 500 par pas de 5 plage 10 à 1000 par pas de 10 plage 10 à 1000 par pas de 10

%

plage 10 à 200 par pas de 2

- limites amont X5 = 4 - 3 - Résistance de défaut - résistance de boucle monophasée classique - résistance de boucle monophasée rapide - résistance de boucle biphasée classique - résistance de boucle biphasée rapide

rmoc rmor rbic rbir

= ... = ... = ... = ...

plage 0 - 200 Ω plage 0 - 200 Ω plage 0 - 200 Ω par pas de 2 Ω plage 0 - 200 Ω par pas de 2 Ω

4 - 4 - Antipompage - impédance de la bande (Ω) - temporisation de déverrouillage (s)

de 0 à 25 / In_secondaire par pas de 0,01 / In_secondaire de 0 à 30 s par pas de 0,1 s

4 - 5 - Téléaction voie 1 sans téléaction

voie 2 sans téléaction

portée réduite et accélération, validée zone 1

portée réduite et accélération, validée zone 1

portée réduite et accélération, validée zone 1 et 2

portée réduite et accélération, validée zone 1 et 2

portée réduite et accélération, validée zone 1, 2, et mise portée réduite et accélération, validée zone 1, 2, et mise en route aval en route aval portée réduite et verrouillage

portée réduite et verrouillage

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

portée étendue et verrouillage

portée étendue et verrouillage

4 - 6 - Temporisations - T1 T2, T3, T4, T5

0 à 10 s 0 à 10 s

par pas de 5 ms par pas de 10 ms

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul de la largeur de la mise en route 5 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double 5 - 1 - 1 - Tracé des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route Pour rechercher la compatibilité des caractéristiques de la protection avec la caractéristique de transit, nous nous plaçons dans le plan de référence des défauts phase - terre. En effet, pour cette protection, ces boucles sont plus contraintes que les boucles biphasées. Elles ne sont pas validées, puisqu'il n'y a pas de courant homopolaire, mais, si la largeur de l'antipompage était trop élevée, ce dernier risquerait d'être initialisé, puis rendu inopérant au bout de la temporisation de déverrouillage. Si un pompage apparaissait à la suite du report de charge, la protection émettrait alors un ordre de déclenchement intempestif. La caractéristique de transit est définie par les 4 cercles en pointillé rouge (voir annexe 2, § 224)

Cercle C3

Cercle C2

N4


Les caractéristiques des boucles phase - terre de la protection sont celles qui sont vues au § 22.

N2

N3

B


N1 N6


A

échelle 1 cm = 20 Ω


N5

Le cercle C1 centré en A et le cercle C2 centré en B ont pour rayon 61 Ω.

Le cercle C3 est centré au point d'abscisse Le cercle C4 est centré au point d'abscisse C3 et C4 ont pour rayon

Cercle C4

94,2 Ω ∠ 85° - 69,2 Ω ∠ 85° 80,7 Ω.

-

Ici, la valeur de RMOC calculée à partir de ces contraintes sera supérieure aux 20 Ω fixés a priori.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - Rappel des coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de report de charge triphasé - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique Ni et une bande oblique. Ni D M

ε K H'

θ

A

H

Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par: AK = AM * cos ε MK = AM * sin ε HK = MK * cotg θ AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ

d'où:

AH = AM * sin ( θ - ε ) / sin θ

que l'on peut écrire

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que : sin ( θ − ε) 1,1 * AM < 0,9 * ANi,

d'où

1,1 * AH < 0,9 *

* ANi

(1)

sin θ Nous choisissons la valeur de AK la plus faible. Nous en tirons, d'après le § 22: AK = rmoc + DR Nota: lors d'un pompage en régime équilibré, la caractéristique oblique des bandes monophasées doit être franchie avant la caractéritique des bandes biphasées: rbic ≤ 2 * rmoc Nous prenons généralement rbic = rmoc. - largeur de bande d'antipompage Dans la plupart des protections, la largeur de bande d'antipompage est fixe. Dans la PXLN et dans l'EPAC elle peut être réglée.Considérons un réseau simplifié: E1 ∼

A ZSA

B ZL

E2 ZSB

La f. e. m. E2, de même module que E1, tourne par rapport à E1 à une vitesse angulaire Ω

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 j*Ω*t E2 = E1 * e

E1 et E2 sont en opposition de phase lorsque Ω * t = π

Les impédances sont supposées avoir le même argument. Nous calculons l'impédance directe vue du point A: Vd

ZSA + ZL + ZSB = Zd =

- ZSA j*Ω*t

Id 1-e

Lorsque t varie, Zd décrit une droite perpendiculaire à l'image de la ligne. ZL + ZSB

ZL rmoc ∆R ϕ

- ZSA

D2

D1

Le point représentatif de l'impédance coupe la droite D2 au bout d'unntemps δt après avoir coupé la droite D1. Pour qu'il y ait détection de pompage, il faut que ce temps soit supérieur à 15 ms. La fréquence maximale du pompage actuellement pécifiée est ∆F = 4 Hz. La largeur minimale ∆R répondant à cette contrainte varie avec rmoc. Elle est maximale lorsque rmoc est nul.

ZL + ZSB

ZL ∆R A O

B

ϕ

D2 - ZSA

D1

ZSA + ZL + ZSB dans ce cas

OA =

ZSA + ZL + ZSB avec

j*Ω*t

Ω*t=π

soit

OA = 2

1-e

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 j * (ϕ - π/2) AB = DR * sinϕ * e AB = OB - OA

d'une part, d'autre part.

ZSA + ZL + ZSB

ZSA + ZL + ZSB

Or OB =

- ZSB =

- ZSB

j * Ω * (t + δt)

j * Ω * δt

1-e

1+e

d'où, en identifiant les deux valeurs de AB ainsi trouvées: j * (ϕ - π/2) DR * sin j * e

ZSA + ZL + ZSB =

ZSA + ZL + ZSB -

j * Ω * δt

2

1+e j*ϕ Or

ZSA + ZL + ZSB =  ZSA + ZL + ZSB  * e

d'où

- j * DR * sin ϕ =  ZSA + ZL + ZSB  * (

1

1 -

j * Ω * δt

) 2

1+e - j * tg (Ω ∗ δt / 2)

Le terme entre parenthèses vaut:

tg (Ω ∗ δt / 2) d'où

DR =  ZSA + ZL + ZSB  * sin ϕ

ou, en remplaçant Ω par 2 * π * F et en confondant la tangente avec l'arc,  ZSA + ZL + ZSB  ∆R = π * F * δt *

ou sin ϕ

∆R = π * F * δt *  XAS + XL + XBS 

Exemple numérique: Un = 400 kV; ZL = 25 Ω; It = 2000 A Nous trouvons, compte tenu de la formule 10 du § 113 de l'annexe 2 Xsa + Xsb = 61 Ω

puis

∆R

≥ 16,2 Ω

Le calcul effectué par le programme Parapluie donne, compte tenu des contraintes d'affichage: Rbic =40 Ω «haute tension», soit 20 Ω «basse tension»

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(1)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - 2 - Report de charge phase a. Nous avons vu (§ 14), que les boucles phase - terre ne sont sollicitée que si le courant de terre Ir est supérieur à 0,23 * Ia + 0,07 * In, Iph étant le courant de phase le plus élevé. Or dans l'annexe 2, § 12, les formules du tableau 12 montrent que le rapport Ir / Ia reste toujour inférieur à ce seuil. Nous admettons alors que , pendant un report de charge monophasé, les boucles phase - terre ne peuvent pas élaborer d'ordre de déclenchement. Noton cependant que les oeillères d'antipompage de boucles phase - terre peuvent être sollicitées, alors qu'elles ne le seraient pas lors d'un cycle triphasé. Mais dans ce cas la durée de ce cycle, 1,5 secondes, est suffisante pour provoquer la retombée de l'antipompage. Seule la posibilité de déclenchement par les boucles phase - phase doit être prie en compte. Or nous avons vu que si nous respecton la condition Rbic = Rmoc elles sont beaucoup moins sensibles que les boucles phase terre.Nus négligeon donc le contraintes dues à ce cas. 5 - 3 - Sensibilité de boucle rapides aux reports de charge triphasés et monophasés. Un report de charge crée une variation de courant qui, pour un report de charge égal à 2, est égale au courant circulant avant report de charge. Il est préconisé de régler le résistances Rmor et Rbir au double de Rmoc et Rbic, mais ce résultat est empirique. 5 - 4 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d' antipompage ( voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X4+∆R

S

A

RMOC+δR

X5+∆R

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: 1,1 [

__ * AS ]² ≤ N1²

0,9 soit:

RMOC + ∆R

≤

√ (0,9 / 1,1)² * N1² - (X4 + ∆R )² - (X4+ ∆R) * cotg θ

5 - 5 - Liaison centrale poste Les points névralgiques sont définis au § 226 de l'annexe 2. Seuls les points N1 et N2 sont utilisés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - Calcul des zones 6 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 6 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

6 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 6 - 1 -3 - Réglage de la troisième zone X3 X3 ≥ 1,3 * X2 6 - 1 -4 - Réglage des zones de mise en route X_aval (alias X4)= X3 X_amont (alias X5)= X1

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0,85 * X2 > 1,05 * XL

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - 2 - Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 ≥ 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes) X3 ≥ 1,3 * X2 X_aval (alias X4) = X3 X_amont (alias X5) = X1 6 - 3 - Paramètre à afficher sur la protection Ils sont affichés en poucentage. La protection les convertit ensuite en ohm "basse tension" , grâce au paramètre L et aux valeurs linéiques de r et x. 7 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable C'est Rmoc pour les boucles phase - terre, et Rbic pour le boucles phase - phase. soit, en valeur relative par rapport à la réactance de première zone: ρ = Rmoc / X1 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc Vers l'aval Vers l'amont

AK = X_aval / sin θ AL = X_amont / sin θ

8 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 9 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Nous vérifions l' inégalité

X_aval > 1,3 * X2

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * (X_aval + ∆X) < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval ou, a minima, 1,15 * X_aval * < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » La PXLN n'est pas concernée. En revanche l'EPAC peut l'être. Les réactance X4 et X5 doivent alors être réglées au maximum des valeurs possibles compte tenu des autres critères. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protection sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La PXLN et l'EPAC ne sont pas concernées. 9 - 2 - Portée résistive « Si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La PXLN et l' EPAC ne sont pas concernées 9 - 3 - Mise en route amont Conditios a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la PXLN et l'EPAC répondent à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

ou, a minima

1,15 * (X_amont + ∆X) < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont 1,15 * X_amont < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » Cette condition ne s'applique que pour les défauts polyphasés, la fonction "direction" sur défaut monophasé étant réalisée par un critère homopolaire, par nature insensible à la résitance du défaut. Pour les défauts phase - phase, la droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. La condition devient: X5 > Rbic* sin (2 * θ) / 4 Par sécurité nous prenons X5 > Rbic / 4

Rbic/ 2

θ θ X5mini

droite d'inversion

condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * X_amont (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL 9 - 4 - Critère global Il est fait pour vérifier qu'il n'y a pas eu d'erreur grossière dans la saisie des données ZL * Vmax * (Vmax + Vmin) * cos θ

X_aval < Vmax² - Vmin² ZL * Vmin * (Vmax + Vmin)

* cos θ

X_amont < Vmax² - Vmin²

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 REZ1 C'est une protection semi - numérique à 6 éléments de mesure. Elle ne fonctionne qu'avec des T.C. 1 A. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées et tracé des caractéristiques en cas de défaut 1 - 1 - Mise en route 1-1-1- Défauts phase - terre, en alimentation monolatérale. - Détection par relais mho. Les grandeurs d'entrée utilisées sont les tensions simples et les courants compensés, qui sont alors à la fois courants image et courants pilote: Van

et

Ian + ko * Ir

Vbn

et

Ibn + ko * Ir

Vcn

et

Icn + ko * Ir

ceci approximativement, car il existe une correction par une tension de phase et la tension directe. Nous négligerons ces corrections. Les impédances considérées sont alors les impédances de phase. Les caractéristiques des relais mho sont donc tracées directement dans le plan d'impédance de référence, c'est à dire le même que celui des droites de limite de zone. - Détection par relais parallélogrammes. - la droite L est élaborée comme une mesure de distance, dans le plan de référence. Elle a une pente fixe de 7°. - la droite Z (directionnelle "verticale") est élaborée dans le plan de référence. En fait elle fait avec l'axe des R un angle θ', de même que toutes les droites obliques de la protection: droites A, B, et droites d'antipompage. Cet angle tient compte du fait que l'argument de l'impédance de retour est généralement plus faible que celui de l'impédance directe. En effet, la protection permet de régler: θd = argument de l'impédance θr = argument de l'impédance Le coefficient de terre ko vaut:

ZdL (ZoL - ZdL) / 3

de la ligne, de retour

(XoL - XdL) / (3 * XdL).

La tension pilote Vpan, dont les passages par zéro déterminent la direction des droites en objet, est obtenue de la manière suivante: j*θd j*θr Vpan = XdL * Ian * e + ko * XdL * Ir * e que nous mettons sous la forme: j * θ'

avec tg θ' =

Vpan ~ XdL * (Ian + ko * Ir) * e

sin θd + ko*sin θs cos θd + ko*cos θs

- les droites L et B sont élaborées en utilisant les grandeurs d'entrée Va Vb Vc

et et et

Ia Ib Ic

- la droite D (directionnelle "horizontale"), d'élaboration plus complexe, n'intervient pas dans les réglages.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 La combinaison de ces différentes courbes donne les caractéristiques suivantes: Caractéristique mho (en rouge) ou quadrilatère (en brun)

L Z RF / (1 + ko) B θ'

D

Caractéristique mho contrôlée

contrôle

L Z RF / (1 + ko) B θ'

D

Dans les deux cas, la largeur de bande, dans le plan de référence, vaut R = RF / (1 + ko) ; RF étant la résistance maximale détectable de défaut. 1-1-2- Défauts biphasés en alimentation monolatérale. Ils sont détectés en utilisant les trois tensions différentielles suivantes: Vdiffab = Vab - Ziaffx * Iab Vdiffbc = Vbc - Ziaffx * Ibc Vdiffca = Vca - Ziaffx * Ica

et et et

Vdiffbc = Vbc - Ziaffx * Ibc Vdiffca = Vca - Ziaffx * Ica Vdiffab = Vab - Ziaffx * Iab

L'impédance image réglable Ziaffx a le même argument θd que l'impédance directe ZdL de la ligne. Les tensions Vdiff sont comparées deux à deux. Chaque comparateur émet un signal lorsque les deux tensions sont de même signe. Lorsque les trois comparateurs émettent simultanément un signal, la protection est mise en route. Les tensions différentielles sont obtenues avec les grandeurs utilisées dans le plan de référence. Cherchons la caractéristique ainsi obtenue en considérant le réseau suivant:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Va E

Zs

ZL

RF Vb a² * E

Zs

a*E

Zs

ZL

Vc (schéma 1)

Nous supposons que la ligne est à vide, et nous appelons Z la valeur ZL + RF / 2. C'est l'impédance obtenue en faisant le rapport (Va - Vb) / (Ia - Ib). D'où les équations suivantes : Va = E - Zs * Ia Vb = a² * E + Zs * Ia Vc = a * E d'où :

Or

Vdiffab = E - a² * E - 2 * Zs * Ia - 2 * Ziaffx * Ia Vdiffbc = a² * E - a * E + Zs * Ia + Ziaffx * Ia Vdiffca = a * E - E + Zs * Ia + Ziaffx * Ia E * (1 - a²) Ia = d'où : 2 * (Zs + Z) Zs + Ziaffx Vdiffab = E * (1 - a²) * [1 -

] Zs + Z Zs + Ziaffx

Vdiffbc = E * (1 - a²) * [a² -

] 2 * ( Zs + Z) Zs + Ziaffx

Vdiffca = E * (1 - a²) * [a -

] 2 * ( Zs + Z)

Zs + Ziaffx Posons

z=

z étant un nombre complexe sans dimension, que nous noterons 2 * ( Zs + Z)

j*α ρ*e (1)

En faisant varier z, nous pouvons faire décrire à Z tout le plan d'impédance. Nous obtenons Vdiffab = E * (1 - a²) * (1 - 2 * z) Vdiffbc = E * (1 - a²) * (a² + z) Vdiffca = E * (1 - a²) * (a + z) Les trois comparateurs donnent simultanément une sortie positive lorsque leurs tensions d'entrée sont situées dans le même demi - plan, c'est à dire lorsque Vdiffab occupe par exemple la position 1. Si Vdiffab occupe la position 2, ce n'est plus possible.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Vdiffbc

Vdiffab (1) Vdiffca

Vdiffab (2)

Le basculement d'un comparateur apparaît lorsque deux tensions se trouvent en opposition de phase, c'est à dire lorsque par exemple la partie imaginaire du produit : Vdiffab * conjugué de Vdiffca

est nulle

Imaginaire [ E * (1 - a²) * (1 - 2 * z) * E * (1 - a) * (a² + conjugué de z)] = 0 soit, après résolution :

2 * ρ * cos α = 1

Nous trouvons la même équation pour les trois comparateurs, ce qui donne, d'après (1): Z = cos α * e

-j*α * (Zs + Ziaffx) - Zs

(2)

Nous trouvons, dans le plan d'impédance de référence correspondant aux défauts entre les phases a et b:

Ziaffx θd ϕs - Zs

Plan Z = (Va - Vb ) / (Ia - Ib)

-Ziaffx - 2*Zds

Nota: Cette caractéristique semble montrer que les défauts amont sont vus par la protection. En fait ce n'est pas le cas: si nous refaisons le même calcul en inversant le sens de Ia, nous trouvons 2 * ρ * cos α = - 1, ce qui donne le cercle tracé en pointillé sur la figure ci-dessus. Le défaut n'est alors pas détecté. La fonction directionnelle est assurée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 1-1-3- Défaut triphasé équilibré, et fonctionnement équilibré hors défaut. Seules les boucles "phase-terre" sont sollicitées. En effet, les 3 comparateurs utilisés pour la détection des défauts phase - phase ne sont alors jamais sollicités en même temps. Le module de détection de perte de synchronisme est formé de deux rectangles emboîtés. Il est rendu inopérant en cas de défaut phase - terre ou biphasé - terre. Il est alimenté par les grandeurs d'entrée de la boucle a-n. Xext

Xp

L B Z RF Rp θ'

Rext

D

Echelle 1 cm = 10 Ω

Xext = 1,25 * Xp Rext = 1,25 * Rp 1 - 2 - Mesure de distance Les courants pilote utilisés sont les mêmes courants que ceux utilisés pour l'élaboration des tensions image, à savoir Ia - Ib ... pour les boucles phase - phase, et Ia + ko * Ir pour les boucles phase - terre. L'erreur introduite par le transit vers l'aval est compensé par l'inclinaison de la droite d'un angle de 7°. Mais lorsque le transit va vers l'amont, la portée du relais sur défaut résistant s'en trouve diminuée. 1 - 3 - Sélection de phase Elle est réalisée à partir des mises en route. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe. Un relais de courant inverse, lui aussi à seuil fixe, permet de sélectionner les boucles phase - terre si le neutre amont n'est pas fixé. Le défaut triphasé est détecté par les boucles phase - terre.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 1 - 4 - Application numérique - ligne 400 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d' intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et d'argument ϕ = 85 °, - portée aval, en réactance: X3 = 37,5 Ω. Nous prenons aussi Ziaffx = 37,5 Ω. - portée amont, en réactance: X4 = 12,5 Ω, - résistance RF: 30 Ω - Nous supposons que les angles θd et θr de l'image de la ligne ont pu être réglés égales à ϕd et ϕr, arguments de la ligne réelle. - kz = 2; qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1 - Antipompage: Rp = 36 Ω Xp = 44 Ω

Rext = 45Ω Xext = 55 Ω

Le coefficient de report de charge triphasé C vaut alors 1,7, et le coefficient de report de charge monophasé C' vaut 2,06 (voir définitions en annexe 2, § 11 et 231)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Paramètres de réglage de la protection Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'être modifiés par les calculs de réglage. 2 - 1 - Réactance x utilisée pour les mises en route et les limites de zone. La protection comporte un élément de mesure RLZA par zone et 4 zones, trois aval et une amont. Sur chacun d'eux nous pouvons régler en face avant la réactance : 250 * a x (en ohm basse tension) = 20 + p a est réglable par un commutateur à 2 positions, à savoir 1 et 20; p est réglable par 3 roues codeuses - p1; p2; p3 - à 16 positions chacune (0 ....15) :

p = p1 + 16*p2 + 256*p3

2 - 2 - Argument de l'impédance de ligne et de l'impédance de terre Leur réglage est réalisé en amont du module RLZA, sur le module RLHA. Sur ce module nous trouvons 6 straps répertoriés S1 ... S6, un par boucle, pour régler l'angle θd de l'impédance directe de la ligne Chacun de ces straps peut prendre 9 positions. Ils doivent tous être placé sur la même position. Le module comporte de plus un strap répertorié S7, et destiné à régler l'angle θo de l'impédance de terre. Les positions des 7 straps sont : Sx - 1 85°

Sx - 2 80°

Sx - 3 75°

Sx - 4 70°

Sx - 5 65°

Sx - 6 60°

Sx - 7 55°

Sx - 8 50°

Sx - 9 45°

2 - 3 - Résistance RF Elle est réalisée sur chaque module RLZA, en face avant, grâce au paramètre b, réglable par 2 roues codeuses à 16 positions (0 ... 15) : b = b1 + 16 * b2 2 - 4 - Coefficient de terre ko_protection Il est réglé sur chaque module RLZA, en face avant, grâce à la roue codeuse c à 16 positions (0 ... 15) et au commutateur d à 2 positions (0 ; 1,6) : ko_protection = 0,1 * c + d 2 - 5 - Seuils de courant de démarrage Les seuils de courant de phase sont réglés sur chaque module RLZA par les straps S9 (boucles phase - terre) et S10 (boucles phase - phase). Trois valeurs sont proposées : Position 1 : 10% In Position 2 : 20% In Position 3 : 30% In

C'est cette position qui est généralement utilisée.

Des seuils de courant inverse et résiduel fixes contrôlent le fonctionnement des comparateurs de phase : seuil bas autorisant le fonctionnement des boucles phase - terre : Ir > 3 % In ET Ii > 23 % In seuil haut bloquant le fonctionnement des boucles phase - phase : Ir > 10 % In ET Ii > 143 % In Le verrouillage antipompage est supprimé par un relais à pourcentage : Ir > 0,2 * In + 0,2 * (courant de phase le plus élevé)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 6 - Affectation des zones aux modules Chaque module RLZA possède un strap S8 pouvant prendre 4 positions : Position 1 : Position 2 : Position 3 : Strap enlevé :

zone 1 zone 2 zone 3 zone amont pour schéma à verrouillage.

2 - 7 - Temporisations Les réglages des temporisations de deuxième et troisième stade, ainsi que celui de la temporisation d'attente To utilisée dans le schéma à verrouillage, sont réalisés en face avant de l'unité centrale RGLC, par roues codeuses à 16 positions : To = (0 ... 15) * 5 ms T2 = (0 ... 15) * 5 ms + (0 ... 15) * 80 ms T3 = (0 ... 15) * 15 ms + (0 ... 15) * 240 ms Le réglage de la temporisation Te, associée à la zone amont, est réalisée en face avant du module RGLB, par 2 roues codeuses : Te = (0 ... 15) * 20 ms + (0 ... 15) * 320 ms 2 - 8 - Choix du système de téléaction Il se fait sur le module RLGC par le bloc de commutation S2 qui comporte 8 commutateurs. Seules sont utilisées les positions : - accélération de stade ou fonctionnement sans téléaction. Les commutateurs 7 et 8 sont enfoncés; - verrouillage. Les commutateurs 5, 7 et 8 sont enfoncés. 2 - 9 - Réglage de l'antipompage. Le réglage de rp et xp se fait sur le module RLZB grâce aux paramètres a_antipompage et b_antipompage. a est réglable grâce à une roue codeuse : a_antipompage = 2 * (0 ... 15) b est réglable grâce à deux roues codeuses : b_antipompage = (0 ... 15) + 16 * (0 ... 15) xp = 2 * (1 + a_antipompage) rp = b_antipompage / 2 L'antipompage est déverrouillé par l'un des deux critères : Ir > 20 % du courant de phase le plus bas; Ir > 20 % du courant nominal.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Calcul de la largeur de la mise en route 3 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double 3 - 1 - 1 - Compatibilité des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route

La caractéristique de transit est définie par les 4 cercles en pointillé rouge (voir annexe 2, § 224, où sont aussi définis les points N1, … N6

Cercle C3

Cercle C2

N4


Les caractéristiques des boucles phase - terre de la protection sont celles qui sont vues au § 113.

N2

N3

B


N1 N6


A

échelle 1 cm = 20 Ω


N5

Le cercle C1 centré en A et le cercle C2 centré en B ont pour rayon 61 Ω.

Cercle C4

94,2 Ω ∠ 85° - 69,2 Ω ∠ 85° 80,7 Ω.

Le cercle C3 est centré au point d'abscisse Le cercle C4 est centré au point d'abscisse C3 et C4 ont pour rayon

La caractéristique d'antipompage extérieure doit se trouver à l'intérieur de l'enveloppe de ces cercles. La largeur RF de la caractéristique de la boucle phase -terre doit être compatible avec la caractéristique d'antipompage intérieure. La caractéristique d'antipompage et la caractéristique de mise en route peuvent être plus larges que sur le schéma. - Rappel des coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et :

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 C * It * ZL α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 -1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de report de charge triphasé - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande oblique. N D M

ε K H'

θ

A

H

Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par: AK = AM * cos ε MK = AM * sin ε HK = MK * cotg θ d'où:

AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ AH = AM * sin ( θ - ε ) / sin θ

que l'on peut écrire

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que : sin ( θ − ε) 1,1 * AM < 0,9 * AN,

d'où

1,1 * AH < 0,9 *

* AN

(1)

sin θ - largeur de bande d'antipompage Nous faisons le test entre chacun des points N et la caractéristique extérieure. La caractéristique intérieure ayant une largeur égale à 0,8 fois celle de la cactéristique extérieure, nous obtenons des tests de la forme: sin ( θ − εi)

0,9 * Ni * 

Rpi = 0,8 * 1,1



(i = 1 ... 6)

sin θ

Nous retenons pour Rp la plus petite des valeurs de Rpi - hauteur de bande d'antipompage Nous la réglons par rapport à la portée de troisième zone définie aux § 413 et 42 Xp = 1,15 * X3 Xext = 1,25 * Xp

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route - Portée aval Ziaffx = X3 Xp = 1,15 * X3 - Portée résistive Le paramètre RF , qui est égal à la résistance de défaut, donne la largeur de la caractéristique de mise en route en cas de transit équilibré. Il doit être compatible avec l'antipompage. Rp RF = 1,15 Si la protection ne possède pas d'antipompage, RF prend la valeur qui aurait été celle de Rext. Elle et donc liée à la valeur de Rp calculée ci-dessus par: RF = Rext = 1,25 * Rp - paramètre à afficher sur la protection (voir § 2 - 3 et 2 - 9) b_antipompage = 2 * rp_basse tenion xp_basse tension a_antipompage =

-1 2

b = 2 * rf_basse tension Le programme Parapluie donne ,compte tenu des contraintes d'affichage de la protection: Rp = 48 Ω «haute tension», soit 24 Ω «basse tension» Xp = 100 Ω «haute tension», soit 50 Ω «basse tension» R3 = 33 Ω «haute tension», soit 16,5 Ω «basse tension»

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 2 - Etude du régime de report de charge phase a sur ligne double En cas de report de charge monophasé, les boucles "terre" sont activées par l'un ou l'autre des deux relais de seuil fixe réglés à Ir > 3%In et Ii > 23% In. La compatibilité doit alors être recherchée entre les caractéristiques des boucles phase - terre et les cercles C'1, C'2, C3 et C4 définis au § 2 - 3 de l'annexe 2. En effet, dans ce cas, la fonction «antipompage» n'est pas sollicitée. D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase a vaut: 2 et le courant résiduel maximal vaut: Ir = (C - 1) * (3 ) ko - kom + 1 D'où nous tirons:

Ia + ko_protection * Ir = C' * It

en posant:

C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 -

Ia = C * It, (1)

(2) 2 )

(3)

ko - kom + 1 ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection.

D'où le diagramme :

La caractéristique de transit est définie par les 4 cercles en pointillé rouge (voir annexe 2, § 23, où sont aussi définis les points N'1, … N'6

Cercle C3

Cercle C'2

N4'


N'2

N'3
N'1 N'6


A cercle C'1

échelle 1 cm = 20 Ω


N'5

Cercle C4

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon: Vmin Zt r' = = (plan de référence des boucles phase - terre) Ia + ko_protection * Ir C' Par rapport au report triphasé, la caractéristique de mise en route est élargie, et les cercles 1 et 2 sont plus petits. La largeur de la caractéristique de la boucle sélectionnée est définie par: Va RF = Ia + ko_protection * Ir Pendant un report de charge monophasé l'antipompage est inopérant. Le programme Parapluie donne ,compte tenu des contraintes d'affichage de la protection: RP = 33 Ω «haute tension», soit 16,5 Ω «basse tension»

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 3 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d'antipompage ( voir § 113) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

K K'

Xext S

A H

H'

θ

Rext

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. 1,1

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit:

* AS ]² ≤ N1²

[ 0,9

Or

AH' = AH + HH' = Rext + AK' * cotg θ AK' = AK - KK' = Xext - AH' * tg 7°

soit

après résolution, et en remarquant que

AS² = AH'² + AK'²

(Xext - Rext * tg 7°)² + (Xext * cotg θ + Rext)² AS² = (1 + cotg θ * tg 7°)² D'où on tire:

0,9*N1 Rext=cos² 7°*{Xext *(tg7°-cotg θ) ± [Xext*(cotg θ-tg 7°)]² + ( √

)² * ( 1,1

1+cotg θ*tg7° Xext )² - ( )² } cos 7° sinθ * cos 7°

Le programme Parapluie néglige la pente des droites "horizontales". La formule devient: Rext = √ Xext + (0,9 / 1,1)² * N1² - Xext / tg θ 3 - 4 - Liaison centrale poste Les points névralgiques sont définis au § 226 de l'annexe 2. Seuls les points N1 et N2 sont utilisés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul des zones 4 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 4 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

4 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 4 - 1 -3 - Réglage de la troisième zone X3 X3 ≥ 1,3 * X2 4 - 1 -4 - Réglage de la zone amont X4 X4 = X1

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0,85 * X2 > 1,05 * XL

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 ≥ 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes) X3 ≥ 1,3 * X2 X4 = X1 4 - 3 - Paramètre à afficher sur la protection Ils sont donnés par : 250 * a_première zone * (20 + p_première zone) ≤ x1_basse tension 250 * a_deuxième zone * (20 + p_ deuxième zone) ≥ x2_basse tension 250 * a_troisième zone * (20 + p_troisième zone) ≥ x3_basse tension 250 * a_ zone amont * (20 + p_ zone amont) = x1_basse tension 5 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection 5 - 1 - Résistance maximale détectable C'est, au poste, la valeur RF affichée sur chaque élément de mesure. En limite de première zone, elle peut être entachée d'une légère erreur due à l'écart entre l'angle ϕ de la ligne et l'angle θ de l'image: Résistance maximale détectable = RF + X1 * (tg θ - tg ϕ ) soit, en valeur relative par rapport à la réactance de première zone: RF + (tg θ - tg ϕ )

r = X1

5 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc Les réactances maximales aval et amont sont données par les valeurs de réglage des éléments de mesure "zone 3" et "zone amont". La réactance amont est nécessairement inférieure ou égale à la réactance aval. Nous pouvons choisir a priori X_amont = X_aval - XL.

6 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 7 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Nous vérifions l' inégalité

X3 > 1,3 * X2

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * Xext < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval ou, a minima, 1,15 * X3 * < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Cette condition n'a pas lieu d'être en 400 kV. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». 1,15 * X3 ≤ Xp

Cette condition est bien réalisée

7 - 2 - Portée résistive « Si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » Cette condition est bien réalisée 7 - 3 - Mise en route amont Conditions a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Cette condition est bien réalisée Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

ou, a minima

1,15 * Xext < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont 1,15 * X_amont < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont

Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » La zone amont et les zones aval étant indépendantes et possédant chacune leur propre relais directionnel, cette condition ne concerne pas la REZ1 condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : X_amont (P1) > 1,3 * X1 (P2) - 1,06 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PXLP C'est une protection électronique à 6 éléments de mesure de distance. La PXLP étudiée ici est dénommée 3 - 66 sur la notice du contructeur. Elle est équipée de 3 zones indépendantes, d'un système antipompage, et de trois relais mho dirigés vers l'amont et destinés à fournir une information directionnelle utilisée pour améliorer la détection des doubles défauts phase terre sur les lignes à deux ternes. Elle est équipée d'un relais de courant de terre à pourcentage. La mise en route de la PXLP est aussi utilisée dans un autre équipement: la protetion diférentielle de ligne DIFL. Elle est décrite dans l' annexe 6.31 1 - Grandeurs d'entrée utilisées - Mise en route Elle est de forme circulaire ou lenticulaire, centrée sur l'origine ou décalée, obtenue en mesurant l'angle de phase entre deux tensions compensées (différence entre la tension de la boucle et une tension image, méthode décrite au § 2133 de la troisième partie). La forme de la lentille est définie par le rapport a / b. Elle peut aussi être définie par son angle capable α : a α = 2 * arctg b Si a = b, ou si α =90°, la caractéristique est circulaire C3

X Κ (Ζ4) C2 CL3 b M (Z)

α

θ

CL2 R

a L (Z5) on compare la phase de la tension V - Z4 * I à celle de V - Z5 * I. Si l'écart de phase est inférieur à α, le point de fonctionnement M est à l'intérieur de la lentille. La lentille est décrite par l'équation suivante : (Z4 - Z5)² = (Z - Z4)² + (Z - Z5)² - 2 * (Z - Z4) * (Z - Z5) * cos α (en remplaçant le signe = par le signe > nous obtenons les points situés à l'intérieur de la lentille). Nous posons dans ce qui suit : Z5 = - k5 * Z4 Chacun des arcs de cercle C2 et C3 la composant est défini par: (1 + k5) - son rayon R2 = R3 = Z4 *

(1) 2 * sin α

− son centre, d'abscisse complexe (1 - k5) * sin α

(1 + k5)² ] ∠ [θ - arc cos

CL2 = [Z4 * -k5 + 4 * sin²α

] √(1 + k5)² - 4 * k5 * sin² α

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(2)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

(1 - k5) * sin α

(1 + k5)² ] ∠ [θ + arc cos

CL3 = [Z4 * -k5 + 4 * sin²α

]

(3)

√(1 + k5)² - 4 * k5 * sin² α

En l'absence de courant résiduel, la tension V utilisée est Va - Vb ... et le courant I utilisé est Ia - Ib, .... Nous pouvons donc dire que la lentille est tracée dans le plan d'impédance défini par : Va - Vb

Vb - Vc

Vc - Va

Ia - Ib

Ib - Ic

Ic - Ia

En présence de courant résiduel, le plan d'impédance ne peut pas être défini de manière simple. En effet, les tensions image utilisées sont: image aval:

Z4 * (Ia + ko_protection * Ir) ...

image amont:

- k5 * Z4 * Ia ...

et la tension utilisée est Va, ... Les 6 boucles fonctionnent en parallèle. - Antipompage La fonction antipompage est réalisée sur la boucle "a-b". Elle utilise les mêmes grandeurs d'entrée que la mise en route de la même boucle. Les impédances image utilisées sont: image aval :

Z4 * (1 + δ)

image amont :

- (k5 + δ) * Z4

Pour obtenir le rayon et le centre de chacun des arcs de cercle définissant la caractéristique d'antipompage, il faut remplacer Z4 par Z4 * (1 + δ) et k5 par (k5 + δ) / (1 + δ) (4) - Mesure de distance La protection possède 3 zones aval limitées par des mesures de distance. La quatrième zone est la mise en route. Les relais mho, non réglables, permettent de créer une fonction directionnelle amont. Ils ne sont pas tracés sur le diagramme, faute d'informations les concernant. Sur les boucles phase - terre, le courant pilote utilisé est le courant résiduel Ir pour la mesure de première zone, le courant Ia + ko_protection * Ir ... pour les autres zones (ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection). - Sélection de phase. Elle utilise: - les 6 relais de mise en route, - un relais de courant résiduel, pouvant comporter soit un relais à seuil fixe, réglable, soit un seuil non réglable, comportant une partie à pourcentage: Ir > 0,2 * In + 0,2 * Iph C'est ce deuxième type de relais qui est étudié ici; - 3 relais mho polarisés, orientés vers l'amont, et dont la portée amont est identique à celle des mises en route phase - terre, - 3 relais de surintensité réglés à 3 * In. - Fonction directionnelle

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Sur les boucles phase - phase, on compare la phase d'une tension directe mémorisée à celle d'une tenion image, par exemple Vdb à Z4 * (Ia - Ib). Sur les boucles phase terre, on compare la phase de la tension résiduelle compensée, Vr - j * g * Ir à celle d'une tension image R * Ir en phase avec le courant résiduel Le facteur g est appelé compoundage du relais directionnel. Il est peu utilisé à EDF. - Application numérique: ligne 400 kV de réactance 25 ohm, d'intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3 , de coefficient d'induction mutuelle 0,4, et d'argument ϕ = 85 °. Nous supposons les réglages suivants: X4 = 37,5 Ohm, soit 150% k5 = 1/2

θ = 85° (angle des impédances image) ko_protection = 0,7 a / b = 0,47

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soit

δ = 0,4 α = 130°

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Etude du défaut biphasé, entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. Dans ce cas, Ia = - Ib La mise en route et la mesure de distance se font dans le même plan d'impédance. Ce plan est défini par: Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) Les rayons et les centres des arcs de cercle sont ceux des formule (1), (2), (3), (4) du § 1

Z4(1 + δ)

Z4

B RF / 2 θ A

k5*Z4 (k5 + δ) * Z4

Echelle 1 cm = 10 Ω

En cas de défaut franc ou résistant sur ligne à vide, l'équation de boucle est: Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia + Zd * Ia, d'où, (Va - Vb) / (Ia - Ib) = Zd + RF / 2 RF est la résistance de défaut maximale détectable en alimentation unilatérale, ou résistance de boucle. Elle est égale au double de la valeur lue dans le plan des impédances de phase.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 2 - Etude du défaut triphasé équilibré et du régime équilibré. Dans ce cas, Ia = a * Ib La sélection de phase prend en compte la boucle phase. La mise en route se fait dans le plan d'impédance défini par : Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) Les rayons et les centres des arcs de cercle sont ceux des formule (1), (2), (3), (4) du § 1 Z4(1 + δ)

Z4

B RF θ A

k5*Z4 (k5 + δ) * Z4

Echelle 1 cm = 10 Ω

C'est la même caractéristique qu'au § précédent. Si un défaut résistant identique RF apparaît sur chaque phase, la ligne étant à vide, l'équation de boucle est: Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia + RF * Ib + Zd * Ib D'où: (Va - Vb) / (Ia - Ib) = Zd + RF RF est la résistance de défaut maximale détectable en alimentation unilatérale, ou résistance de boucle. Elle est égale à la valeur lue dans le plan des impédances de phase.

RF

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

2 - 3 - Etude du défaut monophasé sur la phase a en alimentation monolatérale M

Z4

CML3

B H' RF / (1 + ko_ protection)

D δ

θ H

CML2

A K5 * Z4 / (1 + ko_protection)

Les rayons RM2 et RM3, et les centres CML2 et CML3, des arcs de cercle se déduisent de ceux des formule (1), (2), (3), (4) du § 1 en remplaçant k5 par k5 * (1 + ko_protection) En cas de défaut résistant sur ligne à vide, l'équation de la boucle est: Va = Zd * Ia + RF * Ia + ko_protection * Zd * Ia D'où Va / (Ia * (1 + ko_protection)) = Zd + RF / (1 + ko_protection) La résistance maximale RF détectable au point D est égale à la valeur lue dans le plan d'impédance, multipliée par 1 + ko_protection.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la protection Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'ête modifié par les calculs de réglage. 3 - 1 - Affichage face avant 3 - 1 - 1 - Mise en route aval Sa partie réactive est obtenue grâce au paramètre N4, réglable de 1 à 99, par deux roues codeuses. x4 : 500 / (n4 + 1) Son argument θ est obtenu grâce à une roue codeuse à 16 positions : Position θ

1 86°

2 83°

3 4 79° 76°

5 72°

6 69°

7 66°

8 63°

9 60°

10 58°

11 55°

12 53°

13 51°

14 49°

15 47°

16 45°

Le coefficient de terre ko_protection est obtenu par le paramètre K, réglable de 0 à 15 par une roue codeuse: ko_protection = 0,1 * K Lorsque le seuil de courant résiduel est réglable, il est obtenu par le paramètre I, réglable de 1 à 16 par une roue codeuse: Ir = 0,1 * I Nous choisissons généralement I = 2 Mais ce n'est pas le type de relais retenu dans cette étude. 3 - 1 - 2 - Mise en route amont Sa partie réactive x5 = k5 * x4 est obtenue grâce au paramètre K5, réglable de 1 à 4 par une roue codeuse : K5 k5

1 0,125

2 0,25

3 0,5

4 1

3 - 1 - 3 - Mesures de distance Elles sont obtenues grâce aux paramètres n, réglables de 0 à 99, et aux paramètres a, dont la valeur est donnée par une roue codeuse à 4 positions, suivant le tableau de correspondance suivant : position 1 position 2 position 3 position 4

a=1 a=5 a = 10 a = 50

A chaque zone correspond un couple n, a, qui définit sa réactance : x1 = 20 * a1 / (n1 + 1) x2 = 20 * a2 / (n2 + 1) x3 = 20 * a3 / (n3 + 1) 3 - 1 -4 - Caractéristique d'antipompage La largeur d'antipompage ∆x = δ * x4 est choisie grâce à 3 commutateurs à 2 positions S; S2; S3 - s'ils sont tous fermés, - si S1 est ouvert, - si S2 est ouvert, - si S3 est ouvert,

δ = 0,1 δ = 0,2 δ = 0,4 δ=1

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 1 - 5 -Temporisations Chacune d'elles est obtenue grâce au paramètre t, réglable de 0 à 99 par deux roues codeuses. T1 = t1 * 5 ms T2 = t2 * 10 ms T3 = t3 * 100 ms T4 = t4 * 100 ms 3 - 2 - Réglage sur les cartes 3 - 2 - 1 - Forme de la caractéristique L'angle capable de la lentille peut être réglé à : α 90° 100° 110° 120° 130°

a/b 1 0,84 0,7 0,58 0,47

straps fermés S9:1 et S12:1 S9:2 et S12:2 S9:3 et S12:3 S9:4 et S12:4 S9:5 et S12:5 α a b

3 - 2 - 2 - Système de téléaction Les systèmes utilisé sont: - accélération de stade émise sur zone 2 - verrouillage Les positions correspondantes des straps sont:

Accélération Verrouillage

S1 F O

S3 O F

S4 F O

S6 F O

S8 F O

S17 O F

De plus , si le cavalier S20 est en position 2-3, l'absence de porteuse haute fréquence provoque pendant 30 ms le même effet que la réception d'un signal de téléaction. Cette possibilité est utilisée lorsque la téléaction n'est pas doublée. 3 - 2 - 3 - Relais de seuil - seuil de courant de phase : 0,15 A, non réglable, - seuil de courant homopolaire: nous choisissons la position "relais à pourcentage", non réglable. Le strap S7 de la carte QAH est en position 1-3. - compoundage du relais directionnel homopolaire par strap S3 de la carte QAH :

o o g = 0 : ligne double

o

o o

∗ o

∗ ∗

g = 1 Ω : ZdL < 30 Ω

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g = 10 Ω : ZdL > 30 Ω

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul des paramètres de la mise en route 4 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double 4 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit Compatibilité de la caractéristique de transit et de la caractéristique d'antipompage La caractéristique de transit est définie par les 4 cercles en pointillé rouge (voir annexe 2, § 224, où sont aussi définis les points N1, … N6

Cercle C3

Cercle C2

N4


Les caractéristiques des boucles phase - terre de la protection sont celles qui sont vues au § 22.

N2

N3

B


N1 N6


A

échelle 1 cm = 20 Ω


N5

Le cercle C1 centré en A et le cercle C2 centré en B ont pour rayon 61 Ω.

Cercle C4

Le cercle C3 est centré au point d'abscisse 94,2 Ω ∠ 85° Le cercle C4 est centré au point d'abscisse - 69,2 Ω ∠ 85° C3 et C4 ont pour rayon 80,7 Ω.

Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - Rappel des coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas est détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une lentille. X4 * (1 + δ)

Z4 * (1 + δ)

CL3

N

M θ3

θ

ε

A Z4 * (k5 + δ)

X4 * (k5 + δ)

La compatibilité entre le point N et le cercle de centre CL3 et de rayon R3 s'écrit : 0,9 * AN > 1,1 * AM (1) En résolvant le triangle CL3AM nous trouvons : ACL3² + AM² - 2 * A CL3 * AM * cos (θ3 - ε) = CL3M² = R3²

(2)

AM = A CL3 * cos (θ3 - ε) + √ R3² - A CL3 ² * sin² (θ3 - ε)

soit:

Nous obtenons, en utilisant les formules (1), (2), (3), et (4) du § 1, et en posant: X'4 = X4 * (1 + δ) k5 + δ k'5 = 1+δ 2 * AN * sin α * sin θ

0,9 X'4 <

(3)

* 1,1

√ (1+k'5)² - 4 * k'5 sin² α * cos (θ3 - ε) + √ (1+k'5)² * cos² (θ3 - ε) + 4 * k'5 * sin² α * sin² (θ3 - ε)

- Calcul de X4 Nous choisissons a priori une valeur de k5, par exemple 0,5, une valeur de δ, par exemple 0,2, et une valeur de α, par exemple 90° (caractéristique circulaire). Nous en déduisons la valeur de X4 pour chacun des points névralgiques et nous prenons la valeur la plus faible. Nous choisissons ensuite le paramètre n4 le plus faible satisfaisant à: X4 > 500 / (n4 + 1) Nous vérifions ensuite si la valeur trouvée est compatible avec la contrainte du § 9 - 1 - condition a et si la performance obtenue par l'antipompage au § 6 est suffisante. Si tel n'est pas le cas nous modifions k5, δ, α. Dans l'application numérique, le programme Parapluie donne : X4 = 74,5 Ω «haute tension», soit 37,25 Ω «basse tension» en conservant les mêmes valeurs pour k5et δ, et avec α = 0,7

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(n4 = 13)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

4 - 2 - Etude du report de charge monophasé sur ligne double Comme le relais de sélection des boucles phase - terre est un relais à pourcentage insensible au courant de report de charge sur cycle monophasé, les boucles phase - terre ne sont pas sollicitées par le report monophasé. Les boucles phase - phase sont moins sollicitées, à conditions égales, pour un report monophasé que pour un report triphasé. 4 - 3 - Alimentation d'un client Nous devons comparer la position du point S d'abscisse Z4 * (1 + δ) ( voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

S A

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. 1,1 La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1² 0,9 0,9 soit :

Z4 * (1 + δ) ≤

* N1 1,1

4 - 4 - Liaison centrale poste Les points névralgiques sont définis au § 226 de l'annexe 2. Seuls les points N1 et N2 sont utilisés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons :

0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 ≥ 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - Calcul de l'antipompage Dans la plupart des protections, la largeur de la bande d'antipompage est fixe. Dans la PXLP elle peut être réglée. Prenons un réseau simplifié, semblable à celui utilisé dans l'annexe 2 -1:

A ~

Zsmini

B

Zs1

ZL

Zs2

Zsmini

E1

~

E2

La f.e.m. E2, de même module que E1, tourne par rapport à E1 à une vitesse angulaire Ω. Les impédances ont toutes le même argument. Nous calculons l'impédance directe Zd vue du point A : Vd

Zsmini + Zs1 + ZL + Zs2 + Zsmini = Zd =

- Zmini - Zs1 j*Ω*t

Id 1-e

Lorsque t varie, Zd décrit une droite perpendiculaire à l'image de la ligne. Nous supposons par la suite que : Zs1 + Zsmini = Zs2 + ZL + Zsmini α = 90 ° k5 = 1 θ = 90°. La caractéristique de mise en route est alors un cercle centré sur l'origine, de rayon Z4, entouré par le cercle d'antipompage de rayon Z4 * (1 + δ), et l'impédance Zd décrit l'axe des R conformément à l'équation Zd = Zmini + Zs1 / tg ( Ω * t / 2) Elle coupe le cercle d'antipompage à l'instant to, et le cercle de mise en route à l'instant to + ∆t. La vitesse angulaire maximale susceptible d'être verrouillée par l'antipompage est alors donnée par : 2 Ω<

Zsmini + Zs1 * (arctg

∆t

Zsmini + Zs1 - arctg

Z4

) Z4 * (1 + δ)

Application numérique: ∆t = 25 ms (valeur imposée) Zsmini + Zs1 = Z4 pour δ = 0,1 pour δ = 0,2 pour δ = 0,4 pour δ = 1

nous trouvons nous trouvons nous trouvons nous trouvons

Ω = 3,81 rad / seconde Ω = 7,25 rad / seconde Ω = 13,21 rad / seconde Ω = 25,74 rad / seconde

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soit soit soit soit

0,60 Hz 1,15 Hz 2,10 Hz 4,10 Hz

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau. La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence. 8 - Performances de la protection 8 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé - au poste considéré (point H du § 23) Vectoriellement, la trajectoire du point courant M du cercle C3 est décrite par: ___ _____ _____ _____ j*γ AM = ACML3 + CML3M = ACML3 + RM3 * e en faisant varier γ. En remplaçant les vecteurs par leurs valeurs complexes définies par les formules (1), (2), (3) du § 1, et en posant k'5 = k5 / ko_protection, nous obtenons : ___ AM =

Z4 2 * sin α

* [√ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * (cos θ3 + j sin θ3) + (1 + k'5) * (cos γ + j * sin γ) ]

(1)

Lorsque le point M se trouve en H, la partie imaginaire de AM est nulle. Soit γ1 la valeur de γ correspondant à cette position. Elle est définie par: sin γ1 =

sin θ3

* √ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5²

1 + k'5 Nous trouvons alors, en remarquant que AH = RF / (1 + ko_protection) X4 * (1 + ko_protection) RF = 2 * sin α * sin θ

* [ √ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * cos θ3 + (1 + k'5) * cos γ1]

- en limite de première zone (point H' du § 23) ___ Lorsque le point M se touve en H', la partie imaginaire du vecteur AM vaut X1. Nous définissons alors un angle γ2 amenant M en H'. Nous l'obtenons à partir de la formule (1) Z4 X1 = 2 * sin α

* [√ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * sin θ3 + (1 + k'5) * sin γ2 ]

d'où γ2 = Arc sin [

2 * X1 * sin α * sin θ

+ sin γ1]

et

X4 * (1 + k'5) X4 * (1 + ko_protection) RF = 2 * sin α * sin θ

* [ √ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * cos θ3 + (1 + k'5) * cos γ1] − X1 * cos θ

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

8 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc - Défaut biphasé ou triphasé :

portée aval portée amont

Z4 - k5 * Z4

- Défaut monophasé :

portée aval portée amont

Z4 - k5 * Z4 / (1 + ko_protection)

9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 9 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Nous vérifions l' inégalité

X4 > 1,3 * X2

Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous recommençons le calcul décrit au § 4 - 1 - 2 avec des valeurs différentes pour α ou pour k5.

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * X4 * (1 + δ) < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval ou, a minima, 1,15 * X4 * < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Cette condition n'a pas lieu d'être en 400 kV. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La PXLP n'est pas concernée. 9 - 2 - Portée résistive « Si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La PXLP n'est pas concernée 9 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la PXLP répond à cette contrainte.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» 1,15 * (k5 + δ) * X4 < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont ou, a minima 1,15 * k5 * X4 < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » cette condition ne s'applique pas à la PXLP. condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * k5 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

***************************************************************

ANNEXE 6 - 31 Réglage de la mise en route impédancemétrique de la DIFL C'est une caractéristique obtenue dans le plan des impédances directes, c'est à dire en partant des grandeurs d'entrée suivantes: 3 * Vd = Va + a * Vb + a² * Vc 3 * Id = Ia + a * Ib + a² * Ic Lorsque le réseau est équilibré, elle est identique à la mise en route des boucles biphasées. Son réglage, réalisé avec les mêmes paramètres que celui de la PXLP, est obtenu de la même manière, en supprimant l'antipompage. Lors d'un report de charge triphasé, le coefficient à prendre en compte est le coeficient C. Lors d'un report de charge monophasé, le coeficient C constitue un majorant. La mise en route impédancemétrique de la DIFL peut être réglée comme la mise en route de la PXLP non antipompée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PDS C'est une protection électronique à 6 éléments de mesure de distance 1 - Grandeurs d'entrée utilisées - Mise en route La protection comporte 3 éléments de mise en route pour les boucles phase - phase, et trois éléments pour les boucles phase - terre. Chacun d'eux est un parallélogramme formé de deux bandes. Les bandes horizontales utilisent, pour l'élaboration des tensions compensées, les mêmes grandeurs que celles utilisées pour les mesures de distance, ainsi que les bandes obliques des boucles phase - phase: Va - Vb et Ia - Ib; ... Va et Ia + ko * Ir; ... Le courant pilote utilisé pour les bandes horizontales est :

Ia + Ir

...

Les bandes obliques des boucles phase-terre utilisent, pour l'élaboration des tensions compensées, les grandeurs d'entrée suivantes: Va et Ia + Ir; ... Le courant pilote utilisé pour ces boucles est:

Ia + ko * Ir;

...

- Mesure de distance Les droites limitant la deuxième zone sont tracées avec les mêmes grandeurs d'entrée que les bandes horizontales de mise en route. La droite limitant la première zone des boucles phase - terre utilise comme pilote Ir si son module est suffisant (Ir > 0,2 * In). Sinon le pilote utilisé est Ia + Ir. - Antipompage La zone de mise en route des 3 boucles phase - terre est entourée par une zone d'antipompage utilisant les mêmes droites horizontales, mais des droites obliques plus écartées (écart ∆R en ohm "haute tension", δr en ohm "basse tension"). Les grandeurs d'entrée utilisées sont les mêmes que celles de la mise en route. - Sélection de phase Elle utilise, avec les boucles de mise en route, un système qui permet de voir les défauts biphasés - terre comme des défauts biphasés isolés, et non comme deux défauts phase - terre (système des axes de défaut). La précision de la mesure de distance se trouve améliorée dans ce cas. Ce système ne comporte pas de réglages. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe, non réglable. - fonction directionnelle La fonction directionnelle de chaque boucle phase - terre est obtenue par comparaison d'une tension directe mémorisée et d'une tension image élaborée à partir d'un courant inverse. La fonction directionnelle de chaque boucle phase - phase est obtenue par comparaison d'une tension directe mémorisée et d'une tension image élaborée à partir du courant de la boucle.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Application numérique: - ligne 400 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, de courant maximal de transit It = 2000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et d'argument ϕ = 85 °, - portée aval, en réactance:

X3 = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance: X4 = 12,5 Ω, - résistance image Ri = 20 Ω - kz = 2; qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1 - la bande d'antipompage: δR = 6 Ω en basse tension; le courant nominal secondaire vaut toujours In = 1 A, soit ∆R = δR * kz = 12 Ω en haute tension pour un rapport de 2 entre impédance haute tension et impédance basse tension.

2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 -1- Etude du défaut biphasé en alimentation monolatérale.

X3 ϕ est l'argument de la ligne θ est l'argument de l'image de la ligne

B Ri / 2 RF / 2 θ ϕ

A

X4 Echelle 1 cm = 10 Ω En jaune: représentation de la ligne dans le plan d'impédance, d'argument ϕ En orange: représentation dans le plan d'impédance de l'image de la ligne créée par la protection, d'argument θ La largeur de bande est égale à la moitié de l'image Ri , elle même égale à la valeur maximale de défaut détectable RF, aux erreurs d'angle près.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 2 - Etude du défaut triphasé équilibré et du régime équilibré hors défaut.

X3 δ * kz B Ri / 2 RF / 2 θ ϕ

A

X4 Echelle 1 cm = 10 Ω

En bleu = antipompage , sur les 3 boucles phase - terre En vert: mise en route, sur les 6 boucles Les bandes horizontales sont bien tracées dans le plan de référence. X3 et X4 sont les valeurs de réglage de troisième zone et quatrième zone (limites de mise en route).

Ri

est la résistance de réglage. Ri / 2 est la résistance par phase d'un défaut équilibré.

Ri / 2

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 3 - Etude du défaut monophasé en alimentation monolatérale.

X3

2 *δ * kz / (1+ko) B Ri / (1 + ko) RF / (1 + ko) θ ϕ

A

X4 Echelle 1 cm = 10 Ω

Un défaut de résistance RF + 2 *δ * kz est vu en limite de zone d'antipompage.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la protection Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'être modifiés par le calculs de réglage. 3 - 1 - Réglage des réactances - potentiomètre "10 tour" X : - commutateur C : - potentiomètre K2 : - potentiomètre K3 : - potentiomètre K4 : La réactance de première zone vaut : La réactance de deuxième zone vaut : La réactance de mise en route aval vaut : La réactance de mise en route amont vaut :

réglable de manière continue de 0 à 10 il peut prendre les positions 1 et 5 réglable de manière continue de 1 à 5 réglable de manière continue de 1 à 10 réglable de manière continue de 0 à 30 x1 (Ω "basse tension") = C*X x2 (Ω "basse tension") = K2 * C * X x3 (Ω "basse tension") = K3 * C * X x4 (Ω "basse tension") = K4

3 - 2 - Réglage des résistances Il est réalisé par un potentiomètre à affichage continu de 0 à 80 Ω. La valeur affichée est la résistance de défaut. 3 - 3 - Réglage de l'antipompage Le choix entre les valeurs δ = 6 Ω et δ = 12 Ω peut être fait grâce à 4 straps situés dans le rack analogique sur les boucles "A"; "-A"; "-B"; C. (voir la notice du constructeur) 3 - 4 - Réglage de l'argument θ Il est réalisé grâce à un potentiomètre à affichage continu, de 70° à 85 °. 3 - 5 - Réglage du coefficient de terre ko Il est réalisé par un potentiomètre à affichage continu, de 0,2 à 1,5. nota : les potentiomètres à affichage continu permettent d'afficher exactement les valeurs théoriques de réglage, mais nécessitent un étalonnage systèmatique avec un réseau fictif. 3 - 6 - Réglage des temps de déclenchement Chaque temporisateur est composé de 3 roues codeuses graduées de 0 à 9. - TA (temps d'attente de verrouillage premier stade) - TB (temps de deuxième stade rapide) - TC (temps de deuxième stade naturel) - TD (temps de troisième stade non directionnel) 3 - 7 - Seuils non réglables seuil Io = seuil Ia = seuil Ib = seuil Ic = 0,2 A seuil Vd = 2,9 V seuil Vo = 20,3 V

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= affichage * 1 ms = affichage * 1 ms = affichage * 1 ms = affichage * 5 ms

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double. 4 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit - Données "réseau" La caractéristique de transit est définie par les 4 cercles en pointillé rouge (voir annexe 2, § 224, où sont aussi définis les points N1, … N6)

Cercle C3

Cercle C2

N4


Les caractéristiques des boucles phase - terre de la protection sont celles qui sont vues au § 22.

N2
δ*kz
N3

B Ri / 2


N1 N6


A cercle C1

échelle 1 cm = 20 Ω


N5

Le cercle C1 centré en A et le cercle C2 centré en B ont pour rayon 61 Ω.

Le cercle C3 est centré au point Le cercle C4 est centré au point d'abscisse C3 et C4 ont pour rayon

Cercle C4

d'abscisse 94,2 Ω ∠ 85° - 69,2 Ω ∠ 85° 80,7 Ω.

-

La caractéristique d'antipompage doit se trouver à l'intérieur de l'enveloppe de ces cercles. Elle peut être plus large que sur le schéma. - données "protection" La demi-largeur des bandes de mise en route est : Ri / 2 La largeur des bandes d'antipompage est :

∆R = δ * kz

=

10 Ω

=

12 Ω

(voir § 22 )

Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

- coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande oblique. N D'

D M

ε K H'

θ

A

H

Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par: AK = AM * cos ε MK = AM * sin ε HK = MK * cotg θ d'où:

AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ

que l'on peut écrire

AH = AM * sin ( θ - ε ) / sin θ

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que : sin ( θ − ε) 1,1 * AM < 0,9 * AN,

d'où

1,1 * AH < 0,9 *

* AN

(1)

sin θ - insensibilité vis à vis des reports de charge triphasés Comme θ est obtenu grâce à un potentiomètre à affichage continu, nous posons: θ = ϕ. Nous comparons la position des points névralgiques N1, N3, N5 à la droite D, puis celle de N2, N4, N6 à la droite D'. Nous obtenons des inéquations du type sin (θ - εi)

0,9 AH <

* ANi * 1,1

sin (εi - θ)

0,9 (i = 1, 3, 5)

H'A <

sin θ

* ANi * 1,1

(i = 2, 4, 6) sin θ

Nous choisissons la plus faible des 6 valeurs obtenues pour AH et H'A. Nous en tirons, d'après le § 22, la résistance Ri : AHmin = Ri / 2 + δ * kz

Ri = 2 * (AHmin - δ * kz)

ou

La largeur de l'oeillère d'antipompage δ est choisie égale à 6 si kz ≥ 2, 12 si kz < 2 Le programme Parapluie donne:

Ri = 74 Ω «haute tension », soit 37 Ω «basse tension »

ce qui correspond à une demi - largeur de bande d'antipompage Ri / 2 + δ * kz = 49 Ω «haute tension » soit 24,5 Ω «basse tension ».

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double. La boucle a - terre de la ligne saine est sollicitée, car le relais de courant résiduel a un seuil fixe qui est généralement dépassé. D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut: Ia = C * It, et le courant résiduel maximal vaut: 2 Ir = (C - 1) * (3 -

)

(1)

ko - kom + 1

D'où nous tirons:

Ia + ko * Ir = C' * It

(2)

en posant:

C' = C + ko * (C - 1) * (3 -

2 )

(3)

ko - kom + 1 Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de référence des boucles terre: r' = Vmin / (Ia + ko * Ir) = Zt / C' La comparaison utilisée dans la boucle sélectionnée est définie par: Va

Ri ≤

+ ∆R

Ia + Ir

2

ce qui donne, dans le plan d'impédance considéré: Va

Va

Ia + Ir

= Ia + ko * Ir

Ia + Ir

Ia + ko * Ir

Va Ia + ko * Ir

(ko - kom +1)*(4*C-3) - 2*(C-1) + δ * kz) *

2

(ko - kom +1)*(C+3*ko*C-3*ko) - 2*ko*(C-1)

Ri ≤ (

Nous posons:

Ri ≤(

*

(ko - kom +1)*(4*C-3) - 2*(C-1) + δ * kz) * σ

avec σ =

2

(ko - kom +1)*(C+3*ko*C-3*ko) - 2*ko*(C-1)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 D'où le diagramme : La caractéristique de transit est définie par les 4 cercles en pointillé rouge (voir annexe 2, § 23, où sont aussi définis les points N'1, … N'6

Cercle C3

Cercle C'2

N4'


N'2
δ*kz*σ
N'3 B Ri*σ/2
N'1 N'6


A cercle C'1

échelle 1 cm = 20 Ω


N'5

Cercle C4

Par rapport au report de charge triphasé, la caractéristique de mise en route est élargie, et les cercles 1 et 2 sont plus petits (leur rayon est divisé par C' / C) . Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela , nous calculons d'abord les affixes des points névralgiques N', en remplaçant C par C' La largeur de la mise en route devient La largeur des bandes d'antipompage devient

: Ri * σ / 2 : δ * kz * σ

Nous cherchons ensuite la compatibilité de AH et AH' avec les points N' et nous en déduisons AHmini. D'où: AHmini - δ * kz ) σ Le programme Parapluie donne: Ri = 36 Ω «haute tension », soit 18 Ω «basse tension » Ri = 2 * (

ce qui correspond à une demi - largeur de bande d'antipompage σ *(Ri /2 + δ*kz) = 34 Ω «haute tension », soit 17 Ω «basse tension », avec σ = 1,14, δ = 6 Ω et kz = 2)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 3 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d'antipompage (voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X3

S

A

RF/2+∆

X4

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. 1,1 La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1² 0,9

soit:

Rf / 2 + δ ∗ kz

≤

√ (0,9 / 1,1)² * N1² - X3² - X3 * cotg θ

4 - 4 - Liaison centrale poste Les points névralgiques sont définis au § 226 de l'annexe 2. Seuls les points N1 et N2 sont utilisés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons :

0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau. La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence. 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé Comme nous supposons que l'angle θ de l'image de la ligne est identique à l'angle réel ϕ de la ligne, Rf = Rimage en tout point de la ligne.

7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc Dans tous les cas de défaut : AK = X3 / sin θ (voir § 21) AL = X4 / sin θ 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision» Nous vérifions l' inégalité X3 > 1,3 * X2 condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne». Comme il n'y a pas d'oeillères horizontales d'antipompage, nous trouvons uniquement: 1,15 * X3 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » La PDS n'est pas concernée condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La PDS n'est pas concernée. 8 - 2 - Portée résistive « Si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La PDS n'est pas concernée

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la PDS répond à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» Comme il n'y a pa d'oeillère d'antipompage horizontale, nous avons une seule condition : 1,15 * X4 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » cette condition ne s'applique que pour les défauts polyphasés, la fonction "direction" sur défaut monophasé étant réalisée par un critère inverse, par nature insensible à la résistance du défaut. Pour les défauts phase - phase, la droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. La condition devient: X4 > Ri * sin (2 * θ) / 4 Par sécurité nous prenons X4 > Ri / 4

Ri / 2

θ θ X4mini

droite d'inversion condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 RAZOA 1- Grandeurs d'entrée utilisées - Mise en route La protection possède 3 boucles de mise en route, qui peuvent avoir 2 formes différentes: . mise en route circulaire centrée ou décalée. . mise en route dite en lentille modifiée ou "cornet de glace". Dans les deux cas, les boucles de mise en route sont alimentées de la manière suivante: . en l'absence de courant résiduel (défauts biphasés isolés ou marche équilibrée): … . sur présence de courant résiduel (défauts phase-terre):

(Va - Vc) / Ia ;

Va / Ia ; …

Les impédances mesurées sont des impédances de boucle, mais les tensions composées tournent en sens inverse de celles que nous trouvons dans les protections telles que la RXAP ou la PXLC. - Antipompage La protection possède un relais d'antipompage composé de deux caractéristiques indépendantes de la mise en route. Il reste en service sur défaut terre. Il est alimenté par Va et Ia. Il verrouille les ordres émis par les relais de mise en route, via le sélecteur de phase, et destinés à rendre opérants les relais de mesure de distance. - Sélection de phase Elle est faite à partir des trois boucles de mise en route et du relais de courant résiduel. Dans le système choisi par EDF, le défaut biphasé - terre est mesuré comme un défaut entre phases. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe. - Mesures de distance Pour chaque zone une seule boucle, commutée par le sélecteur de phase, utilise la partie imaginaire des impédances de phase pour la mesure de distance et sa partie réelle pour une mesure de résistance propre à la zone. Elle détermine de plus la direction du défaut. Les grandeurs d'entrée utilisées sont: (Va - Vb) / (Ia - Ib) ;

(Vb - Vc) / (Ib - Ic) ;

(Vc - Va) / (Ic - Ia)

Va / (Ia + k0 * Ir) ;

Vb / (Ib + ko * Ir) ;

Vc / (Ic + ko * Ir)

lorsqu'il n'y a pas de courant de terre, en présence d'un courant de terre.

Le courant pilote est donc égal au courant image. Exemple numérique: ligne 225 kV d'impédance directe 25 ohm, d'intensité maximale avant report de charge 1000 A ( § 2-1 annexe 2), de coefficient de terre ko = 2/3, de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire km = 0,4, et d'argument ϕ = 76 °. Le rapport kz vaut 1,1; qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1 Le coefficient de report de charge triphasé entre deux lignes identiques est alors de 1,75 . Nous choisissons a priori les réglages suivants: réglage de Zf  = 37,5 Ohm, réglage de Zr  = 12,5 Ohm.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Mise en route circulaire centrée ou décalée. Elle est définie dans le plan d'impédance des boucles de mise en route par les paramètres Zf, Zr, et θ. Le paramètre θ est généralement pris égal à 60 °, mais peut aussi être pris égal à 75 °. A EDF, seule l'option 60° est utilisée. 2 * Zf

M

θ

Echelle 1 cm = 10 Ω 2 * Zr

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-1-1- Défaut biphasé isolé en alimentation monolatérale Les grandeurs d'entrée sont:

(Vb - Va) / Ib; ...

Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va / (Ib - Ia); .. K Zfbi = Zf B RF / 2 c θ = 60°

A ϕ

échelle 1 cm = 10 Ω L Zf - Zr L'affixe du centre c est: Ac =

j*60° *e

, soit, dans l'exemple numérique,

Ac = 12,5 Ω

2 Zf + Zr et son rayon est :

r=

, soit, dans l'exemple numérique,

25 Ω

2 2-1-2- Défaut triphasé ou fonctionnement équilibré hors défaut Les grandeurs d'entrée sont (Vb - Va) / Ib; ... Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va) / (Ib - Ia); ... Zf tri = 2 * Zf / √ 3 K

B RF c A ϕ échelle 1 cm = 10 Ω L

Zrtri = 2 * Zr / √ 3

L'affixe du centre du cercle tourne de + 30° par rapport à la figure précédente, c'est à dire en sens inverse de celui de la RXAP et de la PXLC. Pour θ = 60 °, il se trouve alors sur l'axe des réactances. Nous obtenons alors: Affixe de c = rayon r

=

j * (Zf - Zr) / √ 3

soit

(Zf + Zr) / √ 3

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soit

j * 14,4 Ω 28,8 Ω

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-1-3 - Défaut monophasé en alimentation monolatérale Les grandeurs d'entrée sont Va / Ia; ... Le diagramme est tracé dans le plan d'impédance déterminé par: Va / (Ia + ko_protection * Ir) = Va / [(1 + ko_protection) * Ia]; ... ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection

Zftri = 2 * Zf / (1 + ko_protection) K H' B RF / (1+ko_protection) c θ

A

H

ϕ échelle 1 cm = 10 Ω L Zrtri = 2 * Zr / (1 + ko_protection)

Zrmono = 2 * Zr / (1 + ko_protection )

soit

Zf - Zr Le centre c du cercle a pour affixe:

Zr mono = 15 Ω

j*θ * e

, soit

15 Ω ∠ 60°

1 + ko_protection Zf + Zr , soit 30 Ω

Son rayon est: 1 + ko_protection

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 2 - Mise en route en lentille modifiée, ou" cornet de glace" Les paramètres définissant cette mise en route ont les valeurs suivantes, dans les plans d'impédance de boucle: 2 * Zf

2 * Zf c3

cercle 1

c1

cercle 2

cercle 3

60° A

H c2

2 * Zr j*θ Affixe A1 du centre c1 du cercle1 (en rouge):

(4 *Zf / 3) * e

= A1

Rayon R1 du cercle 1:

2* Zf / 3

= R1

Affixe A2 du centre c2 du cercle 2 : (Zf-Zr)*sinθ-(Zf+Zr)*cos θ j * arctg 2*(Zf2 + Zr2 ) * e

(Zf+Zr)*sinθ + (Zf-Zr)*cosθ

soit, pour θ = 60°

= A2

Zf - Zr*(2+ √ 3 ) j * arctg

√2 * (Zf² + Zr² ) * e Rayon R2 du cercle 2:

Zf * (2+ √ 3 ) + Zr

= A2

(Zf + Zr) * √ 2

= R2

Affixe A3 du centre c3 du cercle 3: (Zf-Zr)*sinθ+(Zf+Zr)*cos θ j * arctg

-

√2 * (Zf² + Zr² ) * e

(Zf+Zr)*sinθ - (Zf-Zr)*cosθ

soit, pour θ = 60°

= A3

Zf*(2+ √ 3 ) - Zr j * arctg -

√ 2 * (Zf² + Zr² ) * e

Rayon du cercle C3:

Zf + Zr*(2+ √ 3 ) (Zf+Zr) * √ 2

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= A3

= R3

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

2-2-1- Défaut biphasé isolé en alimentation monolatérale Les grandeurs d'entrée sont:

(Vb - Va) / Ib; ...

Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va) / (Ib - Ia); … K Zf

c1 C3 B RF / 2

A

Zr L

Les valeurs des affixes des centres des cercles, et de leurs rayons, sont divisés par 2 par rapport à celles du plan des impédances de boucles. 2-2-2- Défaut triphasé ou fonctionnement équilibré hors défaut Les grandeurs d'entrée sont (Vb - Va) / Ib; ... Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va) / (Ib - Ia); ...

Zf tri = 2 * Zf / √ 3

K

B RF Echelle 1 cm = 10 Ω A

L Zr tri = 2 * Zr / √ 3 Les modules des affixes des centres des cercles, et les valeurs de leurs rayons, sont divisés par √ 3 par rapport à celles du plan des impédances de boucle.

Les affixes des centres des cercles tournent de + 30 ° par rapport à ceux de ce même plan.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-2-3 - Défaut monophasé en alimentation monolatérale Les grandeurs d'entrée sont Va / Ia; ... Le diagramme est tracé dans le plan d'impédance déterminé par: Va / (Ia + ko_protection * Ir) = Va / (1 + ko_protection) * Ia; ... K cercle 1

Zf mono = 2 * Zf / (1 + ko_protection) c1

c2

H' B

RF / (1 + ko_protection)

cercle 2

cercle 3 A

H

L Zr mono = 2 * zr / (1 + ko_protection) B est l'extrémité de la ligne, de module 25 Ω dans l'exemple choisi Les modules des affixes des centres des cercles, et leurs rayons, sont divisés par 1 + ko_protection par rapport à ceux du plan d'impédance de boucle. 2-3- Antipompage Les grandeurs d'entrée sont Va / Ia - Diagramme de la caractéristique d'antipompage en cas de fonctionnement équilibré. Il peut être tracé indifféremment dans le plan d'impédance Va / Ia; Va / (Ia + ko_protection * Ir ), ou (Vb-Va) / (Ib-Ia).

2,5 * j * Z2 2 * j * Z2

1,25 * Z2

80°

Z2

Echelle 1 cm = 20 Ω

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - En cas de défaut monophasé avec alimentation monolatérale, le diagramme se contracte. Il subit une homothétie de rapport 1 / (1 + ko ) - En cas de défaut biphasé isolé avec alimentation monolatérale, le tracé de la caractéristique dépend de l'impédance amont du réseau. En effet:

Va E

Zds

a*E

Zds

I = Ia

Vc I = - Ic Vb a²*E

Zds

Point de mesure Va Soit Zap l'impédance mesurée par le relais d'antipompage:

Zap = Ia Va - Vc

Soit Z l'impédance mesurée par le relais de distance:

Z

= Ia - Ic

Nous cherchons la relation qui relie Zap et Z dans le cas de réseau ci-dessus. Va =

E - Zds * I

Vc = a * E + Zds * I Va - Vc Comme:

Z

= 2*I Va - Vc

Nous obtenons:

Va = E - Zds * 2*Z Va - Vc Vc = a * E + Zds * 2*Z 2 * Z + Zds * (1 + a)

D'où, en éliminant Vc:

Va = E * 2 * Zds + 2 * Zd

Or, dans la boucle formée par les phases a et c, nous avons:

E (1 - a ) = 2 * (Zds + Z) * I Va

Nous obtenons alors:

2 * Z - a² * Zds =

I

d'où:

1-a

Z = (1 / 2) * [Zap * (1 - a) + a² * Zds]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 La caractéristique d'antipompage dans le plan de référence est obtenue en faisant subir à la caractéristique traçée précédemment la transformation définie par: - j * 30° -j * 120° Z = (Zap * √ 3 / 2) * e + (Zds / 2) * e , c'est à dire: - une homothétie de √ 3 / 2 - une rotation de - 30° - j * 120 ° - une translation de (Zds / 2) * e Cette transformation dépend de l'impédance de source du réseau.

Caractéristique en régime équilibré Caractéristique sur défaut biphasé

Zds

Echelle 1 cm = 20 Ω

2 - 4 - Mesure de distance X3 X2 X1 Echelle 1 cm = 10 Ω

R1

R2 R3

Mesure de première, deuxième et troisième zone, avec X1 = R1, … Ce schéma reste exact dans tous les cas de défaut. Mais R1 est la résistance par phase. La résistance maximale détectable de défaut est: RF = 2 * R1

pour les défauts biphasés,

RF = (1 + ko_protection ) * R1

pour les défauts monophasés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la protection Il existe 2 calibres :

In_secondaire = 1 A

et

In_secondaire = 5 A

nota: seuls les straps susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre sont indiqués. 3 - 1 - Mise en route à maximum d'intensité Elle n'est pas utilisée à EDF. Le commutateur S4:1 du module RGIC 30 est en position "ouvert" 3 - 2 - Mise en route à minimumm d'impédance "externe" Elle est réalisée grâce au module RXZK ajouté à l'option de base de la protection. Ce module permet de choisir entre la caractéritique circulaire et la caractéristique en lentille modifiée. Le choix ente les deux caractéristiques, ainsi que le choix entre un angle de 60 ° et un angle de 75°, sont faits en usine par le constructeur. Le courant de phase minimal dans la protection est toujours fixé à 0,2 * In (choix EDF). Le commutateur S3:3 du module RGZB 030 doit alors être placé sur ON. Nous disposons des organes de réglage suivants, sur chaque phase : A = 5; 10; 20; 40; 80 Ω B = 4,5 à 10,5 Ω, D = 0,2 à 1,

réglable de manière continue, réglable de manière continue,

avec lequels nous obtenons : zf = 5 * A / (B * In_secondaire) zr = D * zf Les paramètres zf et zr utilisés dans cette note sont ceux qui, dans la notice du constructeur, correspondent aux impédances de phase des défauts biphasés. 3 - 3 - Relais de commutation des boucles de mise en route par courant homopolaire Nous disposons d'une roue codeuse, sur le relais RGIC 030, dont la valeur affichée Jo varie de 1 à 8. Le seuil de courant est donné par: Ir_secondaire = 0,2 * Jo (calibre 1 A) Ir_secondaire = Jo (calibre 5 A) Le commutateur S4:2 du module RGIC 030 est placé sur ON. 3 - 4 - Antipompage Nous disposons des paramètres suivants : m = 1; 2; 4; q = q1 + q2

avec

d = 1; √ 2

réglables par straps

q1 = 22; 25; 28 q2 = 0; 1; 2;

réglable par commutateur réglable par commutateur

avec lesquels nous obtenons z2 = 8 * m * d * q / 22 z2 = 1,6 * m * d * q / 22

(calibre 1 A) (calibre 5 A)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 5 - Mesure de distance et résistances associées Pour les mesures de distance vers l'aval nous disposons des paramètres a; b; p1; p2; p3

réglables de 5 à 99

avec lesquels nous obtenons: la réactance de première zone la résistance de première zone la réactance de seconde zone la résistance de seconde zone la réactance de troisième zone la résistance de troisième zone

x1 = (3,2 / In_secondaire) * a / p1 r1 = (3,2 / In_secondaire) * b / p1 x2 = (3,2 / In_secondaire) * a / p2 r2 = (3,2 / In_secondaire) * b / p2 x3 = (3,2 / In_secondaire) * a / p3 r3 = (3,2 / In_secondaire) * b / p3

Pour les mesures de distance vers l'amont, (schéma à verrouillage), nous ajoutons le module RGZA 30. Ce module est asservi en distance au module RGA 030, grâce au commutateur X7 situé sur ce dernier : si X7 = 1, le réglage du module est celui de la zone 1; si X7 = 2, le réglage du module est celui de la zone 2; si X7 = 3, le réglage du module est celui de la zone 3. Le déclenchement en quatrième stade sur mise en route est obtenu en plaçant le commutateur S1:1 du module RGSB 030 en position fermée. Le coefficient de terre est réglé grâce à un commutateur à 15 positions Y notées de 1 à 15, sur le module RGGB 030. ko_protection = 0,1 * Y Sur ce même module, le programme de sélection de phase est le programme 5 (mise en route impédancemétrique, défaut biphasé - terre mesuré comme un défaut entre phases). 3 - 6 - Choix du sytème de téléaction Il est obtenu en utilisant les commutateurs suivants : accélération

verrouillage

X1:1 X1:2

du module RGKC 070 du module RGKC 070

1 OFF

2 ON

S5:1 S1:3

du module RGAA 030 du module RGAA 030

ON OFF

OFF ON

La temporisation de premier stade du module RGZA 030, lorsqu'il est utilisé en verrouillage (seule utilisation à EDF) est réalisé comme suit:

S2:6 S2:7 S2:8

40 ms

50 ms

60 ms

80 ms

ON OFF OFF

OFF ON OFF

OFF OFF ON

OFF OFF OFF

La temporisation de déclenchement du relais RGZA 30, dans le même cas, est égale à: T2 T3

si le commutateur X1 de ce module est en position 1 si le commutateur X1 de ce module est en position 2

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 7 - Temporisateurs Nous disposons de 3 commutateurs à 16 positions N2; N3; N4, numérotées de 0 à 15. Les temporisations valent: T2 T3 T4

(temporisation de deuxième stade) = (temporisation de troisième stade) = (temporisation de quatrième stade) =

N2 * 50 ms N3 * 200 ms N4 * 400 ms

3 - 8 - Choix du système de déclenchement La banalisation triphasée du déclenchement sur les zones 3 et 4 conduit, outre une légère modification du schéma standard de la RAZOA (polarité P2 sur la borne 15, pontage des bornes 8 et 59), à placer les commutateurs du module RGKD sur les positions suivantes : S1:1 S1:2 S1:3 S1:4

OFF OFF ON ON

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul des paramètres de la mise en route Dans tous les cas de fonctionnement hors défaut, y compris en cas de cycle de réenclenchement sur ligne double, le point de fonctionnement ne doit se trouver ni dans la zone de mise en route, ni dan la zone d'antipompage. La zone d'antipompage doit se trouver soit à l'extérieur de la zone de mise en route, soit à l'extérieur des zones de mesure de ditance. Toutefois, même dans ce deuxième cas, aucun point de la mise en route ne doit se trouver à l'extérieur de la zone d'antipompage. Nous étudierons successivement la caractéristique circulaire et la caractéristique elliptique. 4 - 1 - Caractéristique circulaire 4 - 1 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double. 4 - 1 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit Nous calculons le coefficient de report de charge C d'après la formule (4) du § 114 de l'annexe 2. Dans l'exemple choisi nous trouvons C = 1,76.

cercle C3 mise en route

N4

mesure de 3ème zone N2 N3 Cercle C1

Cercle C2

N6 N1

N5

Cercle C4

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Echelle 1 cm = 20 Ω θ = 60°

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Le cercle 1 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité A de la ligne. Son rayon est ZT / C = 115 / 1,76 = 66 Ω. Le cercle 2 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité B de la ligne. Il a le même rayon. Les cercles C3 et C4 ont un rayon de 64 Ω. Leurs centres ont respectivement pour affixe 78 Ω ∠ 76 ° et - 53 Ω ∠ 76 ° Nous déterminons Z2 pour que la compatibilité entre la caractéristique d'antipompage et l'enveloppe des 4 cercles soit assurée. Ensuite, deux situations peuvent se présenter: - la caractéristique de troisième zone (voir § 24), reste à l'intérieur de la caractéristique interne d'antipompage. La caractéristique de mise en route, circulaire (voir § 212), ou lenticulaire (voir § 222), doit alors rester à l'intérieur de la caractéristique externe d'antipompage. C'est le cas sur la figure ci-dessus. - la caractéristique de troisième zone déborde sur la caractéristique interne d'antipompage. La mise en route doit rester à l'intérieur de cette caractéritique interne. - Rappel des coordonnées des points névralgiques (points d'intersection situés sur l'enveloppe des 4 cercles) j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande oblique. N D'

D M

ε K H'

θ

A

H

Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par: AK = AM * cos ε MK = AM * sin ε HK = MK * cotg θ d'où:

AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ

que l'on peut écrire

AH = AM * sin ( θ - ε ) / sin θ

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que : sin ( θ − ε) 1,1 * AM < 0,9 * AN,

d'où

1,1 * AH < 0,9 *

* AN

(1)

sin θ

avec, ici, θ = 80° - Etablissement de l'inéquation de compatibilité

Par mesure de simplification, nous remplaçons la caractéristique d'antipompage par deux rectangles définis comme suit: D2 2*z2 D'1 1,25*z2

D1

80° z2

2,5*z2 D'2

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z2

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Nous vérifions d'abord la compatibilité de chaque point Ni (i variant de 1 à 6), avec les droites D1 et D'1, puis avec les droites D2 et D'2. Le paramètre z2 utilisé pour définir l'antipompage est lié à AH par: 1,25 * z2 = AH sin 80 ° Soit zi le paramètre correspondant au point Ni. Il doit satisfaire à: sin ( 80° − ε)

0,9 z2i

<

* 1,1

* ANi

(droites D1 et D'1)

* ANi

(droites D2 et D'2)

1,25

Ou à cos ( 80° − ε)

0,9 z2i

<

* 1,1

2,5

zi est alors la plus élevée des deux valeurs trouvées. Nous retenons ensuite pour z2 la plus faible des 6 valeurs trouvées. 4 - 1 - 1 - 3 - Compatibilité entre l'antipompage et la mise en route Nous ménageons un intervalle de sécurité entre les droites d'antipompage D1 et D'1 d'une part, la zone de mise en route d'autre part, telle que: 1,1 * largeur de mise en route < largeur de bande d'antipompage intérieure. 1,15 Ad' = z2 >

* [(zf + zr) + (zf - zr ) *cos 80°] √3

√3 soit:

zf <

z2 *

1,15

(1 + D) + (1 - D) * cos 80°

D'1

d d' c c'

A

80°

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Nous trouvons:

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 1 - 4 - Compatibilité entre l'antipompage et la plus grande zone de mesure de distance

r3 x3 80° z2

z2 > 1,15 * r3 * sin 80° 4 - 1 - 1 - 5 - Compatibilité entre la mise en route et la zone de transit Elle est utilisée dans le cas où l'antipompage n'est pas installé. - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et le cercle de mise en route

N M θ + 30°

c

ε A Ac = ( Zf  - Zr ) / √ 3 cM = ( Zf  + Zr ) / √ 3

θ = 75°

Nous résolvons le triangle cAM: Ac² + AM² - 2 * AC * AM * cos (30° + θ - ε) = cM²

d'où

1 AM = √3 et

* [( Zf  - Zr ) ∗ cos (30° + θ - ε) + √ (Zf  - Zr )² ∗ cos² (30°+ θ - ε) + 4 * Zf  * Zr]

1,1 * AM < 0,9 * ANi

d'où, en remplaçant Zr par D * Zf  Zf  =

0,9 1,1

∗

√ 3 * Ni (1 - D) * cos (30° + θ - ε) + √ (1 - D)² * cos² (30° + θ - ε) + 4 * D

Pour obtenir Zf, il faut procéder par approximations successives: On donne à D une valeur Dmini = 0,2, puis on cherche le point Ni qui donne à Zf la valeur la plus faible. On recommence avec Dmini = 0,21. Si la valeur trouvée pour Zf est plus faible que la précédente, on arrête le calcul et on garde D = 0,2. Sinon on recommence jusqu'à ce que Zf diminue et on garde l'avant dernier couple de valeurs de Zf et D.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 1 - 6 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique : Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: Z2 = 40 Ω «haute tension », soit 36 Ω «basse tension », Zf = 46 Ω «haute tension», soit 42 Ω «basse tension », Zr = 9 Ω «haute tension», soit 8 Ω «basse tension ». r3 = 16,5 Ω «haute tension», soit 15 Ω «basse tension ».

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 1 - 7 - Alimentation d'un client. Si le dispositif antipompage est installé, nous devons comparer la position de la caractéristique d'antipompage (voir § 23 ) par rapport au cercle définissant l'aire de transit. N M

2,5*j*Z2

1,25*Z2

80° A

0,9 AM ≤

* AN 1,1 0,9

L'inéquation de compatibilité s'écrit:

z2 * kz ≤

N1 *

1,1

(1) 2,5

où N1 est le rayon du cercle limitant la zone de transit: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. 1,1 La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1² 0,9 La caractéristique de mise en route est centrée sur l'origine (D = 1). La résistance R3 est égale à la réactance X3 Si la caractéristique de mesure de distance ne coupe pas la caractéristique d'antipompage, c'est à dire si elle est telle que 1,15 * X3 < z2 / cos 10°, alors: 0,9 zf * kz ≤ * N1 (2) 1,1 Sinon, le cercle de mise en route doit rester à l'intérieur de la caractéristique intérieure d'antipompage, soit, d'après le § 4113: √ 3 z2 zf ≤ * (3) 1,15 2 Si le dispositif antipompage n'est pas installé, nous utilisons l'équation (2) 4 - 1 - 1 - 8 - Liaison centrale poste La RAZOA n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

4 - 1 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double. 4 - 1 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit La compatibilité entre caractéristique de transit en cas de report de charge monophasé et caractéristique d'antipompage n'est généralement pas demandée, car il est peu probable que le défaut phase - terre sur l'autre circuit, à l'origine du cycle de réenclenchement monophasé, puisse provoquer un pompage. Nous recherchons uniquement la compatibilité du transit avec la mise en route. Ce report peut être contraignant, car le relais à courant homopolaire est un relais à seuil fixe. La protection est alors orientée sur les boucles phase - terre par ce relais pendant le cycle. - Zone de fonctionnement. Le sélecteur de phase s'oriente sur la boucle a - terre de la ligne saine. D'après la formule (12) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut : Ia = C*It 2 et le courant résiduel maximal vaut: Ir = (C - 1) * (3 ) (1) koL - koM + 1 Le plan d'impédance de la boucle phase a - terre est défini par Va / (Ia + ko_protection * Ir) ko_protection étant le coefficient de terre affiché sur la protection, compte tenu des contraintes du § 35 . D'où nous tirons:

Ia + ko_protection * Ir = C' * It

(2) 2

en posant :

C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 -

)

(3)

koL - koM + 1 Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de phase des boucles terre : r = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Vmin / (C' * It)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

cercle C'3 cercle C'2 N'4 N'2 Cercle C'1 N'6

N'3 c

N'1 N'5 Echelle 1 cm = 20 Ω θ = 60°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - caractéristique de la protection La caractéristique est définie par : Va

Ia + ko_protection * Ir



- (zf - zr)  <

* Ia + ko_protection * Ir

zf + zr soit :

Ia

C' Z*

- (zf - zr) 

zf + zr

<

C C zf + zr *

Le cercle de mise en route est alors un cercle de rayon

, C'

et dont le centre, situé sur une droite faisant un angle θ avec l'axe des résistances a pour affixe: C

C = zf - zr ∗

(zf - zr) * C'

∠θ C'

- Rappel des coordonnées des points névralgiques Il suffit de remplacer C par C' dans les formules du § précédent pour obtenir les points N'i. 4 - 1 - 2 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et le cercle de mise en route

N' c

M

θ

ε

A Ac = ( Zf  - Zr ) C / C' cM = ( Zf  + Zr ) C / C'

θ = 60°

Nous résolvons le triangle cAM: Ac² + AM² - 2 * AC * AM * cos ( θ - ε) = cM²

d'où

C * [( Zf  - Zr ) ∗ cos (θ - ε) + √ ( Zf  - Zr )² ∗ cos² ( θ - ε) + 4 * Zf  * Zr ]

AM = C' et

1,1 * AM < 0,9 * AN'i

En remplaçant Zr par D * Zf , nous trouvons: Zf  =

0,9 1,1

C' ∗

N'i ∗

C

(1 - D) * cos ( θ - ε) + √ (1 - D)² * cos² ( θ - ε) + 4 * D

La suite du calcul se fait comme au 4 -1-1-1-5

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - 3 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique: Le programme Parapluie donne les résultats suivants: Zf = 33 Ω Zr = 6,6 Ω

«haute tension », «haute tension »,

soit soit

30 Ω «basse tension », 6 Ω «basse tension »,

Nous choisissons la plus faible des deux valeurs basse tension obtenues au § 41 et au § 42, à savoir 33,5 Ohm. La valeur affichable sur la protection et immédiatement inférieure à cette valeur est, compte tenu des posssibilités énoncées au § 31 : 29,4 Ohm, obtenue pour N4 = 16 . Le seuil du relais de courant résiduel Ir est généralement réglé à 1,2 * In. En effet, la faible sensibilité de la protection aux défauts résistants rend inutile, dans la plupart des cas, une plus grande sensibilité de ce relais. 4 - 2 - Caractéristique lenticulaire modifiée 4 - 2 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double. 4 - 2 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit

2 * Zf / √ 3

cercle C3 mise

N4

en route mesure de 3ème zone N2 N3 Cercle C1

Cercle C2

N6 N1

N5

Echelle 1 cm = 20 Ω θ = 60°

Cercle C4

La caractéristique de mise en route est la même que pour le défaut triphasé. (voir § 222) La caractéristique intérieure d'antipompage, de pente 80°, a pour largeur ± Z2. Elle doit être extérieure à la caractéristique de mise en route.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

La caractéristique extérieure d'antipompage a pour largeur ± 1,25 * Z2. Elle ne doit pas empiéter sur la zone de transit. La zone de transit est celle définie au § 4111 4 - 2 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de transit Nous utilisons les mêmes inéquations que pour la mise en route circulaire (§ 4112) 4 - 2 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route

d c

C1

d' c'

A

80° θ = 60°

D'1  Z2  Elle est donnée par :

Ad' <

Or 1,15

Ad' = Ac' + c'd' cos (80° - θ + 60° ) Ac' = AC * cos ( 80° - θ + 60° ) = = 4 *  Zf  * 3*√3 2 * Zf  c'd' = rayon de C1 = 3*√3 d'où nous tirons: 4 * Zf  * cos (80° - θ + 60° ) + 2 *  Zf  <

3*√3 *  Z2  1,15

soit :

Zf  <

3*√3 2 * 1,15

 Z2  ∗

1 + cos (80° - θ + 60° )

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - 1 - 4 - Compatibilité entre la caractéristique de transit et la mise en route (cas où l'antipompage n'est pas installé) Comme les angles des points névralgiques sont toujours situés entre +30° et - 30°, ou entre +150° et -150°, la compatibilité doit être recherchée entre N4 et le cercle C2 si θ = 60°, entre N3 et le cercle C3 si θ = 75°. Nous prenons les formules approximatives: 0,9 Zf  <

1,1

∗ 2 ∗ √ 3 * N4  ∗ ( −cos ε4)

pour θ = 60°

∗ 2 ∗ √ 3 * N3  cos (ε3 - 15°) * cos 15°

pour θ = 75°

0,9 Zf  <

1,1

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double. 4 - 2 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit

cercle C'3 N'4

cercle C'2

N'2

c 2*Zf*C/C'

Cercle C'1 N'6

N'3

2*Zr*C/C'

N'1 N'5 Echelle 1 cm = 20 Ω θ = 60°

Les modules des affixes des centres des cercles de mise en route et les valeurs de leurs rayons se déduisent de ceux définis au § 22 en les multipliant par C / C'. La caractéristique de transit est la même qu'au § 4121 4 - 2 - 2 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique de transit et la mise en route

Comme les angles des points névralgiques sont toujours situés entre +30° et - 30°, ou entre +150° et -150°, la compatibilité doit être recherchée entre N3 et le cercle C3 Nous prenons la formule approximative:

0,9 Zf  <

1,1

C' ∗

∗ 2 ∗ N3  ∗ sin (θ − ε3 ) * sin θ C

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones - Préliminaires: influence du rapport R / X ABB préconise un réglage du rapport R / X compris entre 1 et 3. En effet, pour un rapport élevé, nous constatons une inclinaison importante de la droite de réactance. En revanche, pour un rapport R / X faible, nous constatons une inclinaison importante de la droite de résistance. Les erreurs constatées sont:

Erreur sur X Erreur sur R

R/X=1 10 % 10 %

R/X=2 15 % 7%

R/X=3 20 % 6%

Pour les lignes longues, nous cherchons à minimiser l'erreur sur la portée inductive afin d'éviter tout déclenchement intempestif. Nous choisissons R/X=1 Pour les lignes courtes, un réglage à R / X = 1 ne permettrait pas de détecter une résistance de défaut importante. Par ailleurs, il n'y a pas de risque de déclenchement intempestif, puisque nous utilisons le schéma à verrouillage. Nous choisissons: R/X=2 Pour les lignes à trois extrémités fonctionnant dans un système à verrouillage, nous adoptons le même choix.

5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL Nous retenons X1 ≤ 0,80 * XL Nous choisissons, pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement inférieure, compte tenu du § 33. - lignes courtes Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons :

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

ou

X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

Nous choisissons pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement supérieure, compte tenu du § 33.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure, nous trouvons : 0,85 * X2 > 1,05 * XL.

Nous retenons

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : 0,85 * X2 > 1,05 * XL Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

ou

Nous choisissons pour X2 basse tension, la valeur disponible immédiatement supérieure, compte tenu du § 33. 5 - 1 - 3 - Réglage de la troisième zone X3 Elle est généralement réglée à 1,3 * X2 5 - 1 - 4 - Réglage de la zone amont X4 (voir § 35) Elle est généralement réglée à X1 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes) X3 = 1,3 * X2 X4 = X1 6 - Temporisations

voir § 36

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre 7 - 1 - 1 - Mise en route circulaire décalée - près du poste considéré (point H du § 213) Nous résolvons le triangle AcH, et nous trouvons : RF = (Zf - Zr) * cos θ + √ ((Zf - Zr)² * cos² θ + 4 ∗ Zf * Zr

(1)

- à l'autre extrémité de la ligne (point H' du § 213) Nous calculons l'affixe du point H' lorqu'il décrit le cercle de mise en route, et nous écrivons que sa partie Nous trouvons: imaginaire vaut ZL ∗ sin ϕ (voir PXLP, § 81). RF = (Zf-Zr)*cos θ+√ (Zf+Zr)² -[ZL*sin ϕ∗ (1+ko_prot)- (Zf-Zr) ∗sin θ]²-ZL*cosϕ*(1+ ko_prot) (2) 7 - 1 - 2 - Mise en route en lentille modifiée - près du poste considéré (point H du § 223) Vectoriellement, la trajectoire du point H sur le cercle 3 est décrite par: j*γ ___ ___ ___ AH = Ac3 + c3H =

A3 + R3 * e voir la définition de A3 et R3 au § 22 1 + ko_protection

en faisant varier γ __ Le point H recherché est tel que la partie imaginaire de AH est nulle. 1-d α = arctg -

Posons a = 1+d Il vient: tg α = -

a * tg θ + 1

sin α =

(1 - d) * sin θ + (1 + d) * cos θ

Zr avec d =

(1 + d) * sin θ - (1 - d) * cos θ a * tg θ + 1

Zf

cos α = -

tg θ - a

tg θ - a √ (a * tg θ +1)² + (tg θ - a)² √ (a * tg θ +1)² + (tg θ - a)² __ __ Or Rf = Réel [AH * (1 + ko_protection)] lorsque Imaginaire [AH * (1 + ko_protection)] = 0 __ AH * (1 + ko_protection)] = Zf * [ √2 * (1 + d²) * (cos α + j * sin α) + (1 + d) * √ 2 * ( cos γ + j * sin γ)] D'où: √ 1 + d² * sin α = - (1 + d) sin γ sin γ = -

√ 1 + d²

(1 - d) * tg θ + 1 + d *

1+d

√ [(1 - d) * tgθ + 1 + d]² + [(1 + d) * tg θ - 1 + d]²

Rf = Zf * [ - √2 * (1 + d²) *

(1 + d) *tg θ - 1 + d √ [(1 - d) * tgθ + 1 + d]² + [(1 + d) * tg θ - 1 + d]²

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+ (1 + d) * √ 2 * cos γ ]

(1)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - à l'autre extrémité de la ligne (point H' du § 223) Vectoriellement, la trajectoire du point H' est donnée par: j*θ j*γ ___ ___ ___ A1* e + R1 * e AH' = Ac1 + c1H' = 1 + ko_protection en faisant varier γ. Le point H' recherché est tel que la partie imaginaire de H' soit égale à ZL * sin ϕ : 1 * ( 4 * Zf∗ sin θ + 2 * Zf ∗ sin γ ) = ZL ∗ sin ϕ ∗ (1 + ko_protection) 3 d'où :

sin γ =

3 * ZL ∗ sin ϕ ∗ (1 + ko_protection)

- 2 ∗ sin θ

2 * Zf 4 * Zf∗ cos θ + 2 * Zf ∗ cos γ La partie réelle de AH' vaut alors : 3 * (1 + ko_protection) La résistance maximale détectable est donnée par: ___ RF = (1 + ko_protection) * ( Réel (AH') - ZL ∗ cos ϕ )

soit

1 * (4 * Zf∗ cos θ + 2 * Zf ∗ cos γ) - (1 + ko_protection) * ZL ∗ cos ϕ

RF =

(2)

3 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc 7 - 2 - 1 - Mise en route circulaire décalée - défaut biphasé (voir § 211) Portée aval : en résolvant le triangle AcK nous trouvons : 1 AK = * [(Zf-Zr)*cos (θ − ϕ ) + √ (Zf-Zr)² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zf∗Zr) ] 2 Portée amont : en résolvant le triangle AcL nous trouvons : 1 AL = * [(Zr-Zf)*cos (θ − ϕ ) + √ (Zr-Zf)² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zr∗Zf) ] 2

(3)

(4)

- défaut triphasé (voir § 212) Portée aval : en résolvant le triangle AcK nous trouvons : 1 AK = *[ (Zf-Zr)*cos (θ − ϕ + 30°) + √ (Zf-Zr)² *cos² (θ − ϕ + 30°) + 4 (Zf∗Zr) ] (5) √3 Portée amont : en résolvant le triangle AcL nous trouvons : 1 AL = * (Zr-Zf)*cos (θ − ϕ + 30°) + √ (Zr-Zf)² *cos² (θ − ϕ + 30°) + 4 (Zr∗Zf)

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(6)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 √3 - défaut monophasé (voir § 213) Portée aval : en résolvant le triangle AcK nous trouvons : 1 AK = * [(Zf-Zr)*cos (θ − ϕ ) + √ (Zf-Zr)² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zf∗Zr) ] 1 + ko_protection Portée amont : en résolvant le triangle AcL nous trouvons : 1 AL = * [(Zr-Zf)*cos (θ − ϕ ) + √ (Zr-Zf)² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zr∗Zf) ] 1 + ko_protection

(7)

(8)

7 - 2 - 2 - Mise en route en lentille modifiée - défaut biphasé (voir § 221) Portée aval : en résolvant le triangle Ac1K nous trouvons : 1 * Zf ∗ [ 2 * cos (θ − ϕ ) + √ 4 * cos² (θ − ϕ ) − 3 ] 3 Portée amont : AK =

(3)

L'équation du triangle c3AL s'écrit: c3L² = c3A² +AL² - 2 * c3A * AL * cos (α − ϕ) (voir définition de α au § ) avec c3A = A3 / 2 et c3L = R3 / 2 ce qui donne: Zf² * (1+d)² / 2 = Zf² * (1 + d²) / 2 + AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) / 2 * AL * cos (α − ϕ) ou encore: AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) / 2 * AL * cos (α − ϕ) - Zf² * d = 0 La résolution de cette équation nous donne: Zf AL = √2

* [ √ 1+d² * cos (α − ϕ) - √ (1 + d²) * cos² (α − ϕ) + 2 * d ]

(4)

- défaut triphasé (voir § 222) Portée aval : en résolvant le triangle Ac1K nous trouvons : 2 AK = 3*√3

* Zf ∗ [ 2 * cos ( θ − ϕ + 30 ° ) + √ 4 ∗ cos² (θ − ϕ + 30 ° ) − 3 ]

Portée amont : L'équation du triangle c2AL s'écrit: c2L² = c2A² +AL² - 2 * c2A * AL * cos (ϕ + α +30°)

121 / 100

(5)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 avec c2A = A2 / √ 3 et c2L = R2 / √ 3 ce qui donne: Zf² * (1+d)² * (2 / 3) = Zf² * (1 + d²) * (2 / 3) + AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) * (2 / 3) * AL * cos (ϕ + α +30°) ou encore: AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) * (2 / 3) * AL * cos (ϕ + α +30°) - (4 / 3) * Zf² * d = 0 La résolution de cette équation nous donne: AL = Zf * √ (2 / 3) * [√ (1+d²) * cos (ϕ + α +30°) - √ (1+d²) * cos² (ϕ + α +30°) + 2 * d ]

(6)

- défaut monophasé (voir § 223) Portée aval : en résolvant le triangle Ac1K nous trouvons : 2 * Zf * [ 2 * cos (θ − ϕ ) + √ 4 * cos² (θ − ϕ ) − 3 ]

AK =

(7)

3 * (1 + ko_protection) Portée amont : L'équation du triangle c3AL s'écrit: c3L² = c3A² +AL² - 2 * c3A * AL * cos (α − ϕ) A3

R3

avec c3A =

et 1 + ko_protection

c3L = 1 + ko_protection

ce qui donne: Zf²*2*(1+d)² = Zf²*2*(1+d²)+(1+ko_protection)² *AL² -2*Zf * √2 *(1+d²) * (1+ko_protection)*AL*cos (α−ϕ) ou encore: (1+ko_protection)² *AL² - 2*Zf * √2 *(1+d²) * (1+ko_protection)*AL*cos (α−ϕ) - 4 * d * Zf² = 0 La résolution de cette équation nous donne: Zf * √ 2 AL =

* [√1+d² * cos (α−ϕ) - √ (1+d²) * cos² (α−ϕ) + 2 * d ]

1+ko_protection

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(8)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé isolé. Nous utilisons alors la formule (3) du § 721 , pour déterminer AK, et nous vérifions l'inégalité: AK > 1,3 * Z2

ou, sur l'axe des réactances,

AK * sin ϕ > 1,3 * X2

Si cette condition n'est pas satisfaite, il faut utiliser une RAZOA à caractéristique en lentille modifiée (vérification par la formule (3) du § 722 ), ou une autre protection. condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne». - défaut monophasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la mise en route. Nous utilisons la formule (7) du § 721 , ou du § 722, pour déterminer AK. Nous vérifions ensuite l'inégalité: 1,15 * AK * sin j < 0,9 * ZL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous donnons à AK la valeur maximale permise par cette inégalité, et nous calculons Zf en inversant la formule (7) Zf = AK * (1 + ko_protection) *

AK * (1 + ko_protection) + 2 * Zr * cos (θ − ϕ ) 2 ∗ AK * (1 + ko_protection) * cos (θ − ϕ ) + 4 * Zr

- défaut triphasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la caractéristique extérieure d'antipompage. Sa portée AK' vaut sur défaut triphasé, 2,5 * Z2 dans le plan de référence. C'est le cas le plus défavorable. Nous vérifions ensuite l'inégalité ci - dessus, en remplaçant AK par AK' Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous recherchons un autre réglage. condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Sur la RAZOA, l'antipompage bloque le fonctionnement des relais de mesure de distance. Il est donc nécessaire que, en fonctionnement hors défaut, la portée de troisième zone ne dépasse pas la caractéristique intérieure d'antipompage. La condition s'écrit: 1,1 * X3 < 0,9 * 2 * Z2

(report de charge triphasé) C

1,1 * X3 < 0,9 * 2 * Z2 *

(report de charge monophasé, pour mémoire) C'

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Si un défaut apparaît, la caractéristique d'antipompage peut se trouver modifiée, surtout pour un défaut biphasé isolé (voir § 23) et elle peut couper la zone de mesure. Ceci n'a pas d'importance si le point reste immobile. En revanche, en cas de déclenchement séquentiel faisant varier ce point, un bloquage intempestif peut apparaître.

8 - 2 - Portée résistive - condition a : « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » Nous avons vu que dans la RAZOA il peut être admis que cette condition ne soit pas vérifiée (voir § 4111) - condition b : « sur les postes à deux départs la portée résistive de la protection assurant le secours éloigné doit être inférieure à celle de la protection devant fonctionner normalement». Pour cela nous utilisons les inéquations (1) et (2) du § 711. A

B

C

Pour un défaut en B, la portée résistive de la protection placée en A (inéquation 1) doit être inférieure à celle de la protection placée en B (inéquation 2). 8 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Pour la RAZOA, cette condition concerne le relais de mesure amont, dont le réglage est identique à celui de l'une ou l'autre des zones aval. Elle est vérifiée de facto dès lors que la condition d relative à la mise en route est vérifiée. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» - Défaut monophasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la mise en route. Nous utilisons la formule (8) du § 721 , ou du § 722, pour déterminer AL. Nous vérifions ensuite l'inégalité: 1,15 * AL * sin ϕ < 0,8 * Xdmini_transfo_aval Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous donnons à AL la valeur maximale permise par cette inégalité, et nous calculons Zr en inversant la formule (8) Zr = AL * (1 + ko_protection) *

AL * (1 + ko_protection) + 2 * Zf * cos (θ − ϕ ) 2 ∗ AL * (1 + ko_protection) * cos (θ − ϕ ) + 4 * Zf

- défaut triphasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la caractéristique extérieure d'antipompage. Sa portée AL' vaut sur défaut triphasé, 2,5 * Z2 dans le plan de référence. C'est le cas le plus défavorable. Nous vérifions ensuite l'inégalité ci - dessus, en remplaçant AL par AL' Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous recherchons un autre réglage.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » Cette condition ne s'applique par à la RAZOA. condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : X amont ( P1) > 1,3 * X1 (P2) - 1,06 * XL Nous devons vérifier deux contraintes: - la portée amont de la mise en route doit satisfaire à cette condition. Nous le vérifions grâce aux formules 4, 6, 8 du § 721 , ou du § 722. Si cette condition n'est pas vérifiée, nous imposons à Zr la valeur qui la vérifie, et nous reprenons les réglages, en cherchant la valeur maximale de Zf; - la mesure de distance du relais RGZA est insuffisante. Nous changeons la valeur du paramètre X7 (voir § 35)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PD3A La protection PD3A utilisée sur le réseau EDF comporte toujours le module mémoire de tension, et le module antipompage. Elle n'est pas utilisée en 400 kV. Elle existe en 4 variantes, correspondant aux courants nominaux 1 A et 5 A d'une part, à un mode différent de réglage de la deuxième zone d'autre part. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées - Mise en route C'est un parallélogramme formé de deux bandes. Les bandes horizontales utilisent les mêmes grandeurs que celles qui sont utilisées pour les mesures de distance, à savoir : boucles phase-phase (Va - Vb) (Vb - Vc) (Vc - Va)

et et et

boucles phase-terre (Ia - Ib) (Ib - Ic) (Ic - Ia)

Va Vb Vc

et et et

(Ia + ko * Ir) (Ib + ko * Ir) (Ic + ko * Ir)

Va Vb Vc

et et et

Ia Ib Ic

Les bandes obliques utilisent les courants simples : (Va - Vb) (Vb - Vc) (Vc - Va

et et et

Ia Ib Ic

- Antipompage La zone formée par la mise en route et la limite aval de deuxième zone de la boucle ab est entourée par la zone d'antipompage, qui utilise la limite aval de troisième zone et des limites qui lui sont propres. Elle utilise les mêmes grandeurs d'entrée. - Sélection de phase Elle est réalisée par les mises en route. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe. - Mesures de distance Elles utilisent les mêmes grandeurs que les droites horizontales de mise en route Application numérique : - ligne 225 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'argument ϕ = 76 °, d'intensité maximale avant report de charge 1000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire 0,4, - portée aval, en réactance :

X3 = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance :

X4 = 12,5 Ω,

- résistance image du défaut, fixée a priori :

Ri = 20 Ω.

- argument image :

θ = 70° (erreur maximale)

- rapport impédance HT / impédance BT : kz = 1,1 ce qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1 - coefficient de terre ko = 2 / 3

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2-1- Caractéristique de mise en route lors d'un défaut biphasé en alimentation monolatérale. X3 = 37,5 Ω K B

Ri / 2 = 10 Ω

E

RF / 2 θ=70° ϕ=76 ° L X4 = 12,5 Ω

Echelle 1 cm = 10 Ω

Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de troisième et quatrième zone. La demi - largeur de bande est égale à la moitié de la valeur de réglage Ri , elle-même égale à la valeur maximale de défaut détectable RF, aux erreurs d'angle près. 2-2- Caractéristique de mise en route lors d'un défaut triphasé ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut.

X3 = 37,5 Ω

B

E 30° Ri * (1 - a) / 3 = 11,5 Ω ∠ 30°

X4 = 12,5 Ω

Echelle 1 cm = 10 Ω

Les bandes horizontales sont bien tracées dans le plan de référence. X3 et X4 sont les valeurs de réglage de troisième zone et quatrième zone. Les tensions compensées des bandes obliques s'écrivent : Vab ± Ri * Ia = Vab ± Ri * Iab * (Ia / Iab) = Vab ± Ri * Iab * (1 - a) / 3

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Ri est la résistance de réglage. C'est aussi, aux erreurs d'angle près, la résistance par phase d'un défaut équilibré.

RF

La valeur complexe Ri * (1-a) / 3 a pour module Ri / √ 3, et pour argument - 30°. demi - largeur de bande mesurée sur l'axe des R vaut : AH = (Ri / 2) * ( 1 + cotg θ / √ 3 )

soit Ri / 2 pour θ = 75 °

(1)

2 - 3 - Caractéristique de mise en route lors d'un défaut monophasé.

X3 = 37,5 Ω

B

E

Ri / (1 + ko) = 12 Ω RF / (1 + ko)

X4 = 12,5 Ω

Echelle 1 cm = 10 Ω

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La

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 4 - Verrouillage antipompage Il est élaboré lorsque le point de fonctionnement dans le plan d'impédance de la boucle ab entre dans la caractéristique de mise en route 10 ms après être entré dans la zone d'antipompage. Cette zone, élaborée avec les mêmes grandeurs d'entrée que la mise en route de la boucle ab, est formée de: - deux zones situées entre les droites obliques de mise en route et deux droites qui leur sont parallèle, vers l'extérieur. La distance horizontale entre chacune des droites d'antipompage et la droite de mise en route correspondante, élaborée avec les grandeurs Vab et Ia, est une valeur fixe 2 * δ en ohm "basse tension" δ = 1,5 * In_secondaire (Ω)

(In_secondaire = 1 A ou 5 A)

Cette valeur est donc tributaire du rapport kz en haute tension. Dans l'exemple numérique choisi, la largeur 2*∆ "haute tension" vaut 2 * 7,5 * 1,1 = 2 * 8,25 Ω; - une zone située entre la droite horizontale de quatrième zone et une droite horizontale située en amont. La largeur de bande δ', élaborée avec les grandeurs Vab et Ia - Ib, est, en ohm "basse tension" de 2,2 * In_secondaire. Dans l'exemple numérique choisi, elle vaut ∆' = 12,1 Ω HT; - la zone située entre la droite horizontale de deuxième zone et celle de troisième zone. Cette zone a pour largeur minimale la largeur de bande amont définie ci-dessus. Le verrouillage antipompage ne bloque que les boucles biphasées.

2 - 5 - Sélection de phases. Elle utilise les éléments de mise en route. Elle ne nécessite aucun réglage.

2 - 6 - Mesures directionnelles. Elles utilisent les tensions directes mémorisées et les courants des boucles biphasées pour les défauts entre phases, la tension et le courant homopolaires pour les défauts phase - terre. Elles ne nécessitent aucun réglage.

2 - 7 - Mesure de distance La protection comporte 3 zones aval et une zone amont. La troisième zone aval et la zone amont sont limitées par les droites de mise en route.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la protection

nota: seuls les straps susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre sont indiqués. 3 - 1 - Résistance maximale détectable de défaut. La valeur affichable, en ohm basse tension, est : - pour les protections de calibre 5 A, un nombre entier situé entre 1 et 11 Ω, - pour les protections de calibre 1 A, c'est un multiple de 5 situé entre 5 et 55 Ω. 3 - 2 - Coefficients. - angle θ Il est choisi dans le tableau ci- dessous : θ

Position valeur

1 45°

2

3

4

5

6

7

8

9

50°

55°

60°

65°

70°

75°

80°

85°

- Coefficient de terre ko Il est donné par la formule ko = 0,1 * (Ko1 + Ko2 - 10)

Ko1 est un entier variant de 1 à 9 Ko2 peut prendre les valeurs 10 ; 20 ; 30

- Seuil de courant résiduel Ir = 0,24 * In

Le commutateur I1 est positionné sur HS sur la carte QMV

- Impédance de compensation zc du relais directionnel de terre Elle est choisie entre les valeurs suivantes : 0

1 / In

3,5 / In

Le choix est réalisé par un strap du module analogique 2 050 067

130 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 3 - Réglage de la zone 1 Les valeurs affichables sont données, pour chaque type de protection, dans les tableaux 1, 2, 3, 4 ci-après. La valeur retenue est affichée grâce aux paramètres M1 et K1. TABLEAU 1 PD3A 6062, calibre 1 A - réglage de la première zone X1 K1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0,5 0,515 0,53 0,55 0,565 0,585 0,605 0,625 0,645 0,665 0,69 0,71

0,745 0,765 0,79 0,82 0,84 0,87 0,9 0,93 0,96 0,99 1,03 1,06

1,09 1,125 1,155 1,2 1,23 1,275 1,32 1,365 1,405 1,45 1,505 1,55

1,6 1,65 1,695 1,76 1,81 1,87 1,935 2 2,065 2,13 2,21 2,345

2,37 2,415 2,485 2,58 2,65 2,745 2,835 2,93 3,025 3,12 3,235 3,33

3,45 3,555 3,655 3,795 3,9 4,035 4,175 4.31 4,45 4,59 4,76 4,9

5,1 5,25 5,4 5,6 5,75 5,95 6,15 6,35 6,6 6,8 7,05 7,25

7,5 7,7 7,95 8,25 8,45 8,75 9,05 9,35 9,65 9,95 10,35 10,65

11,05 11,4 11,87 12,15 12,5 12,95 13,35 13,8 14,25 14,7 15,25 15,7

16,25 16,75 17,2 17,85 18,35 19 19,65 20,3 20,95 21,6 22,4 23,05

23,9 24,6 25,35 26,3 27 27,95 28,9 29,85 30,85 31,8 33 33,95

35,1 36,15 37,2 38,6 39,65 41,05 42,45 43,85 45,3 46,7 48,45 49,85

M1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

TABLEAU 2 PD3A 6062, calibre 5 A - réglage de la première zone X1 On utilise le tableau n° 1 en divisant les chiffres par 5 TABLEAU 3 PD3A 6562, calibre 1 A - réglage de la première zone X1 K1 M1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0,5 0,515 0,53 0,55 0,57 0,585 0,605 0,63 0,65 0,67 0,695 0,715

0,76 0,785 0,805 0,835 0,865 0,89 0,92 0,955 0,985 1,02 1,05 1,085

1,1 1,14 1,165 1,215 1,255 1,295 1,34 1,385 1,43 1,48 1,53 1,575

1,625 1,68 1,725 1,795 1,855 1,91 1,975 2,045 2,11 2,185 2,26 2,325

2,36 2,44 2,5 2,6 2,695 2,77 2,87 2,965 3,06 3,17 3,275 3,37

3,49 3,605 3,7 3,75 3,98 4,095 4,24 4,385 4,525 4,685 4,845 4,985

5,15 5,35 5,45 5,7 5,9 6,05 6,25 6,5 6,7 6,95 7,15 7,35

7,6 7,85 8,05 8,4 8,7 8,95 9,25 9,55 9,85 10,2 10,55 10,85

11,2 11,55 11,85 12,35 12,75 13,15 13,6 14,05 14,5 15,05 15,55 16

16,45 17 17,45 18,15 18,75 19,3 20 20,65 21,3 22,1 22,85 23,5

24 24,8 25,45 26,45 27,4 28,2 29,15 30,15 31,1 32,25 33,3 34,3

35,55 36,7 37,65 39,15 40,55 41,7 43,15 44,6 46,05 47,7 49,3 50,5

TABLEAU 4 PD3A 6562, calibre 5 A - réglage de la première zone X1 On utilise le tableau n° 3 en divisant les chiffres par 5

131 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 4 - Réglage de la zone 2 - PD3A 6062 L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue en multipliant le réglage de première zone par le coefficient k2. Ce denier est affiché au moyen du commutateur K2. commutateur K2 valeur k2

1 1

2 1,15

3 1,34

4 1,55

5 1,80

6 2,08

7 2,40

8 2,78

9 3,22

10 3,73

11 4,32

12 5

- PD3A 6562 Les valeurs possibles d'impédance basse tension limitant cette zone sont données grâce aux deux tableaux ciaprès. La valeur retenue et affichée grâce aux paramètres M2 et K2. TABLEAU 5 PD3A 6562, calibre 1 A - réglage de la deuxième zone X2 K2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2,54 2,625 2,695 2,805 2,905 2,99 3,095 3,2 3,305 3,43 3,55 3,65

3,84 3,97 4,07 4,235 4,385 4,52 4,68 4,84 4,995 5,2 5,35 5,5

5,55 5,75 5, 6,15 6,35 6,55 6,8 7 7,25 7,5 7,8 8

8,25 8,5 8,75 9,1 9,4 9,7 10,05 10,4 10,75 11,1 11,5 11,85

11,95 12,35 12,7 13,2 13,65 14,05 14,55 15,05 15,55 16,15 16,7 17,2

17,7 18,3 18,75 19,5 20,2 20,8 21,85 22,3 23 23,85 24,7 25,4

26,1 27 27,7 28,85 29,85 30,75 31,85 32,95 34 35,25 36,5 37,55

38,5 39,85 40,85 42,5 44 45,35 46,95 48,55 50 52 54 55,5

56,5 58,5 60 62,5 65 66,5 69 71,5 74 76,5 79 81,5

83,5 86 88,5 92 95 98 101,5 105 108,5 112,5 116,5 120

121,5 125,5 129 134 139 143 148 153 158 164 169,5 174,5

180 186 191 198,5 205 211,5 219,5 227 234 243 251,5 258,5

M2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

TABLEAU 6 PD3A 6562, calibre 5 A - réglage de la deuxième zone X2 On utilise le tableau n° 5 en divisant les chiffres par 5 3 - 5 - Réglage de la zone aval - PD3A 6062 (1 A ou 5 A) L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue en multipliant le réglage de première zone par le coefficient k3. Ce denier est affiché au moyen du commutateur K3. commutateur K3 valeur k3

1 1

2 1,23

3 1,51

4 1,87

5 2,31

6 2,84

7 3,51

8 4,32

9 5,33

10 6,57

11 8,11

12 10

- PD3A 6562(1 A ou 5 A) L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue en multipliant le réglage de deuxième zone par le coefficient k3. Ce denier est affiché au moyen du commutateur K3. commutateur K3 valeur k3

1 1

2 1,09

3 1,18

4 1,29

5 1,40

6 1,52

132 / 100

7 1,65

8 1,80

9 1,95

10 2,12

11 2,3

12 2,5

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 6 - Réglage de la zone amont - Protection 1 A (PD3A 6062 ou 6562) L'impédance basse tension limitant cette zone est choisie en utilisant le tableau suivant : commutateur K4 1 valeur x4 2,5

2 3,1

3 3,8

4 4,7

5 5,8

6 7,1

7 8,8

8 10,85

9 13,35

10 16,45

11 20,3

12 25

- Protection 5 A (PD3A 6062 ou 6562) L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue à partir du même tableau, en divisant x4 par 5. 3 - 7 - Choix du système de téléaction Il est réalisé grâce à des commutateurs dont la liste est donnée ci-dessous : - 225 kV

- 90 et 63 kV

Pas de téléaction

commutateur commutateur

I-7 de la carte QLD I-1 de la carte QMR

ES ES

Accélération

commutateurs commutateur

I-5 et I-8 de la carte QLD I-1 de la carte QMR

ES ES

Verrouillage

commutateurs commutateur

I-1, I-8, I-10 de la carte QLD I-1 de la carte QMR

ES ES

Pas de téléaction

Rien

Accélération

commutateur

I-5 de la carte QLD

ES

Verrouillage

commutateurs

I-1et I-10 de la carte QLD

ES

0 à 99 ms 0 à 990 ms

par pas de 1 ms ou par pas de 10 ms

3 - 8 - Temporisations - temporisation de premier stade

t1 :

Le passage d'une échelle à l'autre se fait par un commutateur C qui prend les valeurs 1 et 10. - temporisation de deuxième stade t2 : - temporisation de troisième stade t3 : - temporisation de quatrième stade t4 :

0 à 990 ms 0 à 9900 ms 0 à 9900 ms

133 / 100

par pas de 10 ms par pas de 100 ms par pas de 100 ms

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Etude du report de charge triphasé sur ligne double. 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit Nous nous plaçons toujours dans le plan de référence des défauts entre phases. -données "réseau" Nous calculons le coefficient de report de charge d'après la formule (4) du § 113 de l'annexe 2. Dans l'exemple numérique choisi, nous trouvons C = 1,76.

N4

cercle C3

N2 N3 Cercle C1

Cercle C2

N6 N1

Echelle 1 cm = 20 Ω N5

Cercle C4

Le cercle 1 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité A de la ligne. Son rayon est ZT / C = 115 / 1,76 = 66 Ω. Le cercle 2 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité B de la ligne. Il a le même rayon. Les cercles C3 et C4 ont un rayon de 64 Ω. Leurs centres ont respectivement pour affixe 78 Ω ∠ 76 ° et - 53 Ω ∠ 76 °

134 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - données "protection" La demi-largeur des bandes de mise en route est : (Ri / 2) * (1 + cotg θ / √ 3 ), soit, pour θ = 75° :

(voir § 22)

Ri / √ 3 = 11,5 Ω δ * kz * (1 + cotg θ / √ 3 ), soit, ici, 9,8 Ω

La largeur des oeillères d'antipompage est :

Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2. - coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

135 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande oblique. N D'

D M

ε K H'

θ

A

H

Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par: AK = AM * cos ε MK = AM * sin ε HK = MK * cotg θ d'où:

AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ sin ( θ - ε )

que l'on peut écrire

AH = AM * sin θ

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que : sin ( θ − ε) 1,1 * AM < 0,9 * AN,

d'où

1,1 * AH < 0,9 *

* AN

(1)

sin θ - insensibilité vis à vis des reports de charge triphasés Nous choisissons comme valeur de θ la première valeur trouvée inférieure à ϕ. Nous comparons la position des points névralgiques N1, N3, N5 à la droite D, puis celle de N2, N4, N6 à la droite D'. Nous obtenons des inéquations du type sin (θ - εi)

0,9 AH <

* ANi * 1,1

sin (εi - θ)

0,9 (i = 1, 3, 5)

H'A <

sin θ

* ANi * 1,1

(i = 2, 4, 6) sin θ

Nous choisissons la valeur de AH, ou de AH', la plus faible. Nous en tirons, d'après le § 22, formule (1) appliquée aux bandes d'antipompage, la résistance Rap : AH = (Rap / 2) * (1 + cotg θ / √ 3 )

d'où

Rap = 2 * AH * √ 3 / ( cotg θ + √ 3 )

De cette valeur nous enlevons la largeur de la bande d'antipompage et nous trouvons la résistance de réglage des droites obliques : R image = Rap - 2 * δ * kz Le programme Parapluie donne, compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants : Rimage = 60,5 Ω «haute tension », soit 55 Ω «basse tension »,

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double 4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit Ce report peut être contraignant, car le relais à courant homopolaire est un relais à seuil fixe. La protection est alors orientée sur les boucles phase-terre par ce relais pendant le cycle. - zone de fonctionnement. Le sélecteur de phase s'oriente sur la boucle a - terre de la ligne saine. D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut : Ia = C * It, et le courant résiduel maximal vaut : 2 Ir = (C - 1) * (3 -

)

(1)

koL - koM + 1

D'où nous tirons :

Ia + ko_protection * Ir = C' * It

en posant :

C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 -

(2) 2 )

(3)

koL - koM + 1 ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de phase des boucles terre : r' = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Zt / C' Les bandes obliques actives de la protection sont celles des boucles terre, utilisant les tensions simples et les courants simples. D'où le diagramme :

137 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

N'4

cercle C'3

N'2 N'3 Cercle C'1

Cercle C'2

N'6 N'1

Echelle 1 cm = 20 Ω N'5

Cercle C'4

Par rapport au report de charge triphasé, la caractéristique de mise en route est élargie, et les cercles C'1 et C'2 sont plus petits que C1 et C2. Mais il n'y a plus la contrainte de la zone d'antipompage. Les affixes des points névralgiques N'i se déduisent de celles des points Ni en remplaçant C par C' dans les formules du § 4 - 1 4 - 2 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit La largeur des bandes obliques des boucles phase terre vaut, pendant un cycle de réenclenchement monophasé, AH = Ri * Ia / (Ia + ko_protection * Ir) = Ri * C / C' Nous déterminons la valeur minimale de AH par les formules sin (θ - εi)

0,9 AH <

* AN'i * 1,1

sin (εi - θ)

0,9 (i = 1, 3, 5)

sin θ

H'A <

* AN'i * 1,1

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(i = 2, 4, 6) sin θ

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 puis nous trouvons Rimage = AH min * C' / C Le programme Parapluie donne, compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants : Rimage = 50 Ω «haute tension », soit 45 Ω «basse tension », Comme la protection ne comporte qu'un seul réglage de résistance image, nous prenons la plus faible des valeurs obtenues entre le report monophasé et le report triphasé. Nous prenons alors 48,5 Ohm. Comme seule les valeurs multiples de 5 sont disponibles, nous choisissons 45 Ohm. La valeur retenue pour ko est la plus proche de celle du réseau, à savoir 0,7 La valeur retenue pour θ est 75° Nota: L'étude du report de charge monophasé n'est pas réalisée si la protection est installée sur un départ 90 kV ou 63 kV. 4 - 3 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d' antipompage ( voir § 22 et § 24) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X3 K

S

Ri + δ * kz)*(1 +

AH = ( 2 A

H

X4+δ'∗kz

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: 1,1 [

__ * AS ]² ≤ N1²

0,9 __ __ __ Or AS = AK + KS,

Ri soit

+ δ * kz) * (1 +

AS² = X3² + [X3* cotgθ + ( 2

√ (0,9 * N1 / 1,1)² - X3² - X3 * cotgθ d'où

Ri = 2 * [ 1 + cotg θ / √ 3

4 - 4 - Liaison centrale poste La PD3A n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste

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- δ * kz]

cotg θ )] ² √3

cotg θ ) √3

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons :

0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau. La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence. 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé Si l'angle θ de l'image de la ligne est identique à l'angle réel ϕ de la ligne, Rf = Rimage Sinon Rf = Rimage pour un défaut près de la protection Rf = Rimage + X1 * (tg θ - tg ϕ) en limite de première zone 7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc Dans tous les cas de défaut : AK = X3 / sin θ (voir § 21) AL = X4 / sin θ 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision» Pour la PD3A, la bande située entre la limite de deuxième zone et la limite de troisième zone est utilisée pour la fonction antipompage. Nous vérifions les inégalités X3 > 1,3 * X2

X3 > X2 + 11 * kz * sin θ / In_secondaire

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * X3 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La PD3A n'est pas concernée. 8 - 2 - Portée résistive « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La PD3A n'est pas concernée

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la PD3A répond à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» 1,15 * X4 + 11 * kz / In_secondaire < 0,8 * Xdmini_transfo_amont ou, a minima 1,15 * X4 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » cette condition ne s'applique que pour les défauts polyphasés, la fonction "direction" sur défaut monophasé étant réalisée par un critère homopolaire, par nature insensible à la résistance du défaut. Pour les défauts phase - phase, la droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. La condition devient: X4 > Ri * sin (2 * θ) / 4 Par sécurité nous prenons X4 > Ri / 4

Ri / 2

θ θ X4mini

droite d'inversion condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 PXL C La protection PXLC utilisée sur le réseau EDF comporte toujours le module antisaturation, le module mémoire de tension, et le module antipompage. Elle n'est pas utilisée en 400 kV. Elle existe en 2 variantes, correspondant aux courants nominaux 1 A et 5 A. Sur les réseaux 90 kV et 63 kV elle est associée à la PSEL 3003, qui joue le rôle de protection de secours. Cette dernière se compose de deux parties: La PSEL 3001 pour les défauts phase terre, et la PSEL 3002 pour les défauts entre phases . La PSEL 3001 est étudiée dans l'annexe 6 - 71 La PSEL 3002 est basée sur un principe différent: c'est une protection à mesure de puissance homopolaire. Elle n'est pas étudiée dans le programme Parapluie. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées - Mise en route C'est une mise en route circulaire décalée, centrée sur l'axe des réactances.

2*X4

affixe de c = X4 - X5 rayon : X4 + X5

c

Echelle 1 cm = 10 Ω

2 * X5

Elle utilise les grandeurs d'entrée suivantes : - en l'absence de courant de terre : (Va - Vb) et Ia ;

(Vb - Vc) et Ib ;

- en présence de courant de terre :

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(Vc - Va) et Ic

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Va et Ia ;

Vb et Ib ;

Vc et Ic

Ce sont les mêmes que celles utilisées pour la RXAP. Les tensions des boucles biphasées tournent en sens inverse de celles utilisées pour la LZ 95 et pour la RAZOA. Le cercle est donné, dans chaque boucle biphasée, par une équation du type : (Va - Vb) / Ia - (X4 - X5)  <  (X4 + X5) 

(1)

et, dans chaque boucle monophasée, par :  (Va / Ia) - (X4 - X5)  <  (X4 + X5) 

(2)

- Verrouillage antipompage L'ordre de verrouillage est élaboré grâce au cercle de mise en route de la boucle ab, et d'un cercle concentrique utilisant les mêmes grandeurs d'entrée, à savoir Va - Vb et Ia. Son rayon vaut : Rap = X4 + X5 + δ*X4 Il n'est pas opérant lorsqu'il y a présence de courant résiduel. - Sélection de phase Elle est réalisée par les mises en route. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe. - Mesures de distance Le courant image est : Ia - Ib Ia + ko * Ir Le courant pilote est : Ia - Ib Io Ia

sur la boucle ab sur la boucle a - terre,

... ...

sur la boucle ab, sur la boucle a - terre en première zone, sur la boucle a - terre en deuxième zone

... ... ...

La protection n'utilise qu'un seul relais, dont les entrées sont affectées par le sélecteur de phases. - Direction La protection possède un seul relais, dont les entrées sont affectées par le sélecteur de phases. L'entrée courant reçoit une tension proportionnelle au courant de la phase en défaut, et l'entrée tension reçoit la tension directe mémorisée d'une autre phase.

Application numérique : ligne 225 kV d'impédance directe 25 ohm, d'intensité maximale transitée en permanence It = 1000 A, de coefficient de terre ko = 2/3, et d'argument θ = 76 °, et de coefficient de mutuelle homopolaire km = 0,4. Le rapport kz = impédance HT / impédance BT vaut 1,1, correspondant à un courant nominal primaire de 2000 A Nous choisissons a priori, pour tracer les diagrammes, les réglages suivants : réglage de X4 = 37,5 Ω "haute tension", réglage de X5 = 18,75 Ω "haute tension".

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Défaut biphasé, entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. Dans ce cas, Ia = - Ib ; le plan d'impédance est le plan défini par l'équation : Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) = (Va - Vb) / (2 * Ia), et la condition énoncée en (1) devient : Z -( (X4 - X5) / 2) < (X4 + X5)  / 2 Le cercle obtenu est homothétique du précédent dans le rapport 2.

X4

RF / 2

affixe de c = (X4 - X5) / 2 rayon : X4 + X5 / 2

c ϕ Echelle 1 cm = 10 Ω

X5

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 2 - Caractéristique de mise en route en cas de défaut triphasé équilibré ou de fonctionnement normal. Dans ce cas, Ib = a² * Ia Le plan considéré est le plan d'impédance de référence défini par l'équation : Va - Vb Z=

Va - Vb =

et l'inéquation (1) devient :

Ia - Ib

Ia * (1 - a² )

Va - Vb  Ia * (1 - a² ) soit,

Ia * ( 1 - a² ) - (X4 - X5)  <

*

 X4 + X5 

Ia

 Z * (1 - a² ) - (X4 - X5)  <  X4 + X5 

Le vecteur Z * (1 - a² ) décrit un cercle de rayon X4 + X5, et dont le centre, situé sur l'axe des réactances, a pour ordonnée X4 - X5. Le vecteur Z décrit un cercle obtenu en faisant subir au cercle précédent une homothétie complexe de module 1 / √ 3, et d'argument - 30°. Son centre c a pour affixe X4 - X5 Ac =

X4 - X5 , +j*

2*√ 3

2

et son rayon: X4 + X5 r= √3

(2+δ)*X4/√ 3

2*X4/√ 3

B RF Echelle 1 cm = 10 Ω c ϕ

α = 60°

A

2*X5/√3

(2+δ)*X5/√ 3 RF

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

2- 3 - Caractéristique de mise en route en cas de défaut monophasé sur la phase a. Va Le plan d'impédance de référence est défini par l'équation (4):

Z= Ia + ko *Ir Va

Si la ligne est à vide, Ia = Ir, d'où:

Z= (1 + k0 ) * Ia Va

Ia + k0 * Ir



et l'inéquation (2) devient:

- (X4 - X5)  <  X4 + X5 

* Ia + k0 * Ir

Ia

Z * (1 + k0 ) - (X4 - X5) < X4 + X5 

soit:

Le cercle de mise en route est un cercle centré sur l'axe des réactances. L'ordonnée du centre est:

(X4 - X5) / (1 + k0 )

Le rayon est:

X4 + X5 / (1 + k0 )

B'

B RF / (1 + ko)

H' Echelle 1 cm = 10 Ω

c ϕ A

H

147 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage nota : seuls les straps susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre sont indiqués. 3 - 1 - Réglage des mises en route (module QMR). Il est réalisé au moyen du paramètre N4, qui peut prendre toutes les valeurs entières de 1 à 99 grâce à deux roues codeuse. La portée aval est donnée par : 500 x4 =

(In_secondaire = 1A ou 5 A) In_secondaire * (N4 + 1)

La portée amont est donnée par:

K5 k5

1 1/8

x5 = k5 * x4

2 1/4

3 1/2

la valeur de k5 étant donnée par le commutateur K5

4 1

3 - 2 - Coefficients (module QAH) - seuil de courant de phase : il n'est pas réglable et vaut 0,2 * In_secondaire - seuil de courant de terre : il est réglable par une roue codeuse à 16 positions Pir = 0, ... 15. Ir = 0,2 * In_secondaire * Pir - coefficient de terre ko : il est réglable par une roue codeuse à 16 positions Pko = 0, ... 15 ko = 0,1 * Pko - argument θ de l'image de la ligne : il est réglable par une roue codeuse à 16 positions Pθ = 1, ... 15 θ Pθ

1 86

2 83

3 79

4 76

5 72

6 69

7 66

8 63

9 60

10 58

11 55

12 53

13 51

14 49

15 47

16 45

3 - 3 - Réglage des zones (module QM) - zone 1 Le réglage est réalisé à l'aide du paramètre a1 qui peut prendre 4 valeurs grâce à une roue codeuse :

Pa1 a1

1 1

2 5

3 25

4 100

et du paramètre N1 qui peut prendre toute les valeurs entières de 0 à 99 grâce à deux roues codeuses. 20 * a1 x1 = In_secondaire * (N1 + 1) - zone 2 Le réglage est réalisé de la même manière que celui de la zone 1, en utilisant les paramètres a2 et N2 qui peuvent prendre les mêmes valeurs.

148 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 4 - Réglage de l'antipompage (module QW) Il est réalisé grâce aux commutateurs S1 ; S2 ; S3. S1

S2

S3 δ=1



δ = 0,4



δ = 0,2



δ = 0,1

3 - 5 - Choix du système de téléaction Il est choisi grâce au strap S6 qui peut prendre les positions : 4 = accélération de stade 2 = blocage 3 - 6 - Temporisations Chacune d'elles est ajustée par deux roues codeuses affichant une position PT = 1, ... 99. - premier stade (schéma à blocage) :

T1 * 5 * PT1 ms

( le temps retenu est généralement 60 ms avec une téléaction haute fréquence, et 75 ms avec une téléaction basse fréquence) - deuxième stade Si le strap S6 occupe la position

T2 = 10 * PT2 ms 

S'il occupe la position



T2 = 100 * PT2 ms

- troisième stade

T3 = 100 * PT3 ms

- quatrième stade

T4 = 100 * PT4 ms

149 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul des paramètres de mise en route 4 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit - données "réseau" Nous nous plaçons toujours dans le plan de référence des défauts entre phases. Le cercle C1 est centré en A, origine de la ligne. Le cercle C2 est centré en B, extrémité de la ligne, d'affixe ZL Ils ont pour rayon Vmin /(C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 113 de l'annexe 2. Dans l'exemple numérique, C = 1,76, et le rayon vaut 66 Ω. Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ),

soit, ici, 78 Ω ∠ 76 ° soit, ici, - 53 Ω ∠ 76 °

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ),

soit, ici, 64 Ω.

Ω3

N4

cercle C3

N2 N3 Cercle C1

c

Cercle C2

N6 N1

Ω4

Cercle C4

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Echelle 1 cm = 20 Ω N5

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - Données "protection" - j * 30 c = centre du cercle de mise en route et d'antipompage, d'affixe ((X4 - X5) / √ 3 ) * e soit: (X4 - X5) / (2 * √ 3 ) + j * (X4 - X5) / 2

= 5,4 + j * 9,4 Ω

cercle de mise en route, de rayon X4 + X5 / √ 3 cercle d'antipompage,

de rayon (1 + δ) * X4 + X5 / √ 3

= 32,4 Ω = 41,3 Ω

(si δ = 0,4)

Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2. - Rappel des coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et un cercle

N c α

M ε

A .

La compatibilité entre le point N et le cercle d'antipompage s'écrit : 0,9 * AN > 1,1 * AM

(1)

En résolvant le triangle AcM nous trouvons : Ac² + AM² - 2 * Ac * AM * cos (α − ε) = cM²

(2)

- Application au cercle d'antipompage Ac = (X4 - X5) / √ 3 cM = [ ( 1 + δ ) * X4 + X5] / √ 3 α = 60° (voir § 2-2)

(3) (4)

Si nous posons k5 = X5 / X4, nous obtenons, en résolvant l'équation (2) : √ (1-k5)² * cos² (60°-ε) + 4*k5 + δ² + 2*δ + 2*δ*k5 -(1-k5) * cos(60°-ε) X4 < 4*k5 + δ² + 2*δ + 2*δ*k5

0,9 *√3 *

* AN

(5)

1,1

Pour le choix de k5, le constructeur préconise les valeurs suivantes: k5 = 1 pour une ligne courte, et 1 / 2 pour une ligne longue. δ=1 δ = 0,4 δ = 0,2 δ = 0,1

pour pour pour pour

5 / In_secondaire 12,5 / In_secondaire 25 / In_secondaire 50 / In_secondaire

< < < <

X4 / kz < X4 / kz < X4 / kz < X4 / kz

12,5 / In_secondaire 25 / In_secondaire 50 / In_secondaire

Nous appliquons l'équation (5) à chaque point névralgique, de module AN et d'argument ε, et nous gardons la plus petite valeur de X4. Mais comme nous ne connaissons pas X4 pour choisir δ, nous supposons a priori que X4 = 1,2 * 1,3 * ZL, et nous vérifions ensuite que la valeur de X4 retenue ne modifie pas δ.

Le programme Parapluie donne les résultats suivants: X4 = 45,83 Ω k5 = 1/2

«haute tension », δ = 0,2

soit

41,67 Ω «basse tension »,

ce qui correspond à un cercle de rayon 39,69 Ω et dont l'abscisse complexe du centre vaut 6,6 + j * 11,45 Ω

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne double (225 kV uniquement) Ce report peut être contraignant, car le relais à courant homopolaire est un relais à seuil fixe. La protection est alors orientée sur les boucles phase - terre par ce relais pendant le cycle. - zone de fonctionnement. Le sélecteur de phase s'oriente sur la boucle a - terre de la ligne saine. D'après la formule (12) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut : Ia = C*It 2 et le courant résiduel maximal vaut: Ir = (C - 1) * (3 ) (1) koL - koM + 1 Le plan d'impédance de la boucle phase a - terre est défini par Va / (Ia + ko_protection * Ir) ko_protection étant le coefficient de terre affiché sur la protection, compte tenu des contraintes du § 32 . D'où nous tirons:

Ia + ko_protection * Ir = C' * It

(2) 2

en posant :

C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 -

)

(3)

koL - koM + 1 Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de phase des boucles terre : r = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Vmin / (C' * It)

cercle C3 cercle C'2 N'4 N'2 Cercle C'1 N'6

N'3 c

N'1 N'5 Echelle 1 cm = 20 Ω

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - caractéristique de la protection La caractéristique est définie par : Va

Ia + ko_protection * Ir



- (X4 - X5)  <

* Ia + ko_protection * Ir

X4 + X5

soit :

Ia

C' Z*

- (X4 - X5) 

<

X4 + X5

C C Le cercle de mise en route est alors un cercle de rayon

(X4 + X5) *

, C' C

et dont le centre, situé sur l'axe des réactances, a pour ordonnée: (X4 - X5) * C' - Rappel des coordonnées des points névralgiques Il suffit de remplacer C par C' dans les formules du § précédent pour obtenir les points N'i.

- Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route La comparaison du cercle de mise en route phase terre avec les points névralgiques diffère de la précédente sur les points suivants : - pas d'antipompage (δ = 0) - cercle centré sur l'axe des réactances : α = 90° - comme les grandeurs utilisées pour définir le cercle de mise en route sur les boucles phase terre sont Va et Ia, les formules (3) et (4) du § précédent deviennent: Ac' = ( X4 - X5) * C / C' cM = ( X4 + X5) * C / C' D'où la formule: (k5-1) * sin ε' + √ (1-k5)² * sin² ε' + 4*k5

C' X4 <

* C

0,9 *

4 * k5

* AN'

(1)

1,1

Dans l'application numérique, le rayon du cercle de mise en route vaut 48 Ω, et l'ordonnée du centre vaut 16 Ω. Le programme Parapluie donne les résultats suivants: X4 = 30,56 Ω k5 = 1 / 2

«haute tension »,

soit

27,78Ω «basse tension »,

Nous choisissons la plus faible des deux valeurs basse tension obtenues au § 412 et au § 42, à savoir 33,5 Ohm. La valeur affichable sur la protection et immédiatement inférieure à cette valeur est, compte tenu des posssibilité énoncées au § 31 : 29,4 Ohm, obtenue pour N4 = 16 . Le seuil du relais de courant résiduel Ir est généralement réglé à 1,2 * In. En effet, la faible sensibilité de la protection aux défauts résistants rend inutile, dans la plupart des cas, une plus grande sensibilité de ce relais.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 3 - Alimentation d'un client,. compatibilité entre un cercle décalé et un cercle centré sur l'origine

0,9 AM ≤

N * AN

1,1

M

C A

Or, d'après le § 22 et le § 1 "verrouillage antipompage" AM = X4 * (2 + δ) / √ 3 √3

0,9 D'où :

X4 ≤

*N* 1,1

2+δ

où N est le rayon du cercle limitant la zone de transit, à savoir: Vmin N=

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. It

4 - 4 - Liaison centrale poste La PXLC n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL Nous retenons X1 ≤ 0,80 * XL Nous choisissons, pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement inférieure, compte tenu du § 33. - lignes courtes Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons :

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

ou

X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

Nous choisissons pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement supérieure, compte tenu du § 33. 5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure, nous trouvons : 0,85 * X2 > 1,05 * XL.

Nous retenons

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte 0,85 * X2 > 1,05 * XL Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

ou

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

Nous choisissons pour X2 basse tension, la valeur disponible immédiatement supérieure, compte tenu du § 33. Nota : Le coefficient θ, qui ne sert qu'au réglage des zones est choisi le plus proche possible de ϕ, compe tenu des contraintes du § 32 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes) 6 - Temporisations

voir § 36

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre - près du poste considéré (point H du § 23) Nous résolvons le triangle AcH, et nous trouvons : 2 * √ X4 * X5 AH =

RF = 2 * X4 * √ k5

soit

(1)

1 + ko - à l'autre extrémité de la ligne Nous résolvons le triangle B'cH', puis nous retirons BB' de B'H', et nous trouvons: RF = (1+ko) * BH' = √ 4*X4²*k5 + 2*X4*(1-k5)*XL*(1+ko) - XL²*(1+ko)² - XL*cotgϕ*(1+ko)

(2)

7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc - défaut biphasé (voir § 21) Portée aval :

AK = (1 / 2) * [X4 * (1 - k5) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ]

(3)

Portée amont :

AL = (1 / 2) * [X4 * (k5 - 1) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ]

(4)

- défaut triphasé ou fonctionnement équilibré (voir § 22) Portée aval :

AK = (1/√ 3) * [X4 * (1 - k5) * cos (ϕ − 60°) + X4 * √ (1 - k5)² * cos² (ϕ - 60°) + 4 * k5 ] (5)

Portée amont :

AL = (1/√ 3) * [X4 * (k5 - 1) * cos (ϕ − 60°) + X4 * √ (1 - k5)² * cos² (ϕ - 60°) + 4 * k5 ] (6)

- défaut monophasé (voir § 23) Portée aval :

AK = [1 / (1 + ko)] * [X4 * (1 - k5) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ]

(7)

Portée amont :

AL = [1 / (1 + ko)] * [X4 * (k5 - 1) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ]

(8)

- portée de l'antipompage. Elle se déduit de celle du fonctionnement équilibré en remplaçant : X4

par

Xap4 = X4 * (1 + δ / 2)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Nous vérifions l'inégalité: X_aval > 1,3 * X2

X_aval étant la projection de AK sur l'axe des réactances (voir § 21)

pour les défaut biphasés qui sont les plus contraignants. Nous posons donc X_aval = AK * sin ϕ,

AK étant calculé par la formule (3) du § 72

Si cette condition n'et pas réalisée, nous recommençon avec un k5 plus faible. condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * X3 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval Le cas le plus contraignant est celui du défaut triphasé. Nous posons donc : X_aval = AK * sin ϕ,

AK étant calculé par la formule (5) du § 72

Si nous voulons que la zone d'antipompage reste elle ausi insensible aux défauts situés de l'autre coté du transformateur, nous utilisons la même formule, dans laquelle nous avons remplacé X4 par X4 * (1 + δ / 2). condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La PXLC n'est pas concernée. 8 - 2 - Portée résistive « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La PXLC n'est pas concernée 8 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la PXLC répond à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 1,15 * X_amont < 0,8 * Xdmini_transfo_amont Le cas le plus contraignant est celui du défaut triphasé. Si nous voulons que seule la mise en route ne dépasse pas les transformateur, nous posons * X_amont = AL * sin ϕ

AL étant calculé par la formule (6) du § 72.

Si nous voulons que l'antipompage ne dépasse pas les transformateurs, nous remplaçons, dans la formule (6) du § 72, X4 par X4 * (1 + δ / 2) Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » Cette condition ne s'applique par à la PXLC. condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 ANNEXE 6 - 71 La PSEL 3002 est une protection non directionnelle, qui se résume à une mise en route en parallélogramme. Elle utilise les grandeurs d'entrée: Va - Vb;

Vb - Vc;

Vc - Va;

Ia - Ib;

Ib - Ic;

Ic - Ia

La caractéristique est ainsi tracée directement dans les plans de référence des boucles phase phase.

X1

S R θ

X2 La portée aval X1 est réglée par deux roues codeuses, la première, rc1, graduée de 1 à 8, et la deuxième, rc2, de 1 à 16. Sa valeur est donné par: X1 = 0,4 * rc1 * rc2 La portée amont X2 est réglée par la roue codeuse rc3, graduée de 1 à 16. Sa valeur est donnée par: X2 = rc3 La portée résistive est réglée par la roue codeuse rc4, graduée de 1 à 16. Sa valeur est donnée par:

R = 2 * rc4 L' angle θ des droites obliques est réglé par la roue codeuse rc5, graduée de 1 à 16. Sa valeur est donnée par: θ = 44 + 2 * rc5 La temporisation T est réglée par un ensemble de deux roues codeuses rc6, gradué de 1 à 99. Sa valeur est donnée par: T = 20 * rc6 Pour les lignes d'interconnexion, la détermination de R se fait par l'inéquation sin ( θ − ει) 1,1 * R < 0,9 *

* ANi sin θ

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Pour les lignes alimentant un client, nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X1

S

A

R

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. 1,1 La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1² 0,9 soit: R ≤ √ (0,9 / 1,1)² * N1² - X1²

- X1 * cotg θ

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 RXAP Cette protection, de conception ancienne, n'est plus fabriquée depuis 1985. Elle restera cependant encore en service pendant de nombreuses années. De nombreuses variantes existent [127]. Parmi elles, nous trouvons une protection à mise en route elliptique. Les autre variantes ont des mises en route circulaires. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route circulaire Elle est réalisée par des transducteurs réalisant la comparaison entre les tensions suivantes : (Va - Vb) - 2 * Zi * Ia  et (Vb - Vc) - 2 * Zi * Ib  et (Vc - Va) - 2 * Zi * Ic  et

2 * MR *  Ia  (boucle ab) 2 * MR *  Ib  (boucle bc) 2 * MR *  Ic  (boucle ca)

(1)

Le seuil MR est le seuil de mise en route L'impédance Zi est appelée impédance image. Elle est interne à la protection. Son argument est fixé à 75 °. En cas de présence d'un courant de terre supérieur à 0,3 * (Ia - Ib) et à 0,3 * In, les entrées tension sont commutées et les comparaisons sont réalisées entre lestensions suivantes : Va - 2 * Zi * Ia  Vb - 2 * Zi * Ib  Vc - 2 * Zi * Ic 

et et et

2 * MR *  Ia  2 * MR *  Ib  2 * MR *  Ic 

(2)

Application numérique : ligne 225 kV ; impédance directe 25 ohm ; intensité maximale transitée en permanence It = 1000 A ; coefficient de terre ko = 2/3 ; coefficient de réactance mutuelle homopolaire km = 0,4 ;argument ϕ = 76 °. kz = 5,5, ce qui correspond à In primaire = 2000 et In secondaire = 5 Nous choisissons a priori, pour tracer les diagrammes, les réglages suivants : - réglage de MR = 25 Ω haute tension, - réglage de Zi = 12,5 Ω haute tension.

Pas de courant de terre

M

courant de terre

Va - Vb

Va

AM =

AM = 2 * Ia

c

Ac = Zi

2 * Ia 75°

cM = M

A

Ac = Zi cM = MR Echelle 1 cm = 10 Ω

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 1 - 2 - Mise en route elliptique Cette caractéristique a été développée pour protéger les lignes longues à fort transit, pour lesquelles la caractéristique circulaire était incompatible avec le transit. Elle est réalisée par des transducteurs réalisant, pour la boucle ab par exemple, la comparaison entre la somme des modules suivants : Va - Vb  + (Va - Vb) - K1 * Zr * (Ia - Ib)  et un seuil

(1)

K2 * Zr * Ia 

Zr est une impédance de module fixe et d'argument θ variable, K1 et K2 sont des coefficients variables. Pour la suite, nous posons : j*θ

j*θ

2*f

K1* Zr = f * e

K2 * Zr =

* e

E et l'équation de l'ellipse s'écrit alors, en divisant les deux membres par Ia - Ib : j*θ Z+Z-f*e

f  =2*

Ia 

* E



(2)

(Ia - Ib)

les paramètres f, E, et θ étant ceux utilisés pour régler la protection. A l'apparition d'un courant résiduel, les grandeurs d'entrée sont commutées, et la comparaison se fait entre :  Va  +  Va - K1 * Zr * (Ia + Ir)  et le seuil

K2 *  Zr * Ia 

(3)

L'équation de l'ellipse s'écrit alors, en divisant les deux membres par Ia + ko * Ir j*θ Z+Z-f*e

Ia + Ir

2*f  =

* Ia + ko*Ir

Ia *

E

(4) Ia + ko*Ir

Nous reprenons l'application numérique précédente, avec une impédance de ligne de 50 Ω, et nous choisissons les réglages suivants : réglage de f =

66 Ω HT

réglage de E =

0,87

réglage de θ = 75° 1 - 3 - Système de verrouillage antipompage - circulaire. Il est obtenu grâce à un cercle concentrique au cercle de mise en route, obtenu en réalisant la comparaison suivante, sur la boucle ac seule :  (Vc - Va) - 2 * Zi * Ic  et

2 * MRAP *  Ic 

Le seuil MRAP est le seuil d'antipompage, nécessairement réglé plus grand que MR. Dans l'exemple numérique, nous le prenons égal à 1,5 * MR.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

L'antipompage agit uniquement sur les déclenchements par boucle phase phase. - elliptique. Il est obtenu grâce à une ellipse extérieure à l'ellipse de mise en route, sur la boucle ac. Les paramètres f, Ep et θ de cette ellipse sont réglés indépendamment de ceux de l'ellipse de mise en route, mais nous choisissons généralement la même distance focale et le même argument, mais une excentricité Ep plus faible. Il agit uniquement sur les déclenchements par boucles phase phase. Dans l'exemple numérique, nous prenons Ep = 0,65 1 - 4 - Mesure de distance La protection comporte un seul relais, dont les entrées sont affectées par le sélecteur de phases. Ce relais compare la partie imaginaire de l'impédance qu'il mesure à un seuil donné, lui-même commuté en fonction du temps écoulé après la mise en route, pour obtenir le déclenchement en première zone, puis deuxième zone, puis troisième zone. le courant image est égal au courant pilote L'impédance mesurée est, suivant la boucle choisie : (Va - Vb) / (Ia - Ib) (Vb - Vc) / (Ib - Ic) (Vc - Va) / (Ic - Ia)

(1)

lorsqu'il n'y a pas de courant de terre, et Va / (Ia + k0 * Ir) Vb / (Ib + k0 * Ir) Vc / (Ic + k0 * Ir)

(2)

lorsqu'il y a présence d'un courant de terre. 1 - 5 - Sélection de phase Elle est réalisée par les mises en route. Le relais de seuil de courant de terre est un relais à pourcentage : I_seuil > 0,3 * (Ia - Ib) et à 0,3 * In. 1 - 6 - Fonction directionnelle La droite d'inversion du relais directionnel est obtenue lorsque l'intensité alimentant le relais directionnel, à savoir : Ia -Ib pour la boucle ab, Ib - Ic pour la boucle bc, Ic - Ia pour la boucle ca,

Ia pour la boucle a-terre, Ib pour la boucle b-terre, Ic pour la boucle c-terre,

est en retard de 70° par rapport à la tension alimentant ce relais, à savoir : Va - Vc pour les boucles ab et a-terre, Vb - Va pour les boucles bc et b-terre, Vc - Vb pour les boucles ca et c-terre. Nota: en cas de défaut triphasé franc proche du poste, Va - Vc devient nulle, et le relais ne peut plus effectuer sa mesure, C'est pourquoi la tension Va - Vc est délivrée au relais à travers un circuit mémoire qui maintient Va Vc à une valeur suffisante pendant le temps de la mesure.

164 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut. 2 - 1 - Caractéristique circulaire, défaut biphasé, entre les phases a et b, sur ligne à vide. Dans ce cas, Ia = - Ib. Va - Vb Z=

Le plan d'impédance considéré est le plan défini par :

Va - Vb = Ia - Ib

2 * Ia

Va - Vb et la condition (1) s'écrit :

- 2 * Zi  ≤ 2 * MR



d'où :

Z - Zi  < MR

Ia Le seuil MR est le rayon du cercle de mise en route, et l'impédance complexe Zi est le décalage du centre du cercle de mise en route par rapport à l'origine. Dans l'exemple numérique choisi, les défauts francs les plus éloignés vers l'aval sont vus à 150 % de la longueur de la ligne, et les plus éloignés vers l'amont sont vus à - 50 %. K 150 %

RF / 2 Droite d'inversion pour défaut franc

D c

A

20°

L'affixe du centre du cercle est Zi. Son rayon est MR. - 50 % L

En cas de défaut franc ou résistant sur ligne à vide au point D , l'équation de la boucle est : Va - Vb Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia + Zd * Ia, d'où

= Zd + RF / 2 Ia - Ib

La résistance maximale détectable RF au point de défaut est égale au double de la valeur lue dans le plan d'impédance. Tracé de la droite directionnelle Lorsque la tension Va - Vb tend vers 0 (défaut franc au poste entre les phases a et b), la tension Va - Vc lui devient perpendiculaire. La droite d'inversion fait alors un angle de 160 ° en avance, ou 20° en retard, par rapport à l'axe des R. Si le défaut devient résistant, la droite d'inversion tourne légèrement dans le sens négatif, pour se rapprocher de la position qu'elle avait en régime normal. (voir diagramme du § 2 - 2). A titre d'exemple, elle tourne de 7 ° si la résistance de défaut est égale, en valeur absolue, à l'impédance directe de court-circuit. Si c'est une autre boucle biphasée qui est sollicitée, les tensions et intensités sont commutées par les relais de mise en route et donnent la même droite d'inversion dans leurs plans d'impédance respectifs.

165 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 2 - Caractéristique circulaire, défaut triphasé équilibré et régime normal Dans ce cas, Ia = a * Ib Va - Vb Z= Ia - Ib

Le plan d'impédance considéré est le plan défini par :

Va - Vb = Ia * (1 - a²)

Va - Vb - 2 * Zi  ≤ 2 * MR



et la condition énoncée en (1) du § 11 s'écrit :

Ia  Z * (1 - a²) / 2 - Zi  ≤ MR

d'où:

La zone d'évolution du vecteur entre les barres ci-dessus est limitée par le cercle obtenu en faisant varier l'angle α de 0 à 360° dans l'expression j*α MR * e Pour obtenir la limite d'évolution de Z, nous décalons ce cercle de Zi, puis nous lui faisons subir une homothétie complexe de 2 / (1 - a² ), c'est à dire une homothétie de 2 / √ 3 et une rotation de - 30 ° Dans l'exemple numérique choisi, les défauts francs les plus éloignés vers l'aval sont vus à 152 %, de la longueur de la ligne, et les plus éloignés vers l'amont sont vus à - 56 %. Si un défaut résistant identique RF apparaît sur chaque phase, la ligne étant à vide, l'équation de boucle est : Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia - RF * Ib - Zd * Ib Va - Vb D'où :

= Zd + RF

La résistance maximale détectable au point D a la valeur lue dans le plan d'impédance de référence.

Ia - Ib K 160 % Droite d'inversion pour défaut franc

RF Le rayon du cercle est 2 * MR / √ 3 c Son centre a pour affixe : 2 * (Zi / √ 3 ) * e

- j * 30° = 2 * Zi / √ 3 ∠ 45 °.

50°

L -56 %

échelle 1 cm = 10 Ω

Tracé de la droite directionnelle La tension utilisée est Va - Vc et l'intensité Ia - Ib. Comme Va - Vb est en avance de 60 ° sur Va - Vc, la droite d'inversion, dans le plan d'impédance de la boucle ab, est une droite faisant un angle de 130 ° en avance, ou 50 ° en retard, par rapport à l'axe des R 2 - 3 - Caractéristique circulaire, défaut monophasé sur la phase a

166 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Va Le plan d'impédance est le plan défini par : Z = Ia + ko_protection * Ir Va Si la ligne est à vide, Ia = Ir, d'où :

Z= (1 + ko_protection) * Ia

et la condition énoncée en (2) du § 11 s'écrit: Z * (1 + ko_protection) / 2 - Zi  ≤ MR

2 * Zi Le cercle de mise en route est un cercle décalé par rapport à l'origine de : 1 + ko_protection 2 * MR et son rayon vaut : 1 + ko_protection Dans l'exemple choisi, les défauts francs les plus éloignés vers l'aval sont vus à 180 % de la longueur de la ligne, et les plus éloignés vers l'amont sont vus à - 70 %. En cas de défaut résistant sur ligne à vide au point D, l'équation de la boucle est : Va = ZD * Ia + RF * Ia + ko_protection * ZD * Ia Va D'où :

= ZD + RF * (1 + ko_protection) Ia * (1 + ko_protection )

La résistance maximale détectable RF est égale à la valeur lue dans le plan d'impédance, multipliée par 1 + ko. 180 % K

RF / (1 + ko_protection) B

H' γ

c γ

H

A 20° L -60 %

Droite d'inversion pour défaut franc échelle 1 cm = 10 Ω

Le rayon du cercle est 2 * MR / (1 + ko_protection) Son centre c a pour affixe 2 * Zi / (1 + ko_protection)

167 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Tracé de la droite directionnelle

Le relais de terre et les relais de mise en route commutent les tensions et intensités à l'entrée du relais directionnel. Elles deviennent, pour la boucle a-terre, Vb - Vc et Ia + ko_protection.* Ir Dans le plan d'impédance de cette boucle , la droite d'inversion fait un angle de 160° en avance, ou 20 ° en retard, par rapport à l'axe des R 2 - 4 - Caractéristique elliptique, défaut biphasé sur ligne à vide. Comme Ia - Ib = 2 * Ia, l'équation (2), § 1 - 2 de l'ellipse est définie par : j*θ Z+Z-f*e

= f/E

(5)

K Sa longueur est : KL

= f / E

AB est l'image de la ligne F

Sa largeur est :

= f * √ (1 / E²) - 1

PN

les foyers sont en A et F B

Sa distance focale est :

AF = f

Son excentricité est :

E

RF / 2 P N

θ A L

Les abscisses complexes de K et L sont : ___ AK =

f 2

j*θ

1 * (1 +

)*e

___ AL =

E

f

)*e 2

168 / 100

j*θ

1 * (1 -

E

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 5 - Caractéristique elliptique. Défaut triphasé équilibré, et régime normal. j * (-30°) Comme Ia / (Ia - Ib) = ( 1 / √ 3 ) * e

, l 'équation (2) , § 1 - 2 de l'ellipse est définie par :

j * (θ - 30°) Z+Z-f*e

2*f =

(6) √3 *E

AB est l'image de la ligne les foyers sont en A et F K B

F

P

RF

ϕ

N θ − 30°

A

L 2*f Sa longueur est : √ 3*E 4 Sa largeur est :

PN = f *

-1 3 * E²

√3 Son excentricité est:

*E

Sa distance focale est : AF = f

(inchangée)

2 j*ϕ Les abscisses complexes de K et L sont obtenues en écrivant que

Z = AK * e

j * (ϕ + π) ou Z = AL * e

L'équation (6) devient: 2*f AK + √ (AK * cos ϕ - f * cos (θ - 30°)² + (AK * sin ϕ - f * sin(θ - 30°)² =

f * (4 - 3 * E² )

√3*E f * (4 - 3 * E² )

AK =

AL = E * [4 * √ 3 - 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]

169 / 100

E * [4 * √ 3 + 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

2 - 6 - Caractéristique elliptique. Défaut monophasé sur ligne à vide, phase a Comme Ia = Ir, l'équation (4) , § 1 - 2 de l'ellipse devient : j*θ Z+Z-f*e

2

f  =

* 1 + ko

2 *

(7)

E

1 + ko

K

AB est l'image de la ligne F les foyers sont en A et F B RF / (1 + ko) δ

P

M (point courant) N

θ A

L Sa longueur est :

Sa largeur est :

KL

PN

= (f / E) * [2 / (1 + ko)]

= f * (1 / E²) - 1 * [2 / (1 + ko)]

Sa distance focale est : AF = f * [2 / (1 + ko)] Son excentricité est : E Les abscisses complexes de K et L sont : ___ AK =

f 2

___ AL =

)*e (1 + ko) * E

f

j*θ

2 *(1-

2

j*θ

2 *(1+

)*e (1 + ko) * E

170 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la protection Les impédances utilisées dans ce paragraphe sont toujours des impédances "basse tension". La notation "protection 3,3 A" est une dénomination du constructeur qui signifie pour le régleur que les plages des impédances de réglage de la protection sont multipliées par 1,5. 3 - 1 - Mise en route 3 - 1 - 1 - Protection "5 A", circulaire décalée - l'argument θ est fixe, et vaut 85° ; - le coefficient MR peut être réglé de manière continue, de 2 à 6 Ω; - l'image est réglable de 0,15 à 3 Ω, par pas de 0,15 Ω. Elle peut aussi être supprimée, et vaut alors 0 Ω (caractéristique circulaire centrée) ; - le coefficient de terre ko_protection est réglable de 0,4 à 1 par pas de 0,1. 3 - 1 - 2 - Protection "3,3 A", circulaire décalée - l'argument θ est fixe, et vaut 85° ; - le coefficient MR peut être réglé de manière continue, de 3 à 9 Ω; - l'image est réglable de 0,225 à 4,5 Ω, par pas de 0,225 Ω. Elle peut aussi être supprimée, et vaut alors 0 Ω (caractéristique circulaire centrée) ; - le coefficient de terre ko_protection est réglable de 0,4 à 1 par pas de 0,1. 3 - 1 - 3 - Protection elliptique - l'argument θ est réglable de manière continue de 70° à 85° ; - le paramètre f (distance focale en régime de défaut phase - terre et phase - phase) peut prendre les valeurs suivantes (en Ω): 3 3,5 4 5 6 7 8,5 10 12 - le paramètre E (excentricité en régime de défaut phase - terre et phase - phase) peut prendre les valeurs suivantes : E1 = 0,8 E2 = 0,83 E3 = 0,87 E4 = 0,88 E5 = 0,9 - le coefficient de terre ko_protection est réglable de 0,4 à 1 par pas de 0,1. 3 - 2 - Réglage des zones Elles sont identiques pour les protections circulaires et pour les protections elliptiques. Le tableau ci-dessous est le tableau de réglage première zone, branchement série, 5 A. En mode "branchement parallèle" les impédances sont divisées par 2. Les valeurs disponibles sur les protections "3,3 A" sont obtenues en multipliant par 1,5 les valeurs disponibles sur les protections "5 A".

0,270 0,257 0,244 0,232 0,221 0,210 0,200

0,381 0,362 0,345 0,328 0,312 0,298 0,283

0,539 0,512 0,488 0,464 0,442 0,420 0,400

0,80 0,762 0,762 0,690 0,656 0,624 0,594 0,566

4,75 3,36 2,38 1,68 1,19 0,840

5,00 3,53 2,50 1,77 1,25 0,884

171 / 100

5,25 3,71 2,62 1,86 1,31 0,928

5,52 3,90 2,76 1,95 1,38 0,975

5,80 4,10 2,0 2,05 1,45 1,02

6,10 4,30 3,04 2,15 1,52 1,08

6,40 4,52 3,20 2,26 1,60 1,13

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - 3 - Réglage de l'antipompage 3 - 3 - 1 - Protections circulaires Le seuil d'antipompage est réglable de manière continue de 4 à 8 Ω pour les protections "5 A", et de 6 à 12 Ω pour les protections "3,3 A". 3 - 3 - 2 - Protections elliptiques Les valeurs d'excentricité possibles sont : E10 = 0,65

E20 = 0,68

E30 = 0,71

3 - 4 - Temporisations Elles sont toutes réglables de 0,1 à 5 secondes, de manière continue. 3 - 5 - Choix du système de téléaction Il est fait en choisissant le type de protection adapté. Voir la note [127]

172 / 100

E40 = 0,72

E50 = 0,73

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul des paramètres de la mise en route 4 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double - caractéristique circulaire 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit - Données "réseau" Le cercle C1 est centré en A, origine de la ligne. Le cercle C2 est centré en B, extrémité de la ligne, d'affixe ZL Ils ont pour rayon Vmin /(C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 114 de l'annexe 2. Dans l'exemple numérique, C = 1,76, et le rayon vaut 66 Ω. Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ),

soit, ici, 78 Ω ∠ 70 ° soit, ici, - 53 Ω ∠ 70°

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ),

soit, ici, 64 Ω.

Ω3 N4

cercle C3

N2 N3 Cercle C1

c

Cercle C2

N6 N1

Echelle 1 cm = 20 Ω N5

Cercle C4

173 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - Données "protection" Les caractéristiques sont celles définies au § 22 - j * 30 c = centre du cercle de mise en route et d'antipompage, d'affixe (2 * Zi / √ 3 ) * e cercle de mise en route, de rayon 2 ∗ MR / √ 3

= 29 Ω

de rayon 3 ∗ MR / √ 3

= 43 Ω

cercle d'antipompage,

soit 7,2 Ω ∠ 45°

Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2. - Rappel des coordonnées des points névralgiques j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

174 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et le cercle d'antipompage

Ni Zi

c

M

θ

ε

A .

La compatibilité entre le point Ni et le cercle d'antipompage s'écrit : 0,9 * ANi > 1,1 * AM

(1)

En résolvant le triangle AcM nous trouvons : Ac² + AM² - 2 * Ac * AM * cos (θ − 30° − ε) = cM²

avec:

(2)

Ac = 2 * Zi / √ 3 cM = 2 * MR / √ 3

ce qui donne, d'après l'équation (2): 3 MRAP² ≤ Zi² +

Ni * 0,9

4

Ni * 0,9 )² - Zi * √ 3 *

* (

* cos (θ − 30° − ε)

1,1

(3)

1,1

- calcul des réglages Nous choisissons Zi≤ ZL / 2 Nous appliquons l'équation (3) à tous les points névralgiques et nous gardons la plus petite des valeurs trouvées pour MRAP. Nous choisissons MR = MRAP / 1,5 Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: MR = 27,5 Ω MRAP = 41,25 Ω Image = 12,37 Ω

«haute tension », «haute tension », «haute tension »,

soit soit soit

5 Ω «basse tension », 7,5 Ω «basse tension », 2,25 Ω «basse tension »,

ce qui correspond à un cercle de mise en route de rayon 31,8 Ω, et un cercle d'antipompage de rayon 47,7 Ω L'abscisse complexe du centre vaut 14,28 Ω ∠ 45°

175 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double - caractéristique elliptique 4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit - Données "réseau" Le coefficient C prend la valeur 1,60. Le rayon de C1 et C2 devient alors 73 Ω. Les abscisses des cercles C3 et C4 et leurs rayons sont doublés par rapport aux précédents.

Ω3 cercle C3

cercle C2 N4 N2 N6

N3 N3 N1 N5

cercle C1 Echelle 1 cm = 40 Ω

Cercle C4

- Données "protection" L'excentricité est celle vue au § 2-5, c 'est à dire: 0,87 * √ 3 / 2 = 0,75 pour la mise en route 0,71 * √ 3 / 2 = 0,62 pour l'antipompage

176 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - 2 - Calcul de la distance focale d'une ellipse en fonction de son excentricité, pour une longueur de ligne et un transit donnés. Nous allons d'abord écrire l'équation paramétrique de l'ellipse, de distance focale f et d'excentricité E: j*α

f Son centre a pour affixe:

AC =

*e

Le point courant M est défini par:

2 ___ ___ ___ AM = AC + CM ___ AM =

j*α

f

__ __ + CK * sin δ + CB * cos δ

*e 2

M décrit l'ellipse quand δ varie ___ Or CK =

j*α

f *e

__ et CB = - j *

2*E

j*α

f * √ 1 - E²

*e

2*E

d'où l'affixe du point M en fonction de δ: ___ AM

j*θ

f =

*e

sin δ * (1 +

cos δ -j*

2

E

j*ε

0,9 * √ 1 - E²

) ≤

E

* Ni * e 1,1

K D'où l'équation de compatibilité entre l'ellipse et le point Ni

M C α

A

j * (α − εi) sin δ * (1 + E

f *e 2

δ B

cos δ -j*

j * εi

0,9 * √ 1 - E²

) =

E

* Ni * e 1,1

c'est une équation complexe à 2 inconnues, δ et f. Elle peut aussi s'écrire: 2*N*E E + sin δ - j * cos δ * √ 1 - E² =

- j * (α − εi)

0,9 *

f

*e 1,1

Le deuxième terme ne dépend pas de δ. L'équation complexe se décompose en deux équations réelles: 2*N*E

0,9

E + sin δ =

* cos (α − εi)

* f

1,1 2*N*E

cos δ * √ 1 - E² = -

0,9 * sin (α − εi)

* f

1,1

177 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 D'où nous tirons cos δ et sin δ . Nous écrivons ensuite que cos² δ + sin² δ = 1 2 * Ni 1 = E² * [

0,9 * cos (α − εi) − Ε]² +

* f

[2 * Ni * E * (0, / 1,1)² * sin (α − εi) ]² (1)

1,1

f² * (1 - E²)

C'est une équation du second degré qui permet d'obtenir f en fonction de E pour chaque point N 4 - 2 - 3 - Application à l'ellipse d'antipompage Son excentricité, dans le plan de référence, vaut: Ep * √ 3 / 2 Son grand axe fait, avec l'axe des R, un angle α égal à θ - 30° L'équation (1) s'écrit alors: Ni² * sin² (θ −ε −30°) (1 * Ep² ) * ( )² * f ² + 3 * * Ep * * f - 3 * Ni² * cos² (θ −ε −30°) - 3 * =0 16 0,9 2 0,9 1 - 0,75 * Ep² 9

√3

1,1

1,1

Cette équation nous permet d'obtenir, pour chaque valeur de Ep, une valeur de f. D'où le tableau suivant: Ep E f

E10 = 0,65 E1 = 0,8 f1

E20 = 0,68 E2 = 0,83 f2

E30 = 0,71 E3 = 0,87 f3

E40 = 0,72 E4 = 0,88 f4

E50 = 0,73 E5 = 0,9 f5

Nous remplaçons f1, ....f5 par la valeur immédiatement inférieure choisie dans le tableau du § 313 et nous choisissons le couple de valeurs d'excentricité minimale donnant une portée supérieure à 1,3 fois la portée de deuxième zone (voir § 5 - 1 - 2 ) Si la protection n'est pas antipompée, l'ellipse considérée est l'ellipse de mise en route, d'excentricité E * √ 3 / 2 Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: distance focale = 66 Ω «haute tension », Excentricité de la mise en route = 0,90 Excentricité de l'antipompage = 0,73

178 / 100

soit

12 Ω

«basse tension »,

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 3 - Etude du régime de report de charge monophasé sur ligne double Au § 15, nous avons vu que le relais de courant homopolaire servant à commuter la protection sur les boucles phase terre était un relais à pourcentage. La protection reste donc commutée sur les boucles phase phase en cas de report de charge sur cycle monophasé. Ce cas est donc moins contraignant que le précédent. 4 - 4 - Alimentation d'un client,. Dans ce cas, la protection n'a pas d'image, et les cercles de mise en route et d'antipompage sont centrés sur l'origine. L'inéquation de compatibilité s'écrit alors: MRAP ≤

√3

0,9 *

2

N1 *

1,1

MR = MRAP / 1,5 kz

où N1 est le rayon du cercle limitant la zone de transit, à savoir: Vmin N1 =

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client. It

4 - 5 - Liaison centrale poste La RAZOA n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste

179 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : 0,85 * X1 > 1,05 * XL Mais il faut aussi que : X1 > 4,3 Ohm "haute tension" Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait, elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte 0,85 * X2 > 1,05 * XL Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 ≥ 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes) 6 - Temporisations: voir § 34 La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Protection circulaire 7 - 1 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre - près du poste considéré (point H de la figure du § 23) Nous résolvons le triangle AcH, et nous trouvons : RF = 2 * Zi * cos θ + 2 * √ MR² - Zi² * sin² θ

(1)

- en limite de première zone (point H' de la figure du § 23) __ __ __ __ Nous écrivons que Ac + cH' = AB + BH' j*θ

j*δ

2 * Zi * e

j*ϕ

2 * MR * e +

1 + ko_prot

= ZL * e

RF +

1 + ko_prot

1 + ko_prot

Nous séparons la partie réelle et la partie imaginaire et nous ecrivons que cos² δ + sin ² δ =1 RF²-2*RF*[2*Zi*cos θ - (1+ko)*ZL*cos ϕ]+4*Zi² +(1+ko)²* ZL²-4*Zi*ZL*(1+ko)*cos (ϕ − θ)-4*MR² = 0 b = 2 * Zi * cos θ - (1 + ko) * ZL * cos ϕ c = 4 * Zi² + (1 + ko)² * ZL² - 4 * Zi * ZL * (1 + ko) * cos (ϕ − θ) - 4 * MR²

soit, en posant RF = b ± √ b² - c

7 - 1 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc - défaut biphasé (voir § 21) Portée aval :

AK² =

Zi² + MR² + 2 * Zi * MR * cos (ϕ −θ)

(3)

Portée amont :

AL² =

Zi² + MR² - 2 * Zi * MR * cos (ϕ −θ)

(4)

- défaut triphasé ou fonctionnement équilibré (voir § 22) Portée aval :

AK = (2/√ 3) * [Zi * cos (ϕ − θ + 30°) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ + 30°) ]

(5)

Portée amont :

AL = (2/√ 3) * [- Zi * cos (ϕ − θ + 30°) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ + 30°) ]

(6)

- défaut monophasé (voir § 23) 2 Portée aval :

AK =

* [Zi * cos (ϕ − θ ) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ ) ]

(7)

* [ - Zi * cos (ϕ − θ ) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ ) ]

(8)

1 + ko_protection 2 Portée amont :

AL = 1 + ko_protection

- portée de l'antipompage. Elle se déduit de celle du fonctionnement équilibré en remplaçant : MR

par

MRAP = 1,5 * MR

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 - 2 - Protection elliptique 7 -2 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre L'équation de l'ellipse s'écrit, pour les défauts phase - terre: ___ AM =

j*θ

f *e

cos δ * (1 +

sin δ -j*

1 + ko_protection

E

* √ 1 - E² )

(1)

E

- près du poste considéré __ Pour trouver la résistance maximale détectable au poste (point H de la figure du § 26), nous écrivons que AM vaut RF / (1 + ko_protection), qui est réel. L'équation (1) devient: cos δ

- j*θ RF * e

=1+ f

sin δ -j*

E

* √ 1 - E²

E

En séparant la partie réelle et la partie imaginaire nous obtenons: RF * cos θ E*(

- 1) = cos δ

f RF * sin θ

E * √ 1 - E²

= sin δ

f

En écrivant que cos² δ + sin² δ = 1 nous obtenons l'équation donnant RF f * cos θ * (1 - E²) RF² - 2 * RF *

f² * (1 - E²)² -

1 - E² * cos² θ

=0 E² * ( 1 - E² * cos ² θ)

Nous posons f * cos θ * (1 - E²)

f² * (1 - E²)²

b=

c= 1 - E² * cos² θ

E² * ( 1 - E² * cos ² θ)

RF = b ± √ b² + c - à l'extrémité de la ligne Pour trouver la résistance maximale détectable à l'extrémité de la ligne (point H' de la figure du § 26), nous écrivons que AM est égal à la somme de ZL et de RF / (1 + ko_protection) qui est réel: L' équation (1) peut s'écrire -j*θ [RF * e

+ (1 + ko_prot) * ZL * e

j * (ϕ − θ) ] * E = f * ( E + cos δ - j * sin δ * √ 1 - E² )

D'où, en séparant partie réelle et partie imaginaire: [RF * cos θ + (1 + ko_prot) * ZL * cos (ϕ − θ) ] * E = f * ( E + cos δ) [RF * sin θ + (1 + ko_prot) * ZL * sin (ϕ − θ) ] * E = - f * (√ 1 - E² * sin δ)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

cos² δ + sin ²δ = 1

Nous écrivons ensuite que

[RF*cos θ + (1+ko_prot)* ZL*cos (ϕ − θ)-f] * E [

[RF*sin θ + (1+ko_prot)*ZL*sin (ϕ − θ)]*E ]² + [

]² = 1 f * √ 1 - E²

f soit, en posant: a1 = (1 + ko_prot) * ZL * cos (ϕ − θ) - f a2 = (1 + ko_prot) * ZL * sin (ϕ − θ)

soit, si ϕ = θ : soit, si ϕ = θ :

a1 = (1 + ko_prot) * ZL - f a2 = 0

nous trouvons l'équation donnant RF: RF² *E² * (1-E² *cos² θ) + 2*RF * (a1*cos θ*E² *(1-E²)+ a2*sin θ * E²) + (a1²*E² - f²) * (1-E²) + a2² * E² = 0 Posons : a1 *cos θ * (1-E²)+ a2 * sin θ b=1- E² *cos² θ (a1² * E² - f²) * (1-E²) + a2² * E² c=E² * (1- E² *cos² θ) Rf =

b ± √ b² + c

7 - 2 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc - défaut biphasé (voir § 24) f Portée aval :

f +

AK = ( 2 f

Portée amont :

) ∗ sin θ

(1)

) ∗ sin θ

(2)

2*E f +

AL = (2

2*E

- défaut triphasé ou fonctionnement équilibré (voir § 25) Portée aval : f * (4 - 3 * E² ) AK =

(3) E * [4 * √ 3 - 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]

Portée amont: f * (4 - 3 * E² ) AL =

(4) E * [4 * √ 3 + 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - défaut monophasé (voir § 26) f Portée aval :

AK = (

f

+ 1 + ko_protection

) ∗ sin θ

f Portée amont :

f +

AL = (1 + ko_protection

(5)

(1 + ko_protection) * E ) ∗ sin θ (1 + ko_protection) * E

- portée de l'antipompage. Elle se déduit de celle du fonctionnement équilibré en remplaçant

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E par Ep

(6)

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route circulaire 8 - 1 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé isolé. Nous utilisons alors la formule n° 3 du § 712 pour déterminer AK, et nous vérifions l'inégalité : X_aval = AK * sin ϕ, > 1,3 * X2

X_aval étant la projection de AK sur l'axe des réactances (voir § 21)

pour les défaut biphasés qui sont les plus contraignants. Si cette condition ne peut pas être réalisée, nous prenons une protection elliptique, ou un autre type de protection. condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» Dans ce cas deux contraintes apparaissent: - le défaut monophasé est le plus contraignant pour la mise en route. Nous utilisons alors la formule n° 7 du § 712. - le défaut biphasé provoque la mise en route de l'antipompage. Nous utilisons alors la formule n° 3 du § 712 dans laquelle nous avons remplacé MR par MRAP, pour déterminer AK. Mais cette contrainte n'existe réellement que s'il s'agit d'un transformateur YY mis directement à la terre de chaque coté. Nous vérifions ensuite l'inégalité: 1,15 * AK * sin ϕ < 0,9 * ZL * sin ϕ + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La RXAP n'est pas concernée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - 1 - 2 - Portée résistive - condition a : « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » Cette contrainte ne concerne pas la RXAP. - condition b : « sur les postes à deux départs la portée résistive de la protection assurant le secours éloigné doit être inférieure à celle de la protection devant fonctionner normalement». . Pour cela nous utilisons les formules n° 1 et 2 du § 711

A B C Pour un défaut en B, la portée résistive de la protection placée en A doit être inférieure à celle de B 8 -1 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la RXAP répond à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» Comme pour la mise en route aval, deux contraintes apparaissent: - le défaut monophasé est le plus contraignant pour la mise en route. Nous utilisons alors la formule n° 8 du § 712. - le défaut biphasé provoque la mise en route de l'antipompage. Nous utilisons alors la formule n° 4 du § 712 dans laquelle nous avons remplacé MR par MRAP, pour déterminer AK. Mais cette contrainte n'existe réellement que s'il s'agit d'un transformateur YY mis directement à la terre de chaque coté. Nous vérifions ensuite l'inégalité: 1,15 * AL * sin ϕ < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » Cette condition ne s'applique par à la RXAP. Condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé. Dans ce cas, nous avons, compte tenu des imprécisions de mesure : 0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - 2 - Mise en route elliptique 8 - 2 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé isolé. Nous utilisons alors la formule n° 3 du § 722 pour déterminer AK, et nous vérifions l'inégalité : X_aval = AK * sin ϕ > 1,3 * X2

X_aval étant la projection de AK sur l'axe des réactances (voir § 21)

pour les défaut biphasés qui sont les plus contraignants. Si cette condition ne peut pas être réalisée, nous prenons un autre type de protection. condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» Dans ce cas deux contraintes apparaissent: - le défaut monophasé est le plus contraignant pour la mise en route. Nous utilisons alors la formule n° 7 du § 722. - le défaut biphasé provoque la mise en route de l'antipompage. Nous utilisons alors la formule n° 3 du § 722 dans laquelle nous avons remplacé MR par MRAP, pour déterminer AK. Mais cette contrainte n'existe réellement que s'il s'agit d'un transformateur YY mis directement à la terre de chaque coté. Nous vérifions ensuite l'inégalité: 1,15 * AK * sin ϕ < 0,9 * ZL * sin ϕ + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La RXAP n'est pas concernée.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - 2 - 2 - Portée résistive - condition a : « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route ». Cette contrainte ne concerne pas la RXAP. - condition b : « sur les postes à deux départs la portée résistive de la protection assurant le secours éloigné doit être inférieure à celle de la protection devant fonctionner normalement». . Pour cela nous utilisons les formules n° 1 et 2 du § 721

A

B

C

Pour un défaut en B, la portée résistive de la protection placée en A doit être inférieure à celle de B

8 -2 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la RXAP répond à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» Comme pour la mise en route aval, deux contraintes apparaissent: - le défaut monophasé est le plus contraignant pour la mise en route. Nous utilisons alors la formule n° 8 du § 722. - le défaut biphasé provoque la mise en route de l'antipompage. Nous utilisons alors la formule n° 4 du § 722 dans laquelle nous avons remplacé E par Ep, pour déterminer AK. Mais cette contrainte n'existe réellement que s'il s'agit d'un transformateur YY. Nous vérifions ensuite l'inégalité: 1,15 * AL * sin ϕ < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » Cette condition ne s'applique par à la RXAP. condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé. Dans ce cas, nous avons, compte tenu des imprécisions de mesure : 0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 7 SA 511 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mise en route Les grandeurs d'entrée utilisées sont celles qui sont utilisées pour les mesures de distance, à savoir: Pour les défauts phase terre Van Vbn Vcn

pour les défauts entre phase

et et et

Ian + ko * Ir Ibn + ko * Ir Icn + ko * Ir

Va - Vb et Vb - Vc et Vc - Va et

Ia - Ib Ib - Ic Ic - Ia

Les impédances considérées sont alors celles des plans de référence Les caractéristiques sont des rectangles formés de droites horizontales et verticales. Leur largeur (portée résistive) peut être réglée séparément sur les boucles phase - phase et les boucles phase - terre. De plus les rectangles peuvent être modifiés: X+A

X aval

ΦA

*

ΦAE

* RA2

RA1

*

*

RA1E

RA2E

X amont

X-A échelle 1 cm = 10 Ω

boucle phase phase

boucle phase terre

L'argument affiché θ de l'impédance ZdL

de la ligne n'est pas utilisé pour la mise en route .

Le coefficient de terre ko est caractérisé par 2 valeurs: 1 kor =

Ro *(

3

1 - 1)

et

kox =

RF

3

kor * RF ² + kox * Xd² soit

ko =

Xo * (

- 1) Xd

RF * Xd * (kox - kor) +j*

RF ² + Xd²

RF ² + Xd²

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Les équations de boucle s'écrivent alors, en valeurs instantanées: d (ia + kox * ir) va = rf * (ia + kor * ir) + xd * dt Pour simplifier, nous prenons généralement kor = kox = ko.

Application numérique: - ligne 400 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d' intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, de coefficient de mutuelle homopolaire 0,4, sans câble de garde, et d'argument ϕ = 85 °. Le coefficient kz vaut 2, ce qui correspond à un rapport de transformation de 2000 / 1 A, - nous nous fixons a priori les réglages suivants: . portée aval, en réactance: 40 Ω, . portée amont, en réactance: 30 Ω, . résistance

RA1 RA1E

= 7,5 Ω; = 10 Ω;

RA2 RA2E

= 10 Ω; = 17,5 Ω;

Φ ΦE

= 50°; = 30°.

1 - 2 - Antipompage Cette fonction est obtenue à partir de la caractéristique de mise en route de la boucle ab et d'une caractéristique de même forme l'entourant entièrement.

∆R

1 - 3 - Sélection de phase

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Elle est réalisée à partir des impédances de mise en route et du seuil de courant résiduel. Un paramètre permet de dire à la protection si, sur des défauts biphasés terre, la mesure de distance doit être faite sur la boucle biphasée, ou la boucle monophasée "en avance", ou la boucle monophasée "en retard". Le seuil de courant de terre servant à discriminer les défauts à la terre des défauts isolés est un seuil à pourcentage: Ir > 0,25 * Iph & Ir > Is * In

Iph étant le courant de la phase où il est le plus élevé. Is étant un seuil réglable

1 - 4 - Mesure de distance L'intensité pilote est la même que l'intensité image. Les différentes zones sont données par des rectangles. La mesure tient compte, comme la mise en route, du fait que ko peut être complexe. La protection ne prend pas en compte l'argument de la ligne. Les résistances de défaut affichées sont mesurées à partir de l'axe des réactances. 1 - 5 - Direction Elle est obtenue en comparant la phase de l'intensité de la boucle en défaut et celle de la tension croisée (tension ab pour la boucle c-terre, tension a-terre pour la boucle bc, ...), elle-même mémorisée pour répondre au cas du défaut triphasé franc. La droite d'inversion correspond à un déphasage de 45° entre ces deux grandeurs.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut 2 - 1 - Caractéristique lors d'un défaut biphasé en alimentation monolatérale

X+A

K

RA2 - Xd * cos ϕ

ΦA

* RA1

X-A

* RA2

L échelle 1 cm = 10 Ω

La résistance maximale détectable de défaut en alimentation monolatérale à vide est: RF = 2 * (RA2 - Xd * cos ϕ)

2 - 2 - Caractéristique lors d'un défaut triphasé en alimentation monolatérale

Le diagramme est le même. La résistance maximale détectable de défaut en alimentation monolatérale à vide est: RF = RA2 - Xd * cos ϕ

RF

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - 3 - Caractéristique lors d'un défaut monophasé en alimentation monolatérale

K

RA2E - Xd * cos ϕ

ΦAE *

*

RA1E

RA2E

L échelle 1 cm = 10 Ω

La résistance maximale détectable de défaut en alimentation monolatérale à vide est: RF = (1 + ko) * (RA1E - Xd * cos ϕ )

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage de la protection Ces paramètres sont inscrits et lus dans la protection par l'intermédiaire d'un terminal face avant, ou d'un terminal PC. A chacun d'eux est affecté un code, qui est répété ici. Seuls les paramètres utiles au fonctionnement de la protection de distance, et qui peuvent changer d'une configuration EDF à l'autre, sont indiqués ici. 3 - 1 Caractéristiques des réducteurs

tension primaire nominale tension secondaire nominale courant primaire nominal courant secondaire nominal

code 1103 1104 1105 1106 (?)

plage 1 à 1200 kV 80 à 125 V 10 à 5000 A 1 ou 5 A

Les paramètres suivants, lorsqu'ils sont exprimés en ohm, le sont toujours en ohm basse tension, en supposant que le courant nominal secondaire de la protection est 1 A. S'il vaut 5 A, c'est la protection qui fait la correction.

3 - 2 - Caractéristiques de la ligne

Ro / Rd Xo / Xd R_mutuel / Rd X_mutuel / Xd réactance linéique directe longueur

code 1117 1118 1119 1120 1122 1124

plage -7à+7 -7à+7 -7à+7 -7à+7 0,01 à 5 Ω / km 1 à 550 km

3 - 3 - Réglages de zone - première zone

R1 X1 R1E T1_1PH T1 > 1PH

résistance entre phases de la zone 1 réactance de la zone 1 résistance phase - terre de la zone 1 temporisation de première zone sur défaut phase terre temporisation de première zone sur défaut polyphasé

code 1301 * 1302 1303 * 1305 1306

plage 0,05 à 65 Ω 0,05 à 130 Ω 0,05 à 130 Ω 0 à 32 s 0 à 32 s

code 1311 * 1312 1313 * 1315 1316

plage 0,05 à 65 Ω 0,05 à 130 Ω 0,05 à 130 Ω 0 à 32 s 0 à 32 s

- deuxième zone

R2 X2 R2E T2_1PH T2 > 1PH

résistance entre phases de la zone 2 réactance de la zone 2 résistance phase - terre de la zone 2 temporisation de deuxième zone sur défaut phase terre temporisation de deuxième zone sur défaut polyphasé

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - première zone allongée

R1B X1B R1BE T1B_1PH T1B > 1PH

code 1401 * 1402 1403 * 1405 1406

résistance entre phases de la zone 1 allongée réactance de la zone 1 allongée résistance phase - terre de la zone 1 allongée temporisation de zone 1 allongée sur défaut phase terre temporisation de zone 1 allongée sur défaut polyphasé

plage 0,05 à 65 Ω 0,05 à 130 Ω 0,05 à 130 Ω 0 à 32 s 0 à 32 s

- Mise en route

Ie > Iph > X+A X-A RA1 RA2 RA1E RA2E PHIA PHIAE T4 T5

courant minimal de terre courant minimal de phase réactance aval réactance amont résistance entre phases de la zone 1, Φ =< ΦA résistance entre phases de la zone 1, Φ => ΦA résistance phase terre de la zone 1, Φ =< ΦA résistance phase terre de la zone 1, Φ => ΦA ΦA ΦAE temporisation de déclenchement sur mise en route aval temporisation de déclenchement sur mise en route amont

Code 1602 1621 1622 1623 1624 * 1625 * 1626 * 1627 * 1628 1629 1203 1204

Plage 0,1 * In à In 0,1 * In à In 0,1 à 200 Ω 0,1 à 200 Ω 0,1 à 200 Ω 0,1 à 200 Ω 0,1 à 200 Ω 0,1 à 200 Ω 30 à 80° 30 à 80° 0 à 32 s 0 à 32 s

- Antipompage

Programme de verrouillage par antipompage

distance entre polygone de mise en route et polygone d'antipompage dr / dt = vitesse de variation de l'impédance P / S T-ACT = durée de blocage de la protection

code 2002

2003 2004 2005

plage verrouillage de - toutes les zones - première zone seulement - toutes sauf première zone 0,1 à 50 Ω 0 à 200 Ω / s 0,01 à 32 s

- Accélération de stade

Permissive underreach transfer trip Prolongation de signal à l'émission Prolongation de signal à la réception

code 2101 2103 2104

plage en / hors service 0,01 à 32 s 0 à 32 s

code 2201 2202 2203 2206

plage en / hors service en / hors service 0,01 à 32 s 0,01 à 32 s

- Verrouillage

première zone indépendante blocage sur première zone allongée temps de prolongation du signal de verrouillage à la réception temps de prolongation du signal de verrouillage à l'émission

* les valeurs des résistances notées d'une astérisque correspondent à la moitié de la résistance de défaut maximale détectable en alimentation monolatérale à vide pour les défauts entre phases, et à RF / (1 + ko) pour les défauts phase - terre.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double. 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit - Données "réseau" Le cercle C1 est centré en A, origine de la ligne. Le cercle C2 est centré en B, extrémité de la ligne, d'affixe ZL Ils ont pour rayon Vmin / (C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 114 de l'annexe 2. Dans l'exemple numérique, C = 1,7, et le rayon vaut 61 Ω. Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ),

soit, ici, soit, ici,

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ),

soit, ici, 80,7 Ω.

Le coefficient de report de charge monophasé

94,2 Ω ∠ 85° - 69,2 Ω ∠ 85°

C' vaut 2,06 (voir définitions en annexe2, § 11 et 12)

Cercle C3

Cercle C2

N4


N2

N3

B

.


N1 N6


A


N5

Cercle C4

échelle 1 cm = 20 Ω

- Données "protection"

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

C'est la caractéristique obtenue pour les défauts biphasés ou triphasés, entourée de la caractéristique d'antipompage. Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2. - Rappel des coordonnées des points névralgiques Ni j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas est détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne seraient pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande verticale. N D M

ε H'

A

H

Le segment AH est lié au segment AM par: AH = AM * cos ε et, pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que: 0,9 0,9 * AN > 1,1 * AM

d'où

* cos ε * AN

AH < 1,1

- Etablissement de l'inéquation de compatibilité Nous comparons la position de la droite HM avec les points N1, N3, N5, puis celle de son symétrique par rapport à A avec les points N2, N4, N6. Nous obtenons des équations du type 0,9 * ANi * cos εi  1,1 Nous choisissons pour AH la valeur la plus faible. La valeur trouvée permet de déterminer RA1 + ∆R. L'angle ΦA est déterminé par ΦA > εi le plus élevé + 5°. AH = AH' <

Nous choisissons ensuite arbitrairement RA2de manière à ce qu'il réponde à la condition décrite par le schéma cidessous:

ΦA

tg ΦA RA1 = RA2 * (1 -

) tg ϕ

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ϕ

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - Détermination de la largeur ∆R de la bande d'antipompage. Dans la plupart des protections, la largeur de la bande d'antipompage est fixe. Dans la 7 SA 511 elle peut être réglée. Prenons un réseau simplifié:

E1

Zcc1

ZL

Zcc2

E2

La f.e.m E1, de même module que E2, tourne par rapport à E1 à une vitesse angulaire Ω. Les impédances sont supposées avoir toutes le même argument. Nous calculons l'impédance directe vue du point A:

Vd

Zcc1 + ZL + Zcc2 = Zd = j*Ω*t

Id

Ω*t

1 - Zcc1 =

* ((ZL + Zcc2 - Zcc1) + j * (Zcc1 + ZL + Zcc2) * cotg 2

2

1-e Lorsque t varie, Zd décrit une droite perpendiculaire à l'image de la ligne. ✸ZL + Zcc2

✸ ZL trajectoire du point de fonctionnement

t • •

t - ∆t

∆R ✸ - Zcc1 D1

D2

Le point représentatif de l'impédance doit couper la droite D2 au bout d'un temps ∆t supérieur à un seuil donné, que nous choisirons égal 15 ms, après avoir coupé la droite D1. Nous cherchons la largeur de ∆R au-delà de laquelle la protection devient insensible à une perte de synchronisme de vitesse angulaire Ω.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Cette largeur varie avec RA2. Elle est maximale pour RA2 = 0 Nous supposons de plus que ϕ = π / 2 Les équations donnant les instants où le point d'impédance coupe les droites D1 et D2 sont: Ω * (t - ∆t)

2 * ∆R =  Zcc1 + ZL + Zcc2 * cotg

2 Ω*t 0 =  Zcc1 + ZL + Zcc2 * cotg 2 La deuxième équation donne Ω * t = π La première équation devient alors: 2 * ∆R =  Zcc1 + ZL + Zcc2 * tg

Ω * ∆t 2

Nous remarquons que Zcc1 + Zcc2 = zs1 + zs2 + 2 * zsmini, en reprenant les notations du § 113 de l'annexe 2. D'où, en supposant Ω * ∆t / 2 petit: ∆R / ∆t ≥ * ( zs1 + zs2 + 2*zsmini + ZL) * Ω / 2 Dans l'exemple numérique, nous trouvons, pour Ω = 4 hz, et compte tenu de la formule (10) du § 113, annexe 2: ∆R / ∆t ≥ 480 Ω / s,

soit, pour ∆t = 15 ms,

∆R ≥ 7,2 Ω

La plage de réglage de ∆R / ∆T n'excède pas 200 Ω / s en ohm "basse tension", soit ici 400 Ω / s en ohm "haute tension". La protection ne peut pas remplir les exigences d'EDF. Nous prendrons systématiquement ∆R / ∆T = 200, et ∆R = 3 Ω basse tension. La protection peut verrouiller le déclenchement soit sur première zone, normale ou allongée, soit sur toutes les zones, ,soit sur toutes les zones sauf la première. Aucun de ces fonctionnements ne correspond au fonctionnement demandé par EDF, à savoir le verrouillage du déclenchement sur première ou deuxième zone. Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: RA1 RA2 RA1E RA2E

= 41,62 Ω = 43,38 Ω = 47,62 Ω = 49,62 Ω

«haute tension », «haute tension », «haute tension », «haute tension »,

soit soit soit soit

20,81 Ω «basse tension », 21,69 Ω «basse tension », 23,81 Ω «basse tension », 23,81Ω «basse tension »,

4 - 2 - Report de charge monophasé Comme le relais de sélection des boucles phase - terre est un relais à pourcentage insensible au courant de report de charge sur cycle monophasé, ce report n'est pas contraignant. Nous réglons arbitrairement les largeurs des boucles phase terre aux mêmes valeurs que la caractéristique d'antipompage.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 3 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d' antipompage ( voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit. N1 S

X3+∆R

RA2 + ∆R

A

Soit N1 le rayon de ce cercle: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: 1,1 [

__ * AS ]² ≤ N1²

0,9 soit:

RA2 ≤ √ (N1 * 0,9 / 1,1)² - (X3 + ∆R)² - ∆R

Nous choisissons RA1E = RA2E = RA2 + ∆R

4 - 4 - Liaison centrale poste Les points névralgiques sont définis au § 226 de l'annexe 2. Seuls les points N1 et N2 sont utilisés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons :

0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau. La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence. 7 - Performances de la protection 7 - 1 - Résistance maximale détectable au poste RF biphasé RF monophasé

= RA1 = RA1E

7 - 2 - Résistance maximale détectable en limite de première zone RF biphasé RF monophasé

= RA2 - X1 * cos ϕ = RA2E - X1 * cos ϕ

soit, en valeur relative par rapport à la première zone ρ biphasé ρ monophasé

= RA2 / X1 - cos ϕ = RA2E / X1 - cos ϕ

7 - 3 - Portée maximale en cas de défaut franc

vers l'aval vers l'amont

AK = (X + A) / sin ϕ AL = (X - A) / sin ϕ

(voir § 21, 22, 23)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision» Nous vérifions l' inégalité AK > 1,3 * Z2

ou, sur l'axe des réactances

X + A > 1,3 * X2

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne»

ou, a minima

1,15 * (X + A + ∆R) 1,15 * (X + A)

< <

0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » La 7 SA 511 n'est pas concernée condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. 7 SA 511 n'est pas concernée. 8 - 2 - Portée résistive « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La 7 SA 511 n'est pas concernée 8 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont ne doit pas être plus longue que la portée amont de l'antipompage» Par conception, la 7 SA 511 répond à cette contrainte. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

ou, a minima

1,15 * (X + A + ∆R) 1,15 * (X + A)

< <

0,8 * Xdmini_transfo_amont 0,8 * Xdmini_transfo_amont

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle »

La droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. d'où : - pour les défauts phase phase : - pour les défauts phase terre :

X - A > R1A = RF biphasé au poste / 2 X - A > R1AE = RF monophasé au poste / (1 + ko)

Par sécurité nous prenons X4 > 0,3 * RN3

RF / 2 droite d'inversion

(X - A) mini

condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * (X - A) (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 REL 100 La protection REL 100 est une protection numérique à 6 chaînes de mesure, utilisée sur les réseaux 225 kV, 90 kV, et 63 kV. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées La protection comporte, sur chacune des boucles, 5 caractéristiques élaborées suivant les mêmes principes. Trois sont orientées vers l'aval, et les deux autres peuvent être soit orientées vers l'aval, soit orientées vers l'amont, soit non directionnelles. Dans ce dernier cas, elles ont la même portée vers l'aval et vers l'amont. 1 - 1 - Mise en route C'est l'enveloppe des caractéristiques. Chacune d'elles est un quadrilatère limité par une droite horizontale, une droite verticale, et deux droites obliques. L'élaboration des droites horizontales, ainsi que celle des droites verticales des boucles phase - phase, utilise les mêmes grandeurs que celles qui sont utilisées pour les mesures de distance, à savoir: boucles phase phase

boucles phase terre

(Va - Vb) et (Ia - Ib) (Vb - Vc) et (Ib - Ic) (Vc - Va) et (Ic - Ia)

Va et (Ia + ko * Ir) Vb et (Ib + ko * Ir) Vc et (Ic + ko * Ir)

L'élaboration des droites verticales des boucles phase terre utilise les grandeurs Va et Ia ;

Vb et Ib;

Vc et Ic

Le réglage des droites verticales peut être différent entre les boucles "phase - terre" et les boucles "phase phase". Les droites obliques réalisent la fonction directionnelle. Dans ce qui suit, nous supposerons que la mise en route est formée de la caractéristique de troisième zone, orientée vers l'aval, et de la caractéristique de quatrième zone, orientée vers l'amont. La caractéristique de cinquième zone n'est pas utilisée. Application numérique: - ligne 225 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'argument ϕ = 76 °, d'intensité maximale de transit 1000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire 0,4. Le coefficient kz vaut 1,1, ce qui correspond à un courant nominal primaire de 2000 A. nous choisissons a priori, pour tracer les diagrammes - portée aval, en réactance: - portée amont, en réactance:

Xv = 37,5 Ω, Xm = 12,5 Ω,

- portée résistive monophasée: - portée résistive polyphasée:

RN3 = 40 Ω. R3 = 20 Ω.

1 - 2 - Verrouillage antipompage Il est élaboré grâce à deux caractéristiques d'impédance, tracées dans le plan d'impédance de la boucle ab, emboîtées l'une dans l'autre. La caractéristique interne peut être choisie de telle manière qu'elle coïncide exactement avec la caractéristique de mise en route, hormis les droites directionnelles. La caractéristique extérieure est obtenue en faisant subir à la caractéristique intérieure une homothétie de rapport 1,25. Le pompage est détecté lorsque le temps de transit entre les deux caractéristiques est supérieur à 25 ms. Le verrouillage antipompage inhibe le déclenchement si le courant résiduel Ir est tel que:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - ou - ou

Ir < 0,4 * Iph, Ir < 0,15 * In

Iph étant le courant de la phase la moins chargée,

La protection n'émet pas d'ordre de déclenchement sur pompage apparaissant pendant un cycle de réenclenchement monophasé. nous choisissons a priori RPSB = 24 Ω XPSB = 40 Ω

- portée résistive de l'antipompage: - portée réactive de l'antipompage 1 - 3 - Mesures directionnelles.

La détermination de la direction du défaut sur la boucle phase a - terre est réalisée en comparant la phase de la tension directe relative à la phase a à celle du courant Ia. L'écart de phase doit être situé, pour les défauts aval, entre - 15° et 105 °. Sur les boucles phase - phase, l'équation n'est pas donnée dans la notice. Nous pouvons supposer que la détermination de la direction est réalisée en comparant, par exemple sur la boucle ac, Vda - Vdc au courant Ia - Ic. Pour que le système fonctionne correctement en cas de défaut triphasé franc, les tensions directes sont composées de 80 % de tension directe non mémorisée et 20 % de tension directe mémorisée. 1 - 4 - Sélection de phases. Elle utilise des caractéristiques semblables à celles utilisées pour les mises en route. Cependant ces caractéristiques ne sont pas tracées dans le même plan: - les droites limitant la réactance (droite horizontale) et la résistance (droite verticale) sur les boucles phase - terre sont tracées dans le plan d'impédance Va / Ia; ...

Xnph

Rnph

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - les droites limitant la réactance (droite horizontale) et la résistance (droite inclinée à 70°) sur les boucles phase - phase sont tracées dans le plan d'impédance (Va - Vc) / Ia.

Xph

70°

Rph

- les quadrilatères sont complétés par les droites directionnelles. Le choix entre les boucles phase - phase et les boucles phase - terre est réalisé par un relais de courant résiduel à seuil fixe, réglable de 0,2 * In à 2 * In

1 - 5 - Mesure de distance Elle est réalisée par les caractéristiques de mise en route, ainsi que par les caractéristiques de zone 1 et 2, élaborées suivant le même principe. Notons cependant que les valeurs de résistance phase - terre (RN1 et RN2) et phase - phase (R1 et R2) sont choisies indépendamment de celles de la mise en route.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut. 2-1- Caractéristique lors d'un défaut biphasé en alimentation monolatérale. Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de troisième et quatrième zone. La résistance maximale détectable de défaut phase - phase RFbi en un point M de la ligne est liée à la largeur de bande par: RF bi = 2 * (R3 - XdM * cosϕ) où XdM est la réactance directe du tronçon AM. Les droites obliques sont réalisées par la fonction directionnelle, pour laquelle nous admettons, pour la commodité du tracé, que Vda - Vdc est en phase avec Va - Vc, ... En fait ce n'est généralement pas le cas, mais n'a pas d'influence sur les réglages.

X3

K

RFbi / 2

M R3

A ϕ X4 L

La caractéristique d'antipompage, tracée en bleu, entoure la caractéristique de mise en route. La caractéristique phase - phase de sélection de phase, en violet, est obtenue à partir de celle du § 1 par une homothétie de rapport 1 / 2

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-2- Caractéristique lors d'un défaut triphasé en alimentation monolatérale ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut. Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de troisième et quatrième zone. La résistance maximale détectable de défaut phase - phase RF tri en un point M de la ligne est liée à la largeur de bande par: RF tri = R3 - XdM * cosϕ où XdM est la réactance directe du tronçon AM. Les droites obliques sont réalisées par la fonction directionnelle, pour laquelle ,pour la boucle ab par exemple, Vda - Vdc est en phase avec Va - Vc

1,25 * Xpsb Xpsb X3

K

M RFtri R3

Rpsb

A

1,25 * Rpsb

ϕ R4 X4 L

La caractéristique d'antipompage, tracée en bleu, entoure la caractéristique de mise en route. La sélection de phase sur les boucles phase - phase, en violet, est obtenue à partir de celle du § 1 par une homothétie complexe de rapport 1 / √ 3 et d'angle 30 °

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-3- Caractéristique lors d'un défaut monophasé en alimentation monolatérale. Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de troisième et quatrième zone. La résistance maximale détectable de défaut phase - phase RFmono en un point M de la ligne est liée à la largeur de bande par: RF mono = RN3 - XdM * cos ϕ ∗ (1 + ko) où XdM est la réactance directe du tronçon AM. Les droites obliques sont réalisées par la fonction directionnelle, pour laquelle nous admettons, pour la commodité du tracé, que Vda est en phase avec Va, ... En fait ce n'est généralement pas le cas, mais n'a pas d'influence sur les réglages.

X3

K

RFmono / (1 + ko_protection)

M

RN3 / (1 + ko_protection)

A ϕ X4 L

La caractéristique d'antipompage n'est pas tracée, car elle est inopérante dans ce cas. La sélection de phase sur les boucles phase - phase, en vert, est obtenue à partir de celle du § 1 par une homothétie de rapport 1 / (1 + ko_protection) (ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection pour la mise en route aval , soit KN3 - voir § 3)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage nota: seules les données nécessaires au réglage, et susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre, sont indiquées. Les numéros se reportent à la notice de la protection, § "man machine communication". 3 - 1 - Paramètres donnés à titre indicatif 2.130 2.131 2.132 2.133 2.138 2.139 2.140 2.141 2.142 2.143 2.144 2.145 2.146

courant primaire CTPrim = ---A courant secondaire CTSec = A tension primaire VTPrim = --tension secondaire VTSec = --V longueur de la ligne Length = ---,-- km réactance directe "basse tension" de la ligne X1 = ----,--- Ohm résistance directe "basse tension" de la ligne R1 = ----,--- Ohm réactance homopolaire "basse tension" de la ligne Xo = ----,--- Ohm résistance homopolaire "basse tension" de la ligne Ro = ----,--- Ohm réactance directe "basse tension" de la source amont XA = ----,-- Ohm résistance directe "basse tension" de la source amont RA = ----,-- Ohm réactance directe "basse tension" de la source aval XB = ----,-- Ohm résistance directe "basse tension" de la source aval RB = ----,-- Ohm

kV

(1 à 9999) (1 ou 5 A) (1 à 999) (100 ou 110) (0,00 à 1000) (0,001 à 1500) (0,001 à 1500) (0,001 à 1500) (0,001 à 1500) (0,01 à 1500) (0,01 à 1500) (0,01 à 1500) (0,01 à 1500)

3 - 2 - Paramètres effectivement utilisés par la protection 2.151

choix du système de téléaction

2.155

portée réactive "basse tension" de la première zone X1 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) portée résistive "basse tension" de la première zone sur les boucles phase - phase R1 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) Coefficient de terre de première zone KN1 = -,-(0,00 à 3,00) portée résistive "basse tension" de la première zone sur les boucles phase - terre RN1 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) la temporisation de première zone est utilisée Timer T1 = ON temporisation de premier stade T1 = -,--seconde (0,000 à 10,000)

2.156 2.157 2.158 2.159 2.160

2.162 2.163 2.164 2.165 2.166 2.167

0 2 6 8

= = = =

pas de téléaction accélération de stade verrouillage avec première zone indépendante verrouillage

portée réactive "basse tension" de la deuxième zone X2 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) portée résistive "basse tension" de la deuxième zone sur les boucles phase - phase R2 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) Coefficient de terre de deuxième zone KN2 = -,-(0,00 à 3,00) portée résistive "basse tension" de la deuxième zone sur les boucles phase - terre RN2 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) la temporisation de deuxième zone est utilisée Timer T2 = ON temporisation de deuxième stade T2 = -,--seconde (0,000 à 10,000)

212 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2.169 2.170 2.171 2.172 2.173 2.174

2.178 2.179 2.180 2.181 2.182 2.183 2.184

portée réactive "basse tension" de la troisième zone X3 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) portée résistive "basse tension" de la troisième zone sur les boucles phase - phase R3 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) Coefficient de terre de troisième zone KN3 = -,-(0,00 à 3,00) portée résistive "basse tension" de la troisième zone sur les boucles phase - terre RN3 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) la temporisation de troisième zone est utilisée Timer T3 = ON temporisation de troisième stade T3 = -,--seconde (0,000 à 10,000) portée réactive "basse tension" de la quatrième zone X4 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) portée résistive "basse tension" de la quatrième zone sur les boucles phase - phase R4 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) Coefficient de terre de troisième zone KN4 = -,-(0,00 à 3,00) portée résistive "basse tension" de la quatrième zone sur les boucles phase - terre RN4 = ---,Ohm (0,1 à 150,0) la temporisation de quatrième zone est utilisée Timer T4 = ON temporisation de quatrième stade T4 = -,--seconde (0,000 à 10,000) choix de la direction de la zone 4 Dir = (forward; reverse; nondir)

2.190

utilisation de la temporisation de cinquième stade

2.202 2.203

utilisation de l'antipompage Operation = ON portée réactive de la caractéristique interne de l'antipompage XPSB = ---,-Ohm portée résistive de la caractéristique interne de l'antipompage RPSB = ---,-Ohm verrouillage de la zone 1 par l'antipompage BlockZ1 = verrouillage de la zone 2 par l'antipompage BlockZ2 = verrouillage de la zone 3 par l'antipompage BlockZ3 = verrouillage de la zone 4 par l'antipompage BlockZ4 =

2.204 2.205 2.206 2.207 2.208 2.211 2.212 2.213 2.214

2.215 2.216

2.234

Timer 5

= OFF

(0,10 à 150,00) (0,10 à 150,00) ON ON ON ON

réglage de la portée réactive des boucles phase - phase du sélecteur de phases Xph = ---,-Ohm (0,10 à 300,00) réglage de la portée résistive des boucles phase - phase du sélecteur de phases Rph = ---,-Ohm (0,10 à 300,00) réglage de la portée réactive des boucles phase - terre du sélecteur de phases XNph = ---,-Ohm (0,10 à 300,00) réglage de la portée résistive des boucles phase - terre du sélecteur de phases XNph = ---,-Ohm (0,10 à 300,00) déclenchement monophasé autorisé TripMode = (1ph ou 3ph) choix des zones où le déclenchement monophasé est autorisé 1phTrip = (Z1 ou Z1&Z2) réglage du seuil de courant résiduel 3Io ≥

(20% à 200%)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double. 4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit

- Données "réseau" Le cercle C1 est centré en A, origine de la ligne. Le cercle C2 est centré en B, extrémité de la ligne, d'affixe ZL Ils ont pour rayon Vmin /(C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 113 de l'annexe 2. Dans l'exemple numérique, C = 1,76, et le rayon vaut 66 Ω. Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ),

soit, ici, 78 Ω ∠ 76 ° soit, ici, - 53 Ω ∠ 76 °

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ),

soit, ici, 64 Ω.

Ω3

N4

cercle C3

N2 N3 Cercle C1

Cercle C2

N6 N1

Ω4

Echelle 1 cm = 20 Ω N5

Cercle C4

- Données "protection" Ce sont les données fixées aux § 11 et 12. Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

- Rappel des coordonnées des points névralgiques Ni j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne seraient pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande verticale. N D M

ε H'

A

H

Le segment AH est lié au segment AM par: AH = AM * cos ε et, pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que: 0,9 0,9 * AN > 1,1 * AM

d'où

* cos ε * AN

AH < 1,1

- Etablissement de l'inéquation de compatibilité Nous comparons la position de la droite HM avec les points N1, N3, N5, puis celle de son symétrique par rapport à A avec les points N2, N4, N6. Nous obtenons des équations du type 0,9 * ANi * cos εi 

AH = AH' < 1,1

- insensibilité vis à vis des reports de charge triphasés Nous prenons la plus petite valeur de AH. Elle est égale à la largeur de la caractéristique extérieure de l'antipompage, d'où : R3 = R4 = 0,8 * AHmini si nous faisons coïncider la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route. Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: R3 = R4

= 37,1 Ω

«haute tension »,

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soit

33,7 Ω «basse tension »,

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double. La boucle a - terre de la ligne saine est sollicitée, car le relais de courant résiduel a un seuil fixe qui est généralement dépassé. - zone de fonctionnement. D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut: Ia = C * It, et le courant résiduel maximal vaut: 2 Ir = (C - 1) * (3 -

)

(1)

ko - kom + 1 D'où nous tirons:

Ia + ko_protection * Ir = C' * It

en posant:

C' = C + ko * (C - 1) * (3 -

(2) 2 )

(3)

ko - kom + 1 Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de phase des boucles terre: r' = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Zt / C' - Comportement de la protection Les bandes verticales actives de la protection sont celles des boucles terre, utilisant les tensions simples et les courants Ia + ko_protection * Ir .... Va Z= Ia + ko_protection * Ir qui vaut RN3 sur l'axe des R

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

cercle C3 N'4

cercle C'2

N'2 Cercle C'1 N'6

c

N'3

N'1 N'5 Echelle 1 cm = 20 Ω

Cercle C4

Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: R3 = R4 RN3 = RN4

= 37,1 Ω = 46 Ω

«haute tension », «haute tension »,

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soit soit

33,7 Ω «basse tension », 42 Ω «basse tension »,

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 3 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d' antipompage ( voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit. N1 1,25*Xpsb

S

1,25 * Rpsb A

Soit N1 le rayon de ce cercle: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: 1,1 [

__ * AS ]² ≤ N1²

0,9 N1* 0,9 soit:

RPSB ≤

( √

)² - XPSB² 1,1 * 1,25

4 - 4 - Liaison centrale poste La REL 100 n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones 5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression devient : 1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL X1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * X1 > 1,05 * XL

X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait, elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * X2 > 1,05 * XL

X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons :

0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL 5 - 2 Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues, X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm) X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 6 - Calcul de la sélection de phase Les caractéristiques des boucles de sélection de phase doivent être extérieures aux boucles de mise en route en cas de défaut - Boucles phase - terre La droite verticale est élaborée avec les mêmes grandeurs d'entrée que celle des boucles de mise en route. D'où, compte tenu des marges de sécurité: Rnph = 1,15 * RN3 La droite horizontale est élaborée avec Va et Ia. En cas de défaut monophasé, le réglage Xnph = X3 * (1 + KN3) fait coïncider les deux caractéristiques. Nous prendrons donc: Xnph = 1,15 * X3 * (1 + KN3)

- Boucles phase - phase Le réglage Xph = 1,5 * X3 Rph = 1,75 * R3 + 0,31 * X3 permet aux boucles de sélection de phase d'être à l'extérieur des boucles de mise en route, en cas de défaut biphasé et en cas de défaut triphasé. 7 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau. La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence. 8 - Performances de la protection 8 - 1 - Résistance maximale détectable en première zone Rf en cas de défaut monophasé Rf = RN1 Rf = RN1 - X1*cotg ϕ * (1 + KN1)

pour un défaut à proximité de la protection pour un défaut à l'extrémité de la ligne

8 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc Dans tous les cas de défaut : AK = X3 / sin θ (voir § 21, 22, 23) AL = X4 / sin θ

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 9 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision» Nous vérifions l' inégalité AK > 1,3 * Z2

ou, sur l'axe des réactances

X3 > 1,3 * X2

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * X3 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. La REL 100 n'est pas concernée. 9 - 2 - Portée résistive « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » La REL 100 n'est pas concernée 9 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont ne doit pas être plus longue que la portée amont de l'antipompage» On vérifie que

XPSB ≥ X3

et

XPSB ≥ X4

Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré» 1,15 * XPB / 0,8 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont ou, a minima 1,15 * X4 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle »

La droite d'inversion est inclinée de 15 ° par rapport à l'axe des R. d'où : X4 > RN3 * tg 15° = 0,27 * RN3

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Par sécurité nous prenons X4 > 0,3 * RN3

RN3

15°

X4mini

droite d'inversion condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 S 321 - 5 La protection S 321 - 5 est une protection numérique à 6 chaînes de mesure, utilisable sur les réseaux 225 kV, 90 kV, et 63 kV. 1 - Grandeurs d'entrée utilisées 1 - 1 - Mises en route et mesures de distance La protection comporte, sur chacune des boucles, 3 éléments de mesure de distance orientés vers l'aval, et un élément orienté vers l'amont. La caractéristique formée par la caractéristique aval la plus grande et la caractéristique amont fait office de mise en route Ces éléments sont alimentés par: boucles hase phase

boucles phase terre

(Va - Vb) et (Ia - Ib) (Vb - Vc) et (Ib - Ic) (Vc - Va) et (Ic - Ia)

Va et (Ia + ko * Ir) Vb et (Ib + ko * Ir) Vc et (Ic + ko * Ir)

Les caractéristiques des boucles phase - phase sont circulaires (relais mho). Les caractéristiques phase - terre utilisent le courant image Ia + ko * Ir, ainsi qu'un courant pilote, appelé aussi courant de polarisation, égal à 2 * Ii + Io. Ceci conduit, dans tous les cas où Ia est en phase avec Io et Ii, à une représentation non altérée du point de fonctionnement dans le plan d'impédance. Dans les cas de défaut avec transit, cette disposition permet de rendre la mesure de distance indépendante du transit. Les mesures de résistance des boucles phase - terre associées aux mesures de distance sont réalisées en utilisant l'équation de boucle suivante, en prenant comme exemple la phase a: Va = ZDL * (Ia + ko_protection * Ir) + (3 / 2) * (Iia + Io) * Rf

Rf étant la résistance du défaut.

(1)

(ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection) En effet, nous avons vu dans l'annexe 1, § 34, que la présence du défaut crée la circulation d'un courant de défaut If = ∆Ia + ∆Ii + ∆Io = 3 *∆Ia = 3 * ∆Ii = 3 * ∆Io, où ∆Ia , ∆Ii , ∆Io sont les variations des courants symétriques dues au défaut. Or en l'absence de défaut Ii et Io sont nuls, en première approximation. Le courant circulant dans le défaut vaut alors 3 * Ii, ou 3 * Io, ou (3 / 2) * (Ii + Io) Le seuil de courant résiduel est un seuil fixe. Application numérique: - ligne 225 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'argument ϕ = 76 °, d'intensité maximale de transit 1000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire 0,4, - portée aval, en réactance: - portée amont, en réactance: - rapport impédance HT / impédance BT: courant de rapport 2000 / 1

kz = 1,1

La protection est réglée a priori aux valeurs suivantes: - boucles phase - phase:

impédance zone 1 = 20 Ω impédance zone 2 = 30 Ω impédance zone amont = 10 Ω

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Xv = 37,5 Ω, Xm = 12,5 Ω, ce qui correspond à un transformateur de

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 impédance zone aval = 37,5 Ω Réactance zone 1 = 20 Ω Réactance zone 2 = 30 Ω Réactance zone amont = 12,5 Ω Réactance zone aval = 37,5 Ω

- boucles phase - terre:

Résistance zone 1 = 10 Ω Résistance zone 2 = 15 Ω Résistance zone amont = 10 Ω Résistance zone aval = 20 Ω

1 - 2 - Verrouillage antipompage Il est réalisé par un élément indépendant des précédents. Ses grandeurs d'entrée sont la tension directe et le courant direct. Sa caractéristique, dans le plan d'impédance défini par ses grandeurs d'entrée, est constituée par deux rectangles emboîtés l'un dans l'autre, à base horizontale, et dont la position de chacun des cotés peut être ajustée indépendamment des autres. La temporisation de détection du pompage est réglable. En revanche le désarmement du blocage antipompage est réglé à 2 secondes. La présence d'un courant inverse désarme l'antipompage au bout d'un temps réglable. Les rectangles d'antipompage sont réglés a priori aux valeurs suivantes: rectangle intérieur:

Réactance aval = 40 Ω Réactance amont = 15 Ω

Résistance aval =30 Ω Résistance amont = 15 Ω

rectangle extérieur:

Réactance aval = 50 Ω Réactance amont = 30 Ω

Résistance aval = 40Ω Résistance amont = 25 Ω

1 - 3 - Mesures directionnelles. Sur les boucles phase - phase, les relais mho assurent en principe la fonction directionnelle. Cependant, pour plus de sécurité, la direction est confirmée par un relais directionnel calculant l'impédance -j*θ Z = Vi / (Ii * e ) θ étant l'argument supposé de l'impédance Zis If / 3 = ∆Id = Ii = Io

A

Ii1

F

Ii2

B

ziL * x

ziL *(1-x)

zis1

zis2

3*Rf E Via

Ce schéma représente ub défaut aval, situé sur la ligne, entre A et B. L'impédance Z est alors réelle négative. Elle vaut -  Zis1  Si le défaut est situé en amont, le schéma devient:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

If / 3 = ∆Id = Ii = Io

S F

Ii1

A

zis1 * α

B ziL

Ii2

3*Rf

zis1* (1 - α)

zis2

Vir

Z est réelle positive. Elle vaut:  Zis2 + ZiL . La détection d'un défaut aval a lieu si La détection d'un défaut amonta lieu si

Z < 0,25 *  ZiL . Z > 0,75 *  ZiL .

1 - 4 - Sélection de phases Les boucles phase - phase sont validées par des relais de courant de boucle (Ia - Ic, ...) à seuil fixe. Les boucles phase - terre sont validées par des relais de courant de phase (Ia, ...) et des relais de courant résiduel à seuil fixe. Ces seuils peuvent être réglés de manière indépendante pour chaque zone.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut. 2-1- Caractéristique lors d'un défaut biphasé, du défaut triphasé et du régime équilibré hors défaut en alimentation monolatérale.

Nous trouvons les mêmes caractéristiques dans les trois cas, puisque les grandeurs utilisées par la protection sont celles qui définissent le plan d'impédance.

X1B6 X1B5 Z4 Z2 B Z1

R1L6

X1T5 X1T6

R1R5

Z3

La caractéristique d'antipompage, tracée en bleu, entoure la caractéristique de mise en route

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 2-2- Caractéristique lors d'un défaut monophasé en alimentation monolatérale. Les mesures de distance sont réalisées en utilisant les mêmes grandeurs d'entrée que celles qui définissent le plan d'impédance: Ia + ko_protection * Ir, ... Les droites de limitation de résistance sont obtenues à partir de l'équation de boucle (1) du § 11. __ __________ En multipliant chaque membre par ZDL * (Ia + ko * Ir) nous trouvons: ___ _________ __________ Va * ZDL * (Ia + ko * Ir) = ZDL * (Ia + ko * Ir)² + Rf * (3 / 2) * (Ii + Io) * ZDL * (Ia + ko * Ir) __ Nota: l'écriture Z signifie "conjugué de Z" Cette équation complexe se décompose en deux équations correspondant aux parties réelle et imaginaire. L'équation sur la partie imaginaire permet de retrouver la formule donnée dans la notice du constructeur. Un défaut est détecté si: 

imaginaire [Va * ZDL * (Ia + ko_protection * Ir )] ___ _________________  = Rf < Rd imaginaire [(3/2) * ( Ii + Io) * ZDL * (Ia + ko_protection * Ir)]

Rd étant le seuil de réglage des résistances de défaut dans la protection. En cas d'alimentation monolatérale à vide, (3 / 2) * (Ii + Io) = Ia. L'équation donnant la droite oblique de limitation des résistances devient alors: Va

Rd = ZDL +

Z= Ia + ko_protection * Ir

1 + ko_protection

X3 RD3 / (1 + ko_protection) RD2 / (1 + ko_protection)

RD1 / (1 + ko_protection) relais directionnel A ϕ

échelle 1 cm = 10 Ω RD4 / (1 + ko_protection)

X4

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 3 - Paramètres de réglage Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'être modifiés par les calculs de réglage. 3 - 1 - Identification du départ Nom de la protection Nom du départ

RELID TRMID

(17 caractères) (39 caractères)

Module de l'impédance directe de la ligne Argument de l'impédance directe de la ligne Module de l'impédance homopolaire de la ligne Argument de l'impédance homopolaire de la ligne Rapport des transformateurs de courant Rapport des transformateurs de tension

ZIMAG ZIANG ZOMAG ZOANG CTR PTR

0,05 à 255 Ω HT 40 à 90° 0,05 à 255 Ω HT 40 à 90°

Nota: seul l'argument de l'impédance directe de la ligne est utilisé par la protection. Les autres valeurs demandées dans la notice de la protection ne sont utilisées que dans le localisateur de défauts et le consignateur d'états. 3 - 2 - Réglage des boucles phase - phase (relais mho) Z1MG Z2MG Z3MG Z4MG

0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω

BT BT BT BT

Réactance de la zone 1 Réactance de la zone 2 Réactance de la zone amont Réactance de la zone aval

XG1 XG2 XG3 XG4

0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω

BT BT BT BT

Résistance de la zone 1 Résistance de la zone 2 Résistance de la zone amont Résistance de la zone aval

RG1 RG2 RG3 RG4

0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω 0,05 - 64 Ω

BT BT BT BT

Impédance de la zone 1 Impédance de la zone 2 Impédance de la zone amont Impédance de la zone aval 3 - 3 - Réglage des boucles phase - terre (quadrilatères)

La résistance affichée est la résistance maximale détectable de défaut en alimentation monolatérale à vide. 3 - 4 - Réglage du coefficient de terre Amplitude du ko_protection de la zone 1 Phase du ko_protection de la zone 1 Amplitude du ko_protection des autres zones Phase du ko_protection des autres zones

KO1M KO1A KO1M KO1A

0-4 ± 45° 0-4 ± 45°

3 - 5 - Antipompage Réactance aval Réactance amont Résistance aval Résistance amont

zone 5 zone 5 zone 5 zone 5

X1T5 X1B5 R1R5 R1L5

0 0 0 0

- 96 Ω - 96 Ω - 70 Ω - 70 Ω

BT BT BT BT

Réactance aval Réactance amont Résistance aval Résistance amont

zone 6 zone 6 zone 6 zone 6

X1T6 X1B6 R1R6 R1L6

0 0 0 0

- 96 Ω - 96 Ω - 70 Ω - 70 Ω

BT BT BT BT

229 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Temporisation de détection d'antipompage Temporisation de déverrouillage par présence de courant inverse L'antipompage bloque les zones 1 ... 4

OSBD 0,5 à 8000 cycles UBD 0,5 à 120 cycles OSB1 ... 4 = True

3 - 6 - Seuils du relais directionnel à composantes inverses Seuil d'impédance de l'élément directionnel aval Seuil de courant de l'élément directionnel aval Seuil d'impédance de l'élément directionnel amont Seuil de courant de l'élément directionnel amont Rapport minimal entre courant inverse et courant direct

Z2F 50QF Z2R 50QR a2

± 64 Ω 0,5 à 5 A ± 64 Ω 0,5 à 5 A 0,02 à 0,5

BT BT BT BT

3 - 7 - Seuils de courant courant courant courant courant

(Iab ou Iac ou Ica) (Iab ou Iac ou Ica) (Iab ou Iac ou Ica) (Iab ou Iac ou Ica)

zone 1 zone 2 zone amont zone aval

5OPP1 5OPP2 5OPP3 5OPP4

0,2 - 34 A 0,2 - 34 A 0,2 - 34 A 0,2 - 34 A

BT BT BT BT

courant courant courant courant

(Ia ou Ib ou Ic) (Ia ou Ib ou Ic) (Ia ou Ib ou Ic) (Ia ou Ib ou Ic)

zone 1 zone 2 zone amont zone aval

5OL1 5OL2 5OL3 5OL4

0,1 - 20 A 0,1 - 20 A 0,1 - 20 A 0,1 - 20 A

BT BT BT BT

courant courant courant courant

Ir Ir Ir Ir

zone 1 zone 2 zone amont zone aval

5OG1 5OG2 5OG3 5OG4

0,1 - 20 A 0,1 - 20 A 0,1 - 20 A 0,1 - 20 A

BT BT BT BT

deuxième zone des boucles phase - phase zone amont des boucles phase - phase mise en route aval des boucles phase - phase

Z2PD Z3PD Z4PD

0 - 2000 cycles 0 - 2000 cycles 0 - 2000 cycles

deuxième zone des boucles phase - terre zone amont des boucles phase - terre mise en route aval des boucles phase - terre

Z2GD Z3GD Z4GD

0 - 2000 cycles 0 - 2000 cycles 0 - 2000 cycles

3 - 8 - Temporisations

3 - 9 - Schémas de téléprotection (à compléter)

230 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - Calcul de la largeur de bande 4 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double. 4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit - Données "réseau" Le cercle C1 est centré en A, origine de la ligne. Le cercle C2 est centré en B, extrémité de la ligne, d'affixe ZL Ils ont pour rayon Vmin /(C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 114 de l'annexe 2. Dans l'exemple numérique, C = 1,76, et le rayon vaut 66 Ω. Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ),

soit, ici, 78 Ω ∠ 76 ° soit, ici, - 53 Ω ∠ 76 °

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ),

soit, ici, 64 Ω.

Ω3

N4

cercle C3

N2 N3 Cercle C1

Cercle C2

N6 N1

Ω4

Echelle 1 cm = 20 Ω N5

Cercle C4

- Données "protection" Ce sont les données fixées aux § 11 et § 12. Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela nous la vérifions par rapport aux 6 points N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2.

231 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 - Rappel des coordonnées des points névralgiques Ni j*εi ANi = ANi * e

avec i = 1 à 6, et : C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin Vmax² - Vmin² γ = arc cos [

ZL * C * It -

2 * ZL * Vmin * C * It

] 2 * Vmin

Vmin AN1 = AN2 = AN5= AN6= C * It AN3 = AN4 =

Vmin Vmin ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ * C * It C * It

ε1=ϕ -α ε 3 = arctg

ε 4 = arctg

ε2=ϕ +α ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ) ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ) ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ)

ε5=ϕ+γ−π

ε6=ϕ−γ−π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par  cos γ  > 1 Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments: ε 3 = + 30° ε 5 = - 30°

ε 4 = + 150° ε 6 = - 150°

4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande verticale. N D M

ε H'

A

232 / 100

H

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

Le segment AH est lié au segment AM par: AH = AM * cos ε et, pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que: 0,9 0,9 * AN > 1,1 * AM

d'où

* cos ε * AN

AH < 1,1

- Etablissement de l'inéquation de compatibilité Nous comparons la position de la droite HM avec les points N1, N3, N5, puis celle de son symétrique par rapport à A avec les points N2, N4, N6. Nous obtenons des équations du type 0,9 AHi

* ANi * cos εi 

< 1,1

- insensibilité vis à vis des reports de charge triphasés Nous prenons la plus petite valeur de AH pour i = 1, 3, 5. Elle est égale à l'abscisse de la caractéristique extérieure droite R1R6 de l'antipompage. Nous prenons ensuite la plus petite valeur de AH pour i = 2, 4, 6. Elle est égale à l'abscisse de la caractéristique extérieure gauche R1L6 de l'antipompage. L'écart entre la caractéristique extérieure et la caractéristique intérieure est donné par la formule (1) vue au chapitre de la PXLN, § 5121 : R1L6 - R1L5 = R1R6 - R1R5 = ∆R = π * F * δt *  XAS + XL + XBS  où F est la fréquence maximale de pompage et où δt = 15 ms. Nous testons ensuite la compatibilité de la zone 3 et de la zone 4 avec les droites horizontales de la caractéristique intérieure d'antipompage : X1T5 ≥ Z4MG sin (Z1ANG) X1B5 ≥ Z3MG sin (Z1ANG)

X1T6 = X1T5 + ∆R X1B6 = X1B5 + ∆R

Z4MG et Z3MG sont déterminées au § 513 Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: Impédance phase - phase aval = 70,4 Ω «haute tension », soit Impédance phase - phase amont = 69,93 Ω «haute tension », soit Résistance antipompage extérieure aval = 46,36 Ω «haute tension », soit

233 / 100

64 Ω «basse tension », 63,57 Ω «basse tension », 42,14 Ω «basse tension ».

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 2 - Etude du report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne double 4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit La boucle a - terre de la ligne saine est sollicitée, car le relais de courant résiduel a un seuil fixe qui est généralement dépassé. - zone de fonctionnement. D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut: Ia = C * It, et le courant résiduel maximal vaut: 2 Ir = (C - 1) * (3 -

)

(1)

ko - kom + 1

D'où nous tirons:

Ia + ko_protection * Ir = C' * It

en posant:

C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 -

(2) 2 )

(3)

ko - kom + 1 Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de phase des boucles terre: r' = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Zt / C' - Tracé des bandes obliques Reprenons la formule (1) du § 11: Va = Zdl * (Ia + ko_protection * Ir) + (3 / 2) * RF * (Ii + Io) Le point représentatif de cette équation dans le plan d'impédance Va / (Ia + ko_protection * Ir) est donné par: Va

Z=

3 Ii + Io = Zdl + RF * * Ia + ko_protection * Ir 2 Ia + ko_protection * Ir

que nous notons: Z = Zdl + σ * RF Pour chercher de quel coefficient RF doit être affecté, nous prenons les formules du § 12 de l'annexe 2. Remarquons que:

3 * (Ii + Io) = Ia + a * Ib + a² * Ic + Ia + Ib + Ic = 2 * Ia -a² * Ib - a * Ic

d'où, en remplaçant les courants de phase par leurs valeurs données par ces formules 3 σ=

Ii + Io *

2

3 * C * (ko - kom) + 2 * C + 1 =

Ia + ko_prot * Ir

2 [C + 3 * ko_prot * ( C - 1) ] * ( ko - kom + 1) - 4 * ko_prot * (C - 1)

234 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6

soit, avec l'exemple numérique choisi: 0,946. La demi-largeur des bandes obliques est légèrement inférieure à RF. Nous prendrons un rapport égal à 1. cercle C3 N'4

cercle C'2

N'2 Cercle C'1 N'6

N'3

N'1 N'5 Echelle 1 cm = 20 Ω

Cercle C4

Les points N'i se déduisent des points Ni en remplaçant C par C' dans les formules donnant les points névralgiques (§ 4 - 1 - 1) 4 - 2 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit - préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande oblique. N D'

D M

ε K H'

A

235 / 100

θ

H

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par: AK = AM * cos ε MK = AM * sin ε HK = MK * cotg θ d'où:

AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ AH = AM * sin ( θ - ε ) / sin θ

que l'on peut écrire

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que : sin ( θ − ε) 1,1 * AM < 0,9 * AN,

d'où

1,1 * AH < 0,9 *

* AN

(1)

sin θ - insensibilité vis à vis des reports de charge monophasés Comme θ est obtenu grâce à un potentiomètre à affichage continu, nous posons: θ = ϕ. Nous comparons la position des points névralgiques N1, N3, N5 à la droite D, puis celle de N2, N4, N6 à la droite D'. Nous obtenons des inéquations du type sin (θ - εi)

0,9 AH <

* ANi * 1,1

sin (εi - θ)

0,9 (i = 1, 3, 5)

H'A <

sin θ

* ANi *

(i = 2, 4, 6) sin θ

1,1

Nous choisissons la plus faible des 6 valeurs obtenues pour AH et H'A. Nous en tirons la résistance RF : RF = AHmin / σ nota: la protection donne la possibilité de régler individuellement la résistance de chaque zone (RG1, RG2, RG3, RG4). Chacune d'elles ne doit pas dépasser la valeur calculée ci-dessus. Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants: Impédance phase - phase aval Impédance phase - phase amont Résistance phase - terre aval et amont Résistance antipompage extérieure aval

= 70 Ω «haute tension », = 70 Ω «haute tension », = 39 Ω «haute tension », = 46 Ω «haute tension »,

236 / 100

soit soit soit soit

64 Ω 64Ω 35 Ω 42 Ω

«basse tension », «basse tension », «basse tension », «basse tension ».

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 4 - 3 - Alimentation d'un client. Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d' antipompage ( voir § 21) par rapport au cercle définissant l'aire de transit. N1 S X1B6

X1T6

R1L6

R1R6 A

Soit N1 le rayon de ce cercle: N1 = Vmin / It

It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: 1,1 [

__ * AS ]² ≤ N1²

0,9 N1* 0,9 soit:

R1R6_HT ≤

( √

)² - X1B6² 1,1

4 - 4 - Liaison centrale poste La S 321 - 5 n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste

237 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - Calcul des zones Elles sont décrites pour les boucles phase - terre. Pour les boucles phase - phase, il faut remplacer XGi par ZiMG. 5 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit 5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone XG1 - lignes longues Nous voulons que dans tous les cas XG1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur XG1 et XL, l'expression devient : 1,15 * XG1 < 0,95 * XL soit XG1 < 0,83 * XL XG1 ≤ 0,80 * XL

Nous retenons - lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas XG1 > XL. Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : Mais il faut aussi que :

0,85 * XG1 > 1,05 * XL

XG1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé dans le guide de réglage. Nous retenons : ou

XG1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm HT XG1 ≥4,3 Ohm HT > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone XG2 Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : XG2 > XL - ligne longue Compte tenu des erreurs de mesure sur XG2 et XL, nous trouvons Nous retenons

0,85 * XG2 > 1,05 * XL

XG2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone XG2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm HT XG2 ≥4,3 Ohm HT > 1,25 * XL 5 - 1 -3 - Réglage des zones de mise en route X_aval (alias XG4)= 1,3 * XG2 X_amont (alias XG3)= XG1

238 / 100

0,85 * XG2 > 1,05 * XL

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 5 - 2 - Protection des lignes à deux circuits Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir : XG1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues, pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm HT) XG1 ≥ 1,6 * XL XG2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm HT pour les lignes courtes) X_aval (alias XG4) = 1,3 * XG2 X_amont (alias XG3) = XG1 6 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection 6 - 1 - Résistance maximale détectable C'est la valeur qui est affichée : RG1, RG2, RG3, RG4 suivant la zone considérée 6 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc Vers l'aval Vers l'amont

AK = XG4 / sin Z1ANG AK = Z4MG AL = XG3 / sin Z1ANG AL = Z3MG

pour les boucles phase - terre pour les boucles phase - phase pour les boucles phase - terre pour les boucles phase - phase

7 - Temporisations Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau. La temporisation d'attente de verrouillage sur la première zone pourra être réglée à: 60 ms avec une téléaction haute fréquence 75 ms avec une téléaction basse fréquence

239 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 8 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage 8 - 1 - Mise en route aval condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone X2, compte tenu des marges d'imprécision». XG4 ≥ 1,3 * XG2 Z4MG ≥ 1,3 * Z2MG

Nous vérifions les inégalités

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la ligne» 1,15 * X1T6 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval ou, a minima,

1,15 * Z4MG * sin Z1ANG 1,15 * XG4

< 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur maximale autorisée par les contraintes a et b » Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes. condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage». Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. 8 - 2 - Portée résistive « Si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route » Soit,

pour les boucles phase - terre, pour les boucles phase - phase

1,15 * σ * RG4 < R1R5 1,15 * (Z4MG / 2 ) * (1 + cos θ) < R1R5

8 - 3 - Mise en route amont Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage» Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en route. Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

ou, a minima,

1,15 * X1B6

< 0,8 * Xdmini_transfo_ amont

1,15 * Z3MG * sin Z1ANG 1,15 * XG3

< 0,8 * Xdmini_transfo_ amont < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

240 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle » Cette condition ne concerne pas la S321 - 5. En effet, les boucles phase - phase sont des relais mho, et la fonction "direction" sur défaut phase - terre est réalisée par un critère homopolaire, par nature insensible à la résistance du défaut. condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2 située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous prenons : 0,85 * XG3 (P1) 0,85 * Z3MG (P1)

> 1,15 * XG1 (P2) > 1,15 * Z1MG (P2)

241 / 100

- 0,95 * XL - 0,95 * ZL

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 6 Récapitulatif des performances calculées par PARAPLUIE Protections placées sur le réseau 400 kV (résultats en ohm haute tension)

résistance maximale détectable au poste résistance maximale détectable à l'extrémité de la ligne portée aval de la mise en route sur défaut monophasé portée aval de la mise en route sur défaut biphasé portée aval de la mise en route sur défaut triphasé portée amont de la mise en route sur défaut monophasé portée amont de la mise en route sur défaut biphasé portée amont de la mise en route sur défaut triphasé

PXLN - EPAC 40

REZ1 33

PXLP 39

PDS 37

7 SA 511 48

40

33

46

37

49

53

70

71

53

53

53

70

71

53

53

53

70

71

53

53

28

14

21

28

26

28

14

36

28

26

28

14

36

28

26

Commentaires: - la portée amont de la mise en route de la PXLP est plus faible sur les défauts monophasés que sur les défauts biphasés et triphasés Protections placées sur le réseau 225 kV (résultats en ohm haute tension)

résistance maximale détectable au poste résistance maximale détectable à l'extrémité de la ligne portée aval de la mise en route sur défaut monophasé portée aval de la mise en route sur défaut biphasé portée aval de la mise en route sur défaut triphasé portée amont de la mise en route sur défaut monophasé portée amont de la mise en route sur défaut biphasé portée amont de la mise en route sur défaut triphasé

RAZOA 45

RXAP 51

REL 100 47

S321 - 5 39

PXLC 43

PD3A 60

39

74

39

39

27

60

40

47

53

53

36

55

32

40

53

70

30

55

37

45

53

70

35

55

8

18

28

28

15

28

9

15

33

70

26

28

8

18

28

70

18

28

242 / 100

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 PROTECTION DES GENERATEURS THERMIQUES (voir annexe 1) (en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

Organisation générale Les protections peuvent être classées en 4 catégories: - protection contre les défauts, ou les situations anormales, à l'intérieur du rotor de l'alternateur, - protection contre les défauts, ou les situations anormales, à l'intérieur du stator de l'alternateur, - protection contre les défauts concernant le transformateur de groupe et sa liaison avec l'alternateur, - protection de réserve pour les relais de protection du réseau. Elles peuvent aussi être classées d'après les données dont elles disposent: - tension continue du rotor, - tensions et courants alternatifs mesurés à la sortie du stator, - tensions et courants alternatifs mesurés sur les bornes primaires du transformateur de groupe. Certaines d'entre elles peuvent se retrouver dans plusieurs catégories. Elle sont notées en italique lorsqu'elle sont mentionnées pour la seconde fois ou plus. 1 - Défauts ou situations anormales du rotor. 1 - 1 Défauts détectés par la tension ou le courant continu: - sous - excitation, - masse - rotor 1 - 2 - Défauts détectés par la tension ou le courant alternatif: - déséquilibre, - retour de puissance, - fréquence trop basse ou trop élevée, - perte de synchronisme. 2 - Défauts ou situations anormales du stator, détectées par la tension ou le courant alternatif: - masse - stator, - défauts entre spires - surtension, - surcharge - retour de puissance. 3 - Défauts ou situations anormales du transformateur - protection différentielle du transformateur, - relais Buchholz, - dépassement de flux, - fréquence trop basse. 4 - Réserve des relais de protection du réseau. - critères ampèremétriques, - critères impédancemétriques, - surtension ou manque de tension, - perte de synchronisme, - fréquence trop haute ou trop basse. Chacune de ces fonctions peut être trouvée sur n'importe quel générateur, quelle que soit sa puissance, mais les solutions mises en œuvre peuvent être plus élaborées sur les générateurs de forte puissance. De plus, pour ces derniers, une plus forte redondance est demandée.

1/8

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7

Sous excitation (ANSI standard 40)

Problème: détecter les situations anormales de fonctionnement de l'alternateur, risquant de le conduire à une perte de synchronisme. Solution proposée Le modèle considéré est le suivant (schéma unifilaire pour un système triphasé)

Is

alternateur considéré comme une source de courant Is

X1

Vs

Zch

réactance longitudinale synchrône de l'alternateur

Ich

charge

Le diagramme d'admittance est le suivant: 1/R

∆3

∆2

Is/Vs 1/Zch C1 C2

∆1 θ

φ

1/X1 1/X

2/8

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 L' alternateur est représenté par une source de courant Is, qui est proportionnelle à la tension continue d'excitation VE: Is = k * VE θ est l'angle de déphasage entre la tension directe stator, elle même en phase avec l'axe du rotor, et le courant direct délivré par le stator. φ est l'argument de l'impédance de charge V1 est la tension directe aux bornes de l'alternateur. Le cercle C1 est obtenu pour Vs / Is = k * Ve nominal / Vs nominal. Le cercle C2 est obtenu pour Ich / Vs = Is nominal / Vs nominal ∆1 et ∆2 forment la caractéristique à la droite de laquelle la stabilité risque d'être perdue. ∆3 est la caractéristique à la droite de laquelle la stabilité est réellement perdue. Le relais reçoit du stator les données suivantes: - les tensions de sortie de l'alternateur sur les trois phases: - les intensités circulant dan la charge sur le trois phases: - la tension continue d'excitation:

Vsa, Vsb, Vsc Icha, Ichb, Ichc VE

Il calcule la tension directe Vs et le courant direct Ich. A partir de ces données, le point de fonctionnement de l'alternateur (admittance Ich / Vs), peut être placé par rapport aux droites ∆1 et ∆2 d'une part, ∆3 d'autre part: - si le point de fonctionnement se trouve à la droite de ∆1 et ∆2, le relais délivre soit une alarme temporisée, soit un ordre de déclenchement temporisé. La temporisation est réglée à une valeur suffisante pour laisser au régulateur le temps d'agir, par exemple 10 secondes; - si le point de fonctionnement se trouve à droite de ∆3, le relais délivre un ordre de déclenchement immédiat.

Bibliographie [116]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 masse rotor (ANSI standard 64 R) Problème: détecter un défaut d'isolement entre le rotor et la masse. Solution proposée: Une tension alternative, 45 V par exemple, est injectée entre une des bornes du rotor et la masse. Le courant alternatif correspondant est mesuré. La valeur mesurée conduit à élaborer une alarme, pour un seuil bas, et un ordre de déclenchement, pour un seuil plus élevé. Pour s'affranchir des interférences avec les courants créés par les changements des tensions continues alimentant le rotor, à travers les capacités entre rotor et terre, la polarité de cette tension auxiliaire est inversée régulièrement. Le relais délivre une alarme instantanée, et un ordre de déclenchement temporisé de quelques secondes. Les défauts d'isolement conduisant à un ordre de déclenchement peuvent atteindre quelques kΩ. Ceux conduisant à une alarme peuvent atteindre quelques dizaine de kΩ. Bibliographie [117] Déséquilibre (ANSI standard 46) Problème: Un courant inverse crée un échauffement par courants de Foucault dans le rotor, proportionnel au carré de ce courant. Solution: Une image thermique est créée, alimentée par le courant inverse. Lorsque la température ainsi calculée atteint un seuil donné, le relais délivre une alarme, et lorsqu'elle atteint un seuil plus élevé, le relais délivre un ordre de déclenchement. Le temps séparant l'alarme du déclenchement est de l'ordre de quelques minutes. Bibliographie [116]

Retour de puissance (ANSI standard 32): Problème: Lorsque l'apport d'énergie mécanique issu de la turbine vient à manquer, la puissance active circule du réseau vers l'alternateur. L'alternateur doit alors être arrêté. En effet, cette situation peut correspondre à un mauvais fonctionnement de la turbine, qui peut alors être endommagée. Solution: un relais mesure le sens de transit de l'énergie active. De plus, la mesure de l'énergie, quel que soit son sens, permet d'informer l'équipement ayant en charge le démarrage et l'arrêt du générateur. Bibliographie [116] Sur - fréquence et sous - fréquence (ANSI standard 81) Problème: - une fréquence trop élevée peut détériorer le rotor qui tourne trop rapidement. - une fréquence trop basse conduit à un fonctionnement non appropriée de l'équipement auxiliaire du générateur et du transformateur de groupe (voir dépassement de flux) Solution: mesure de fréquence. Une détection très précise des seuils de fréquence est nécessaire. Les relais contiennent généralement un seuil de sous - fréquence et un seuil de sur - fréquence pour les générateurs de faible puissance, et deux seuils - un seuil d'alarme et un seuil de déclenchement - pour les générateurs plus puissants. Bibliographie [116], [117]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 Perte de synchronisme (ANSI standard 78) Problème: Quand un générateur perd le synchronisme avec les autres générateurs connectés au même réseau, les clients sont incorrectement alimentés. De plus, tous les générateurs subissent des contraintes très sévères, et plus particulièrement celui qui se trouve le plus près du centre de l'oscillation de puissance (point où la tension est nulle). Solution proposée: Les oscillations de puissance sont détectées en mesurant le module de l'impédance directe, qui oscille entre un minimum et un maximum. L'ordre de déclenchement est donné après un, deux, ou trois oscillations de puissance. Ces relais sont coordonnés avec les relais de débouclage sur perte de synchronisme (voir cinquième partie, §31, § 112 et quatrième partie, § 2) Bibliographie [118]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 Masse stator (ANSI standard 64) Problème: mesurer les défauts d'isolation entre le stator et la terre. Solution proposée: la détection est réalisée en mesurant le courant homopolaire sur les bornes de l'alternateur. Pour cela les enroulements basse tension des réducteurs de courant placés sur ces bornes sont connectés en triangle ouvert. Cette méthode permet la détection de défauts sur les enroulements du stator, mais seulement s'ils sont suffisamment éloignés du point neutre. Pour détecter les défauts d'isolation situés sur le point neutre, ou très près de lui, une tension additionnelle est injectée entre la terre et le stator. Pour cela on utilise une fréquence différente de 50 Hz, par exemple 20 Hz, afin que la mesure ne soit pas perturbée par les tensions induites par couplage capacitif. Cette tension est injectée sur les bornes du triangle ouvert. Le relais, grâce à ses filtres, sépare la tension à 50 hz de la tension à 20 hz.

réducteur de tension phase a

réducteur de tension phase b stator réducteur de tension phase c relais présence courant neutre

sortie du triangle ouvert

charge

relais

générateur 20 hz

Bibliographie [116], [117], [118]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 Défaut entre spires (ANSI standard 64 W) Problème: Il existe un défaut d'isolement entre deux spires du stator, sans qu'il y ait de défaut entre une spire et la masse. Solution proposée: Ce défaut crée un déséquilibre sur les tensions de sortie, qui est détectée comme la précédente par la tension mesurée sur la sortie du triangle ouvert. La discrimination entre les défauts entre spires et les défauts entre stator et masse est obtenue par la détection d'un courant dans le neutre. Bibliographie [117]

Surtension (ANSI standard 59) Problème: Une tension trop haute peut provoquer des claquages. Solution proposée: chaque tension de phase est mesurée. Le relais comporte un seuil d'alarme et un seuil d'alarme instantané, et un seuil de déclenchement plus élevé, temporisé de quelques secondes. Bibliographie [116], [117]

Surcharge (ANSI standard 49) Problème: si un courant trop élevé circule dans le stator, ce dernier s'échauffe progressivement, et peut alors être endommagé. Solution proposée: les courants du stator ont envoyés dans une image thermique, qui prend en compte la température extérieure. Le relais élabore une alarme surcharge, et ensuite, grâce à un élément à temps inverse, un ordre de déclenchement Le déclenchement peut apparaître après un temps de l'ordre de quelques minutes à plusieurs heures. Bibliographie [119]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 Relais de protection différentielle (ANSI standard 87)

Problème: détection des défaut d'isolement dans une zone donnée, limitée par de réducteurs de courant. Solution proposée: faire la somme de tous les courants entrant dans la zone protégée, et la comparer à la somme des modules des courants. Ce principe peut être utilisé aussi bien pour les générateurs que pour les transformateurs. - transformateurs: le relais fait la somme des trois courants de phase coté primaire, et du courant de neutre s'il y a lieu. Il fait de même la somme des trois courants de phase coté secondaire, et du courant de neutre s'il y a lieu. Chacune de ces sommes, qui est appelée courant différentiel, et comparée à la somme des modules des mêmes courant, qui est appelée courant de polarisation. L'ordre de déclenchement est donné si le courant différentiel est supérieur à un seuil donné, et supérieur à un pourcentage donné du courant de polarisation. Ce relais permet la détection de court circuits entre les enroulements primaires et secondaires, ou entre un enroulement et la cuve. Certains défauts entre enroulements primaires et secondaires sont difficiles à détecter de cette manière. Une meilleure sensibilité est obtenue par la fonction " protection restreinte contre les défauts à la masse" qui compare la phase du courant de neutre avec celle de la somme des courants de phase. Si leur phase est opposée, le défaut est extérieur. Sinon, le défaut est à l'intérieur du transformateur. Le relais de protection différentielle doit être insensible aux faux courants différentiels, créés par: . le courant d'appel lors de l'enclenchement des transformateurs (harmonique 2); . le courant dû à la saturation des réducteurs de courant; . l'harmonique 5 dû au dépassement de flux. - générateurs: Le relais détecte le défauts entre les enroulements et la masse. Il est redondant avec le relais masse - stator. Il ne détecte pas les défauts entre spires.

Bibliographie [120] Dépassement de flux (ANSI standard 59 / 81) et Buchholz voir troisième partie, § 19

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 7 Protection de réserve Problème: Si un court circuit apparaît sur le réseau, les relais de protection du réseau ont en charge son élimination sélective. Cependant, s'ils sont défaillants, des relais de protection de réserve, très simples et très temporisés, sont chargés, en dernier secours, de protéger les générateurs. Première solution proposée: protections de surintensité (ANSI standard 51) Amélioration: si le courant devient plus faible que le seuil de déclenchement avant la fin de la temporisation, mais si la tension reste au - dessous d'un seuil donné, le relais reste excité jusqu'au déclenchement, ou jusqu'au retour à une tension correcte. Le but de cette fonction est l'élimination totale du défaut, en cas d'élimination partielle par les relais du réseau. Seconde solution proposée: Protection d'impédance (ANSI standard 21) C'est une protection de distance classique, qui peut contenir une fonction antipompage. (voir troisième partie)

Bibliographie [116], [117]

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

AIDE INFORMATISEE AU REGLAGE DES PROTECTIONS DE DISTANCE installées sur les lignes du réseau de transport d’énergie électrique (voir aussi la notice)

1 - Exposé du problème

Les fabricants de protections de distance rivalisent d’astuces pour améliorer les performances de leurs équipements, mais une grande partie de leur ingéniosité peut s’avérer inutile si les réglages , qui sont à la charge de l’exploitant, ne sont pas correctement déterminés.

A priori, le problème des réglages semble simple: il s’agit de régler la caractéristique de mise en route, et éventuellement la caractéristique d’antipompage, de telle manière que la protection ne soit pas sollicitée lorsqu’il n’y a pas de court circuit sur le réseau avoisinant. Pour cela, il suffit de délimiter, dans un même plan d’impédance, le domaine où le point de fonctionnement hors court circuit peut se trouver, et de placer les caractéristiques de la protection de telle manière qu’elles n’empiètent pas sur ce domaine.

Pourtant, dans la pratique, de nombreuses causes d’erreur apparaissent. Elles sont essentiellement dues au fait que les différents comparateurs n’utilisent pas, d’une protection à l’autre, ou même à l’intérieur d’une même protection, les mêmes tensions et courants comme grandeurs d’entrée. Ceci revient à dire qu’ils ne travaillent pas dans les mêmes plans d’impédance.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

1 - 1 - Grandeurs d’entrée des protections Quelques exemples (voir annexe 6): - 7SA511 de Siemens Boucles phase-terre: Boucles phase-phase:

Va / (Ia + ko*Ir); ... (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

Antipompage:

(Va - Vb) / (Ia - Ib)

- EPAC et PXLN de Alstom Boucles phase-terre, bandes horizontales: Boucles phase-terre, bandes obliques: Boucles phase-phase:

Va / (Ia + ko*Ir); ... Va / Ia ; ... (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

Antipompage:

id boucles phase-terre

-PD3A de Alstom Boucles phase-terre, bandes horizontales: Boucles phase-terre, bandes obliques: Boucles phase-phase, bandes horizontales: Boucles phase-phase, bandes obliques:

Va / (Ia + ko*Ir); ... Va / Ia ; ... (Va - Vb) / (Ia - Ib); ... (Va - Vb) / Ia; ...

Antipompage:

id boucles phase-phase

- PDS de Alstom Boucles phase-terre, bandes horizontales: Boucles phase-terre, bandes obliques: Boucles phase-phase:

Va / (Ia + ko*Ir); ... Va / Ia ; ... (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

Antipompage:

id boucles phase-terre, bandes obliques

- PXLC de Alstom Boucles phase-terre: Boucles phase-phase:

Va / Ia ; ... (Va - Vb) / Ia ; ...

Antipompage:

id boucles phase-phase

- PXLP de Alstom Boucles phase-terre, image aval: Boucles phase-terre, image amont: Boucles phase-phase:

Va / (Ia + ko*Ir); ... Va / Ia ; ... (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

Antipompage:

id boucles phase-phase

- RAZOA de ABB Boucles phase-terre: Boucles phase-phase:

Va / Ia ; ... (Va - Vc) / Ia; ...

Antipompage:

Va / Ia

- REL 100 de ABB Boucles phase-terre, bandes horizontales: Boucles phase-terre, bandes verticales: Boucles phase-terre, sélection de phase: Boucles phase-phase: Boucles phase-phase, sélection de phase:

Va / (Ia + ko*Ir); ... Va / Ia ; ... Va / Ia (Va - Vb) / (Ia - Ib); ... (Va - Vb) / Ia

Antipompage:

id boucles phase-phase

- REZ1 de ASEA (ABB) Boucles phase-terre, relais mho: Boucles phase-terre, parallellogramme: Boucles phase-phase:

Va / (Ia + ko*Ir); ... Va / Ia ; ... (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

Antipompage:

Va / Ia

- RXAP de la compagnie des compteurs (ALSTOM) Boucles phase-terre: Boucles phase-phase:

Va / 2 * Ia ; ... (Va - Vb) / 2 * Ia ; ...

Antipompage:

id boucles phase-phase

- S 321 - 5 de Schweitzer Boucles phase-terre: Boucles phase-phase:

Va / (Ia + ko * Ir) ; ... (Va - Vb) / (Ia - Ib) ; ...

Antipompage:

id boucles phase-phase

- LZ 95 de BBC ( ABB)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

Boucles phase-terre: Boucles phase-phase:

Va / Ia ; ... (Va - Vc) / Ia ; ...

Antipompage:

Va / Ia

nota: les grandeurs données ci-dessus constituent une simplification par rapport au fonctionnement de ces protections.

En effet la plupart d’entre elles utilisent des comparateurs à trois entrées, comportant: - une tension, - une intensité représentative du courant circulant dans la ligne, - une intensité représentative du courant circulant dans le défaut. Par exemple, la protection PDS utilise, pour les bandes horizontales de la boucle an: - la tension Va, - le courant Ia + ko * Ir, - le courant Ia + Ir. Autre exemple, La S 321-5 utilise, pour la boucle a-n, - la tension Va, - le courant Ia + ko * Ir, - le courant (3 / 2) * (Iia + Io).

Mais dans les cas de fonctionnement hors défaut ces courants sont en phase et nous pouvons nous ramener à une mesure dans un plan d’impédance..

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

1 - 2 - Plans d’impédance Pour assurer la compatibilité entre - la caractéristique de mise en route , et éventuellement d’antipompage, d’une part, -la caractéristique de fonctionnement hors défaut, d’autre part, il faut que les deux premières caractéristiques se trouvent obligatoirement à l’intérieur de la troisième. Pour que cette comparaison soit aisée, il faut que les trois caractéristiques soient tracées dans le même plan d’impédance, pour chacune des boucles de mesure. Or, les rapports entre les grandeurs d’entrée définies précédemment correspondent à des plans d’impédance différents d’une protection à l’autre.

En revanche les mesures de distances sont toujours élaborées dans les mêmes plans, à savoir:

- pour les boucles phase-phase - pour les boucles phase-terre

(Va - Vb) / (Ia - Ib) Va / (Ia + ko * Ir)

Il semble donc normal de ramener toutes les impédances dans ces plans. Ceci conduit à des rotations et à des homothéties de caractéristiques, différentes suivant que l’on se trouve en fonctionnement hors défaut ou en régime de défaut.

En effet: en régime de fonctionnement hors défaut équilibré, j * 30° Ia - Ib = Ia *✓ 3 * e Ia + ko * Ir = Ia

alors qu’en cas de défaut biphasé sur une ligne en antenne à vide Ia - Ib = 2 * Ia

et en cas de défaut monophasé sur une ligne en antenne à vide Ia + ko * Ir = Ia * (1 + ko)

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

exemples:

Caractéristique élaborée par la PXLC dans le plan (Va - Vb) / Ia

Plan (Va - Vb) / Ia

Plan (Va - Vb) / (Ia - Ib) en cas de défaut biphasé

rapport 2

Plan (Va - Vb) / (Ia - Ib) en cas de transit équilibré

rapport √ 3, rotation 30°

Caractéristique élaborée par la RAZOA dans le plan (Va - Vc ) / Ia

Plan (Va - Vc) / Ia

Plan (Va - Vc) / (Ia - Ic ) en cas de défaut biphasé

rapport 2

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Plan (Va - Vc) / (Ia - Ic) en cas de transit équilibré

rapport √ 3, rotation + 30°

Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

Caractéristique élaborée par la PD3A Droites horizontales obtenues par un comparateur travaillant dans le plan Va / (Ia + ko * Ir) Droites obliques obtenues par un comparateur travaillant dans le plan Va / Ia

Plan Va / Ia en cas de défaut a-terre

Plan Va / Ia en cas de transit équilibré

Xaval(1 + ko) Xaval

Rd

Rd

aplatissement

Plan Va / (Ia + ko * Ir ) en cas de défaut a-terre

Plan Va / (Ia + ko * Ir ) en cas de transit équilibré

X aval

X aval

Rd / (1 + ko)

Rd

étirement horizontal

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

1 - 3 - Caractéristique de fonctionnement hors défaut

1 - 3 - 1 - Caractéristique de transit normal.

Elle est tracée dans le plan des impédances directes. Traditionnellement, la caractéristique suivante est utilisée:

Transit amont

Transit aval

Les points représentatifs du transit se trouvent - à l’extérieur d’un cercle de rayon Vmin / Imax, Vmin étant la tension minimale au poste et Imax l’intensité maximale sur la ligne, - entre deux droites inclinées de ± 30 ° sur l’axe des R, car il est généralement admis que la puissance réactive transitant sur une ligne ne dépasse pas la moitié de sa puissance active.

Mais une telle caractéristique peut s’avérer inutilement contraignante. En effet les dispatchers conduisent le réseau dont ils ont la charge de telle manière que: - la tension reste située, dans chaque poste, à l’intérieur d’une plage limitée par une tension minimale Vmin et une tension maximale Vmax, ces valeurs étant définies pour chaque niveau de tension, - le courant reste situé au-dessous du courant maximal admissible Imax. En revanche, ils ne contrôlent pas le rapport entre puissance active et puissance réactive. Le tracé des droites à 30° résulte d’une constatation a posteriori et non d’une règle d’exploitation.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

L’observation des règles ci-dessus conduit à placer le point de fonctionnement à l’extérieur des 4 cercles suivants:

C1 = cercle obtenu lorsqu’à l’extrémité A où se trouve la protection la tension vaut Vmin, et le courant Imax, C2 = cercle obtenu lorsqu’à l’extrémité opposée B la tension vaut Vmin, et le courant Imax, C3 = cercle obtenue lorsque VA = Vmax et VB = Vmin, et que les deux tensions tournent l’une par rapport à l’autre, C4 = cercle obtenu lorsque VA = Vmin et VB = Vmax, et que les deux tensions tournent l’une par rapport à l’autre. De plus nous conservons les deux droites à ± 30 °, qui théoriquement peuvent être transgressées sans que le dispatcher soit alerté, mais qui, dans la pratique, ne le sont pas.

C3

C2 B transit aval transit amont C1

A

C4 droite limitant la puissance réactive

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

1 - 3 - 2 - Report de charge triphasé (voir annexe 2) Lorsqu’un défaut apparaît sur une ligne, il provoque le déclenchement des disjoncteurs de la ligne, puis, au bout d’un temps variant de quelques centaines de millisecondes à quelques secondes, leur réenclenchement, réussi dans 95% des cas. Pendant le temps où la ligne est isolée, les autres lignes du réseau se trouvent momentanément surchargées. Il est important qu’à ce moment là, les protections de ces lignes ne provoquent pas de déclenchement intempestif. Le cas le plus contraignant est celui que l’on rencontre lorsque deux réseaux sont reliés par deux lignes en parallèle, et lorsque dans chacune d’entre elles circule l’intensité maximale compatible avec la géométrie de la ligne. Si l’une d’elles déclenche, le transit sur l’autre ligne se trouve multiplié par un facteur que l’on prend généralement égal à 2. En fait ce rapport est dans la plupart des cas inférieur à 2, et d’autant plus faible que: - la ligne est plus longue, - le transit initial est plus important, - les réseaux d’extrémité sont plus puissants.

Une valeur maximale de ce coefficient pour une ligne et un transit donné peut être déterminée. Elle correspond à la valeur minimale des puissances de court circuit des postes d’extrémité compatible avec les valeurs de Vmax, Vmin et Imax.

exemple: - ligne 400 kV, - longueur 200 km (ZL = 50 Ω), - courant de transit maximal 2000 A. Le coefficient de report de charge maximal est de 1,7.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

1 - 3 - 3 - Report de charge monophasé ( voir annexe 2) Sur les réseaux 400 kV et 225 kV, il est demandé aux systèmes protection - réenclencheur de ne commander le déclenchement que d’un seul pôle de disjoncteur, si un court circuit monophasé apparaît. Ceci conduit à un report de charge déséquilibré sur les autres lignes du réseau. Les contraintes créées par ce type de report diffèrent d’une protection à l’autre: - si une protection est dotée d’un relais de courant homopolaire à seuil fixe, réglé par exemple à 20 % de l’intensité nominale, en cas de transit supérieur à l’intensité nominale elle est orientée sur les boucles phase-terre,

- si elle est dotée d’un relais à pourcentage, réglé par exemple à 20 % de l’intensité de phase la plus élevée, elle reste orientée sur les boucles phase-phase.

Ensuite, le comportement de la protection dépend des grandeurs d’entrée sur les comparateurs. Une analyse doit être faite pour chaque protection.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

1 - 3 - 4 - Protection des sorties de centrales de production d’énergie Une caractéristique de transit particulière est demandée pour le réglage des protections placées sur les lignes d’évacuation de groupes de production. Pour la protection placée coté centrale et orientée vers le réseau, les points représentatifs du transit doivent alors se trouver à l’extérieur de : - un cercle Cs centré sur l’origine, et déterminé par la puissance apparente maximale du groupe, - un cercle Cp centré sur l’axe des R et passant par l’origine, et déterminé par la puissance active du groupe, - les cercles C3 et C4 définis précédemment. Ils doivent aussi se trouver à droite de l’image de la ligne, le transit se faisant nécessairement de la centrale vers le poste.

C3 pas de transit amont

Zone de transit aval

Cs Cp

C4

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

Pour une protection située au poste et orientée vers la centrale, nous obtenons une caractéristique se déduisant de celle décrite ci-dessus par:

- une symétrie autour de l’origine - et une translation égale à l’image de la ligne.

1 - 3 - 5 - Alimentation des clients

Une caractéristique particulière est demandée pour l’alimentation des postes client: comme le dispatcher ne peut pas agir sur la tension chez le client, et que de plus la charge peut être, pour certaines applications particulières telles que les fours à arc, fortement inductive,

la caractéristique de transit se réduit au cercle C1.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

2 - Programme de calcul réalisé pour EDF.

Ce programme a été élaboré non pas pour imposer, mais pour proposer des valeurs de réglage.

Le régleur peut ensuite les modifier et vérifier leur validité sur le diagramme ainsi obtenu.

Le nom du programme est PARAPLUIE, c’est à dire:

Programme d’

Aide au

Réglage des

Appareils de

Protection de

Ligne

Utilisant l’

Impédance

Electrique.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

2 - 1 - Grandeurs spécifiées: Tension nominale composée

400 kV;

225 kV;

90 kV;

63 kV

Tension minimale composée

360 kV;

200 kV;

77 kV;

54 kV

Tension maximale composée

420 kV;

245 kV;

100 kV;

73 kV

63 kA;

40 kA

31 kA;

31 kA

Courant de court circuit maximal: 2 - 2 - Cas de réseau pris en compte 2 - 2 - 1 - Reports de charge

Ils sont traités en s’appuyant sur la note D 5840- CE - 96-30 « détermination de l’impédance apparente et des reports de charge au cours des cycles de réenclenchement monophasés et triphasés » du guide de réglage.

Les reports de charge peuvent être monophasés ou triphasés. Nous pouvons entrer de manière indépendante - le courant maximal en deçà duquel un report de charge triphasé ne doit pas mettre en route la protection, - le courant maximal en deçà duquel un report de charge monophasé ne doit pas mettre en route la protection, - le courant maximal en deçà duquel la protection ne doit pas se mettre en route, mais pour lequel l’insensibilité aux reports de charge n’est pas demandée.

2 - 2 - 2 - Protection des sorties de centrales le programme traite aussi bien le cas des protections placées sur la ligne coté centrale (liaison longue) que celui des protections placées sur la ligne coté poste (liaison longue ou courte).

2 - 2 - 3 - Alimentation des clients Dans ce cas, seule est prise en compte l’intensité maximale qu’EDF s’est engagée à fournir au client. Les reports de charge ne sont pas pris en compte.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 8

2 - 3 - Type de ligne pris en compte La ligne protégée peut être - simple, - double , c’est à dire associée à une ligne en parallèle par une impédance mutuelle homopolaire, - double sur une partie de sa longueur, - à trois extrémités. Dans ce cas un test est réalisé pour savoir si tous les défauts peuvent être vus en première zone par au moins une extrémité. Ce test est réalisé conformémént aux indications de la note D 631.91 / BD / LB / n° 3002 « lignes à trois extrémités » de Bernard Duchêne. La ligne peut posséder ou non un cable de garde. Les systèmes de téléaction pris en compte sont: -l’accélération de stade - le blocage. 2 - 4 - Protections traitées 7SA 511; PXLP; REZ1;

EPAC;

PDS;

PXLN; REL 100;

RXAP;

PD3A; PXLC;

RAZOA; S 321-5.

Chacune d’elles a fait l’objet d’une étude préalable (notes D 5840 / CE / 1 à 12) Pour chacune d’entre elles le programme - fournit un ensemble de tableaux proposant une valeur de réglage pour chacun des paramètres, - dessine la caractéristique de transit et la caractéristique de la protection tracée à partir de ces paramètres de réglage. - élabore un ensemble de diagnostics permettant au régleur de vérifier que certaines contraintes définies dans le guide de réglage ont bien été respectées. Le régleur peut ensuite modifier les valeurs proposées. Le programme re - dessine alors la caractéristique obtenue à partir de ces nouvelles valeurs. Lorsque le régleur est satisfait, il commande l’impression des réglages sur une feuille qui peut être transmise aux personnes chargées d ’afficher les réglages sur les protections.

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Une autre possibilité est offerte, pour parfaire les réglages: la superposition, dans un même plan, des caractéristiques de deux protections situées - soit au même point, - soit aux deux extrémités d’une même ligne, - soit sur deux départs d’un même poste. Ceci permet de détecter certains risques de déclenchement intempestif ou de défaillance dus à l’incompatibilité des caractéristiques de certaines protections entre elles.

2 - 5 - Mise en oeuvre du programme Le programme a été réalisé en utilisant le logiciel VISUAL BASIC. L’exécutable occupe environ 2,5 Mégaoctets.

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Michel Lami

4, Allée des Poiriers, 54520 Laxou Tel 03 8341 1315 06 6245 4113 E.mail

[email protected]

PARAPLUIE Notice d'utilisation Parapluie signifie: Programme d’Aide au Réglage des Appareils de Protection de Ligne Utilisant l’Impédance Electrique Il a pour but de fournir une aide aux personnes chargées de déterminer les réglages des protections de distance installées sur les lignes de transport d'énergie électrique à haute et très haute tension. Ces réglages doivent être tels qu'ils permettent aux protections d'être aussi sensibles que possible aux défauts résistants, tout en restant insensibles aux divers phénomènes pouvant se produire lorsque la ligne est saine: transits élevés, reports de charge, pertes de synchronisme.

mis à jour le 4 Juillet 2001

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

Documentation de référence: Notes concernant le comportement du réseau:

Détermination de l'impédance apparente et des reports de charge au cours des cycles de réenclenchement monophasés et triphasés, D 5840 - CE - 96-30 [57], reprise dans l'annexe 2 Etude du comportement des protections de distance sur les lignes à trois extrémités, D.633.91/ BD / LB / N°3002. [57] Un résumé de cette note est donné en annexe 10

Notes concernant le comportement des protections Caractéristiques de quelques protections de distance (annexe 6): généralités

réglage de la 7 SA 511 réglage de la EPAC;

(groupée avec la PXLN)

réglage de la PD3A réglage de la PDS; réglage de la PXLC; réglage de la PXLP;

(traite aussi de la mise en route impédancemétrique de la DIFL)

réglage de la PXLN; réglage de la RAZOA; réglage de la REL 100; réglage de la REZ1; réglage de la RXAP; réglage de la S 321-5; réglage de la LZ 95;

(non installée sur PARAPLUIE)

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SOMMAIRE 1 - Caractéristiques prises en compte pour les lignes à protéger

4

1 - 1 - Plans de référence

4

1 - 2 - Fonctions de la ligne à protéger

4 5 5 5 5

1 - 2 - 1 - Liaison d’interconnexion 1 - 2 - 2 - Liaison centrale - poste, protection placée à la centrale 1 - 2 - 3 - Liaison centrale - poste, protection placée au poste 1 - 2 - 4 - Alimentation d’un client

1 - 3 - Caractéristiques les plus contraignantes pour les lignes d’interconnexion 1 - 3 - 1 - Caractéristique dite « triphasés » 1 - 3 - 2 - Caractéristique dite « monophasée » 1 - 3 - 3 - Caractéristique dite « maximale »

6 6 6 6

1 - 4 - Dispositions constructives de la ligne

6

2 - Description des différentes fenêtres du programme

7

2 - 1 - Fenêtre de démarrage

7

2 - 2 - Fenêtre principale de réglage d’une protection 2 - 2 - 1 - Zone de menu 2 - 2 - 1 - 1 - Zone de menu « poste » 2 - 2 - 1 - 2 - Zone de menu « réseau » 2 - 2 - 1 - 3 - Zone de menu « tracé » 2 - 2 - 1 - 4 - Zone de menu « à propos » 2 - 2 - 2 - Icônes 2 - 2 - 3 - Zone de tracé 2 - 2 - 4 - Zone « caractéristique » 2 - 2 - 5 - Zone « report de charge » 2 - 2 - 6 - Ligne de statut

9 9 9 10 10 10 11 12 12 12 12

2 - 3 - Superposition des réglages

13

3 - Mise en œuvre

15

3 - 1 - Installation du programme « Parapluie » 3 - 2 - Démarrage 3 - 3 - Menu « réseau » 3 - 4 - Double clic dans la zone « transit »

15

3 - 4 - 1 - Ligne à deux extrémités 3 - 4 - 2 - Ligne à trois extrémités

15 15 15 15 18

3 - 5 - Modification des valeurs proposées 3 - 6 - Diagnostics 3 - 7 - Impression

19 19 19

3 - 8 - Fin de l’étude

19

4 - Observations concernant chaque protection

20

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NOTICE D’UTILISATION 1 - Caractéristiques prises en compte pour les lignes à protéger 1 - 1 - Plans de référence (voir annexe 6) Les réglages sont obtenus en traçant dans un même plan d'impédance la caractéristique de transit vue par la protection sur chacune de ses boucles de mesure et les caractéristiques de la protection (mise en route, antipompage, zones de mesure de distance). Les plans utilisés sont: Va - Vb

Vb - Vc

Vc - Va

Ia - Ib

Ib - Ic

Ic - Ia

Va

Vb

Vc

pour les boucles phase - phase

pour les boucles phase - terre Ia + ko * Ir

Ib + ko * Ir

Ic + ko * Ir

1 - 2 - Fonctions de la ligne à protéger (voir annexe 2) 1 - 2 - 1 - Liaison d'interconnexion C'est une ligne qui relie deux (ou trois) postes du réseau de transport. Dans chacun de ces postes les personnes chargées de la conduite du réseau surveillent d'une part la tension, qui doit rester située dans une fourchette comprise entre deus valeurs Vmin et Vmax, et d'autre part l'intensité, qui doit rester inférieure à une valeur maximale It définie à partir des tableaux «IMAP». Le point représentatif du transit en régime équilibré se trouve à l'extérieur d'une caractéristique formée de quatre cercles:
cercle C1 obtenu lorsque I = It et V = Vmin à l'origine de la ligne (point où se trouve placée la protection considérée);
cercle C2 obtenu lorsque I = It et V = Vmin à l'extrémité de la ligne;
cercle C3 obtenu lorsque V = Vmin à l'extrémité de la ligne, et V = Vmax à l'origine de la ligne, et que ces deux tensions tournent l'une par rapport à l'autre de 0° à 360 °;
cercle C4 obtenu lorsque V = Vmax à l'extrémité de la ligne, et V = Vmin à l'origine de la ligne, et que ces deux tensions tournent l'une par rapport à l'autre de 0° à 360 °. Nota: si la ligne est une antenne passive, et si la protection se trouve coté source, les points de fonctionnement se trouvent nécessairement à droite de l'image de la ligne. Réciproquement, si la protection se trouve du coté du poste passif, les points de fonctionnement se trouvent à gauche de l'image de la ligne. Cette particularité n'est pas prise en compte dans Parapluie. En cas de régime déséquilibré, c'est à dire de report monophasé depuis une autre ligne, la caractéristique est analogue, mais les rayons des cercles C1 et C2 sont modifiés. Le cas du réenclenchement monophasé sur une ligne reliant deux réseaux indépendants n’est pas étudié, car il est supposé peu contraignant.

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1 - 2 - 2 - Liaison centrale - poste, protection placée à la centrale. Comme la puissance s'écoule toujours de la centrale vers la ligne, le point représentatif du transit se trouve à droite de l'image de la ligne. Il se trouve de plus situé à l'extérieur d'une caractéristique formée par les cercles suivants:
cercle C1, centré sur l'origine, et de rayon 3 * Vmin² / Smax. Il prend en compte la puissance apparente maximale fournie par la centrale;
cercle C2, passant par l'origine et centré sur l'axe des R, à droite de l'image de la ligne, de rayon 3 * Vmin² / 2 * Pmax. Il prend en compte la puissance active maximale fournie par la centrale;
cercles C3 et C4 définis comme ci-dessus. Nous admettons que le régime déséquilibré, c'est à dire le cycle monophasé sur la ligne considérée, ne conduit pas à une contrainte supplémentaire.

1 - 2 - 3 - Liaison poste - centrale, protection placée au poste. Comme la puissance s'écoule toujours de la centrale vers la ligne, le point représentatif du transit se trouve à gauche de l'image de la ligne. Il se trouve de plus situé à l'extérieur d'une caractéristique formée par les cercles suivants:
cercle C1, centré sur l'extrémité de la ligne, et de rayon 3 * Vmin² / Smax. Il prend en compte la puissance apparente maximale fournie par la centrale;
cercle C2, passant par l'extrémité de la ligne et centré sur une droite horizontale passant par cette extrémité, à gauche de l'image de la ligne, de rayon 3 * Vmin² / 2 * Pmax. Il prend en compte la puissance active maximale fournie par la centrale;
cercles C3 et C4 définis comme ci-dessus.

1 - 2 - 4 - Alimentation d'un client. Comme EDF n'est pas maître de la tension aux bornes du client, la caractéristique de transit se réduit au cercle C1 tel que défini au § 1-2-1. Si le client est alimenté par deux lignes, nous admettons que la contrainte maximale est obtenue lorsque une seule ligne est parcourue en régime équilibré par le courant maximal pouvant transiter sur l’ensemble des deux lignes. Le cycle de réenclenchement n’est pas étudié, car il dépend du schéma du réseau du client. .

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1 - 3 - Caractéristiques les plus contraignantes pour les lignes d'interconnexion 1 - 3 - 1 - Caractéristique dite « triphasée » Elle est obtenue lorsque l'intensité circulant dans la ligne a la valeur I tri, et qu'un cycle de réenclenchement triphasé se produit sur une ligne adjacente. 1 - 3 - 2 - Caractéristique dite « monophasée » Elle est obtenue lorsque l'intensité circulant dans la ligne a une valeur I mono, et qu'un cycle de réenclenchement monophasé se produit sur une ligne adjacente. 1 - 3 - 3 - Caractéristique dite « maximale » Elle est obtenue lorsque l'intensité circulant dans la ligne a une valeur I max. Dans ce cas l'insensibilité aux reports mono - et triphasés n'est pas demandée. Les trois valeurs sont liées par:

Itri ≤ I mono ≤ I max

1 - 4 - Dispositions constructives de la ligne. Elle peut être
simple;
double, c'est à dire cheminant sur la même file de pylône qu'une autre ligne, sur toute sa longueur. Dans ce cas, il faut prendre en compte le coefficient d'inductance mutuelle homopolaire, et régler les zones différemment;
double sur une partie seulement. Elle est alors décomposée en deux tronçons, le tronçon double étant toujours le premier;
à trois extrémités. Elle est alors traitée en utilisant l'annexe 10. Elle peut aussi
être longue ou courte
posséder ou non un câble de garde. Cette particularité n'a d'influence que pour les lignes doubles.

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2 - Description des différentes fenêtres 2 - 1 - Fenêtre titre Pour commencer, la case « superposer deux protections » n’est pas cochée. Sinon voir § 23.

Dans cette fenêtre tu dois saisir obligatoirement le nom du poste A, du poste B, et de la protection. Saisis le nom du poste C s'il y a lieu. Le programme comporte une base de données qui permet de garder en mémoire les noms des liaisons précédemment étudiées, les paramètres correspondants et les réglages des protections qui leur sont affectées. Chaque liaison comporte soit deux extrémités (poste A - poste B), soit trois extrémités (poste A - poste B - poste C). A un poste A peuvent correspondre plusieurs postes B, donc plusieurs liaisons, mais à un poste B ne peut correspondre qu'un poste C. Les liaisons à trois extrémités doivent être entrées de telle manière que les distances entre les postes et le point de piquage Z soient telles que: Poste A - Z < poste B - Z < poste C - Z Les protections placées à chaque extrémité d'une liaison peuvent être soit différentes, soit identiques. Dans ce dernier cas, chacune d'elles est distinguée des autres par un numéro (de 1 à 6), qui sera choisi lors de son enregistrement dans la base de données. Ce numéro n'apparaît que si tu choisis une protection déjà enregistrée. Il n'apparaît pas si tu choisis «nouvelle protection». Si tu choisis une protection déjà enregistrée et son numéro, et si tu cliques sur «supprimer», une fenêtre apparaît, te permettant de supprimer soit la protection, soit la liaison et toutes les protections qui lui sont associées, soit toutes les liaisons partant du poste A. Si tu choisis une protection et son numéro et si tu cliques sur «ouvrir», le diagramme de la protection apparaît.

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Si tu choisis «nouvelle protection» dans «nom de la protection» et si tu cliques sur «ouvrir», la fenêtre suivante s'ouvre:

Choisis la protection que tu désires placer, et confirme ou non dans la fenêtre suivante:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 2 - 2 - Fenêtre principale de réglage d'une protection

Lorsque tu as confirmé le choix de la protection, la fenêtre principale s'ouvre. Sur la zone de tracé, seuls les axes de coordonnées apparaissent.

2 - 2 - 1 - Zone de menu 2 - 2 - 1 - 1 - Zone de menu « poste »
Sauvegarde permet de sauvegarder les valeurs « réseau » qui ont été entrées dans les fenêtres suivantes, ainsi que les paramètres de réglage correspondants de la protection. À l'ouverture d'une autre session sur la même liaison, avec la même protection, et avec le même numéro, ces réglages seront réaffichés.
Changer

fait apparaître la fenêtre titre, qui permet de choisir une autre protection, ou une autre liaison.


Quitter

permet de sortir du programme.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 2 - 2 - 1 - 2 - Zone de menu « réseau »
Option réseau ouvre 4 fenêtres qui permettent d'entrer les paramètres du réseau nota: - lorsque tu inscrits un renseignement dans une fenêtre les autres fenêtres peuvent se trouver modifiées. Par exemple si dans la fenêtre « type de réseau » tu choisis « liaison centrale poste », dans la fenêtre « impédance - puissance » apparaissent les champs « Puissance maximale du groupe », et « puissance apparente maximale du groupe ». Les intensités affichées dans la fenêtre «intensités» ne sont plus affichées. - dans la fenêtre « impédance - puissance », des valeurs de réactance de transformateurs sont demandées. Ce sont les réactances directes des transformateurs situés à chaque extrémité de la ligne. Elles sont utilisées pour réaliser des diagnostics: la protection détecte-t-elle des défauts de l’autre coté des transformateurs? - si tu as choisi les 3 postes, les choix de type de réseau ne sont plus possibles. Seule l'option «ligne d'interconnexion simple» est possible.


valeurs réseau ouvre une fenêtre (ligne simple ou double), ou deux fenêtres (ligne double en partie), ou trois fenêtres (ligne à trois extrémités), qui permettent d'entrer les paramètres électriques liés à la structure géométrique de la ligne. Pour les lignes doubles en partie, le premier tronçon est celui qui comporte une mutuelle homopolaire, quelle que soit sa position géographique.


ligne double, ou ligne triple, permet de choisir la position de la protection sur la liaison. De plus ligne triple ouvre 2 autres fenêtres permettant d'entrer les paramètres définis dans la note n°[2]. Nota: si les impédances des trois tronçons ne sont pas entrées par valeur croissante, les tests de protégeabilité de la liaison risquent d'être faux. 2 - 2 - 1 - 3 - Zone de menu « tracé » Pour chacun des éléments répertoriés, à savoir


transit,
image de la ligne,
zone d'antipompage,
report monophasé,
report triphasé,
zones,
directionnel,

tu peux faire apparaître une palette de couleurs qui permette de donner la couleur que l'on veut à l'élément correspondant, lorsque le tracé a été effectué. Imprimer fait apparaître une fenêtre permettant de faire imprimer tout ou partie des résultats du calcul de réglage: diagramme, paramètres, diagnostics. 2 - 2 - 1 - 4 - Zone de menu « à propos » Elle permet de faire apparaître l'icône de Parapluie.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 2 - 2 - 2 - Icônes Ce sont des « boutons » dont le rôle n'est pas primordial pour le réglage de la protection ; ils fournissent des services annexes.


Périphériques Impression du tracé et des réglages de la protection. Son rôle est le même que la commande « imprimer » de la zone de menu « tracer » Sauvegarde des paramètres de la ligne et les réglages de la protection. Son rôle est le même que la commande « sauvegarder » de la zone de menu « poste »


Outils de dessin Pas d'option de dessin active. Saisie de texte. Clique sur la zone de tracé : une zone de saisie de texte apparaît. Tape ton texte, puis Entrée () pour valider. Tu pourras ultérieurement modifier le texte saisi, en cliquant dessus (remarquez la forme différente du pointeur souris, en I) ; lors de la saisie du texte, Del () efface le dernier caractère saisi, et la touche d'échappement (Échap) efface la zone de texte. Courbes à main levée. Sur la zone de tracé, garde le bouton gauche de la souris appuyé et déplace la souris. Le dessin se fait uniquement avec une largeur de un pixel, dans la même couleur que les axes. Gomme. Utilise-la de la même manière que la courbe à main levée. Elle efface tout, sauf le texte (voir plus haut pour effacer une zone de texte). Tracé de cercles. Garde le bouton gauche de la souris appuyé et déplace la souris du centre vers le périmètre. Si tu maintiens la touche Shift () enfoncée quand tu cliques, un menu apparaît pour choisir la couleur, l'épaisseur et le style du trait. Tracé de lignes. Garde le bouton gauche de la souris appuyé et déplace la souris d'une extrémité à l'autre de la ligne. Si tu maintiens la touche Shift () enfoncée quand tu cliques, un menu apparaît pour choisir la couleur, l'épaisseur et le style du trait.


Options de tracé Ajoute les points importants au tracé (points névralgiques et centres des cercles de transit...) Ajoute les points importants au tracé avec leur nom. Trace, en plus de l'enveloppe du transit, les cercles complets en pointillé.


Diagnostics et Aide Affiche la fenêtre des diagnostics de réglage. Affiche une petite aide sur l'utilisation des icônes.

2 - 2 - 3 - Zone de tracé

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Cette zone est réservée au tracé de la caractéristique de transit de la ligne et, en superposition, la caractéristique de réglage de la protection.

Menu de « zoom » Ce menu est activé en cliquant sur la zone de tracé avec le bouton droit de la souris. Voici le rôle des différents éléments du menu.

Redessiner

Zoom Idéal Zoom + Zoom Zoom...

Efface la zone de tracé, et redessine la zone de transit et la caractéristique de la protection. Avertissement : les tracés optionnels (dessin à main levée, textes ajoutés... — voir section 3.2.2.2.) sont effacés. Ajuste le tracé à la taille de la caractéristique de transit et redessine (voir ci-dessus, en particulier l'avertissement). Agrandit le tracé, en le centrant sur l'origine, et redessine (voir ci-dessus, en particulier l'avertissement). Réduit le tracé, en le centrant sur l'origine, et redessine (voir ci-dessus, en particulier l'avertissement). Agrandissement personnalisé : trace la zone à visualiser dans un carré, en traçant ce dernier du centre vers le bord (appuie sur le bouton gauche de la souris pour sélectionner le centre et, sans lâcher le bouton, tire la souris pour agrandir le carré jusqu'à englober la section à agrandir) ; puis le programme redessine (voir ci-dessus, en particulier l'avertissement).

2 - 2 - 4 - Zone «Caractéristique

»

Elle fait apparaître ou non la caractéristique cliquée avec le bouton de gauche. Elle modifie la couleur de la caractéristique cliquée avec le bouton de droite. 2 - 2 - 5 - Zone « report de charge » Si tu cliques:
sur « triphasé »: la caractéristique de transit qui a été calculée lors d’un report de charge triphasé sera apparente;
sur « monophasé »: la zone de transit qui a été calculée lors d’un report de charge monophasé sera apparente;
sur « transit maximal »: la zone de transit qui a été calculée sans report de charge sera apparente. Si tu cliques
sur le bouton « Réglage » et que l’option « Régler » est activé, toutes les valeurs de réglages de la protection seront recalculées à partir des données fournies dans les zones de menu;
sur le bouton « Réglage » et que l’option « modifier » est activée, aucune valeur ne sera modifiée dans ce cas. Le bouton « Régler » ouvre la fenêtre de la protection. 2 - 2 - 6 - Ligne de statut Cette ligne en bas de la fenêtre principale précise le rôle de la commande ou de l'objet pointé par la souris.

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2-3- Superposition des réglages Pour utiliser cette possibilité, il faut au préalable avoir calculé les réglages de deux protections.
Dans la fenêtre titre, coche la case « superposer deux protections ». Deux onglets apparaissent.
Rentre l'adresse de la première protection (poste A, poste B, poste C, nom de la protection, numéro), puis clique l'onglet n° 2 pour entrer la deuxième protection. Clique « ouvrir ». La fenêtre principale pour la superposition des réglages apparaît, mais sans le diagramme.
Dans la zone « position des postes », clique la case correspondant à la position des deux protections l'une par rapport à l'autre. Les deux diagrammes superposés apparaissent. Pour rendre le diagramme plus lisible, tu peux supprimer l'un ou l'autre des éléments de ce diagramme. Pour cela clique le bouton « modifier l'affichage ».
Le bouton « détail des postes » te permet de visualiser la disposition des postes l'un par rapport à l'autre.
Les boutons « poste 1 » et « poste 2 » permettent de faire apparaître les fenêtres de réglage des protections. Ces fenêtres peuvent être modifiées comme précédemment.
Les icônes sont les mêmes que sur la fenêtre principale de réglage, ainsi que la ligne de statut. Cependant les feuilles de réglage éditées ici sont plus sommaires que celles éditées à partir de la fenêtre principale. La zone de menu «poste» permet de:
sauvegarder les valeurs du poste 1;
sauvegarder les valeurs du poste 2;
quitter. La zone de menu «tracé» permet de choisir
la couleur du diagramme de la protection située au poste 1;
la couleur du diagramme de la protection située au poste 2;
la couleur de l'image de la ligne;
la couleur des axes définissant l'emplacement du poste 2.

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3 - Mise en œuvre Installation du programme Parapluie à partir d'un message internet Crée le répertoire "site" attaché directement au lecteur C. Télécharge dans ce répertoire les fichiers suivants: poste.exe Erreur! Signet non défini. msvbvm.exe vb6frr.exe para.exe oleaut.exe Les fichiers contenus dans ces répertoires sont compressés sous Winrar et autoextractibles. Pour les décompresser, double - clique sur chacun d'eux. Un tableau apparaît. Clique sur "extract".Tu dois voir apparaître, à coté des fichiers précédents, les fichiers: Paraplui.exe (4586 ko) à coté de pebroc.exe Bd1.mdb (262 ko) à coté de poste.exe Msvbvm60.dll (1376 ko) à coté de msvbvm.exe Vb6fr.dll (117ko) à coté de vb6frr.exe Para3.ico (1ko) à coté de para.exe (500 o) Oleoaut32.dll (600 ko) à coté de Oleaut.exe (300ko) Télécharge le fichier install.exe qui n'est pas compressé. Double - clique sur install.exe. Une fenêtre apparaît, dans laquelle tu peux placer l'exécutable et la base de données à l'emplacement de ton choix. Clique ensuite sur "installer". A la fin de l'installation, un tableau apparaît, contenant une icône sous titrée Parapluie. Change d'icône en utilisant para3.ico En cliquant sur cette icône, tu dois lancer le programme. Une fenêtre doit s'afficher avec 5 combo - boxes et les libellés ""poste A", "poste B", "poste C", "protection", "numéro". Tu peux ensuite supprimer le répertoire "site", si l'installation est réussie.

3 - 1 - Démarrage.
Tape le nom du poste A, du poste B et, s'il y a lieu du poste C dans la fenêtre de démarrage.
Si le réglage de la protection étudiée n'a jamais été créé pour ce poste, choisis «Nouvelle Protection» dans la fenêtre «nom de la protection ».
Sinon, choisis dans la liste proposée la protection qui t'intéresse, avec son numéro.
Tape ensuite sur « ouvrir ». La fenêtre principale s'ouvre.

3 - 2 - Menu « réseau ».
Entre d'abord les propriétés de la ligne et de son environnement dans chacune des 4 fenêtres ouvertes par la commande « options réseau »: - type de ligne: longue ou courte, liaison d’interconnexion, centrale - poste, client; - TC et TT: choix des tensions et courants nominaux, primaires et secondaires;

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 - impédance - puissance: impédance directe des transformateurs d’extrémité, puissances des groupes de production; - intensités transit: intensités maximales de transit. nota: si tu choisis « ligne courte », une ligne supplémentaire apparaît dans la fenêtre « impédances puissances »: impédance de première zone vue à l’autre extrémité. Le renseignement de cette ligne permet l’élaboration du diagnostic « la première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection».
Entre ensuite les impédances de la ligne dans les fenêtres ouvertes (1, 2, ou 3) par la commande « valeurs réseau ».
S'il s'agit d'une ligne à deux extrémités, entre dans la fenêtre ouverte par la commande « ligne double » la position de la protection
S'il s'agit d'une ligne à trois extrémités, entre dans la fenêtre ouverte par la commande « ligne triple » la position de la protection, et, si tel est le cas, coche la case « calculs de courant de court circuit disponibles ». 2 nouveaux onglets apparaissent, ouvrant 2 fenêtres où tu peux entrer les valeurs des courants de court circuit.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

3 - 3 - Double clic dans la zone « transit » C’est lui qui provoque le calcul des réglages 3 - 3 - 1 - ligne à deux extrémités
Le double clic sur « triphasé » provoque l'ouverture de la fenêtre des réglages de zones. Cette fenêtre tient compte des données « réseau », mais pas de la protection considérée.
Clique « continuer ». Apparaît la fenêtre « report de charge », qui propose une valeur calculée pour le coefficient de report de charge correspondant au courant Itri.

De plus se trouve affichée une valeur de réactance pour la ligne adjacente. C'est la même que la réactance XL de la ligne considérée. Tu peux alors: - accepter le coefficient proposé, et cliquer sur « continuer », - imposer une autre valeur, par exemple 2, en inscrivant cette valeur dans le champ correspondant, - prendre en compte la valeur réelle de la réactance de la liaison adjacente XLa, en inscrivant cette valeur dans le champ correspondant, et la tension pour laquelle cette réactance a été déterminée grâce aux boutons prévus à cet effet, puis en cliquant sur le bouton « calculer ».

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 Attention! Dans ce dernier cas, si la valeur choisie pour la réactance de la liaison adjacente est inférieure à celle de la ligne considérée, le coefficient de report de charge peut devenir supérieur à 2. Mais dans ce cas une vérification s’impose, qui n’est pas réalisée dans le programme: Le courant de transit Itria sur la liaison adjacente avant report se déduit du courant Itri circulant sur la ligne considérée par: Itria = Itri * XL / Xla Si le courant Itri a la valeur maximale admissible pour la ligne considérée, le courant Itria ainsi trouvé peut avoir une valeur supérieure aux possibilités de transit de la liaison adjacente. Il faut alors repartir du courant Itria admissible par cette ligne, recalculer le courant Itri et le réintroduire dans la quatrième fenêtre de la ligne de menu « option réseau ».
Lorsque tu as déterminé le coefficient de report de charge et la valeur de l’intensité triphasés Itri qui te conviennent, tu cliques sur « continue », et les fenêtres de réglage de la protection apparaissent. Le calcul est effectué en prenant en compte la contrainte créée par le courant Itri, avec le coefficient de report de charge souhaité, et aussi le courant Imono avec un coefficient de report de charge égal à 1, et le courant Imax.


Si tu cliques sur OK, le diagramme correspondant au report de charge triphasé apparaît.
Tu peux ensuite double cliquer sur « monophasé » si ce bouton est valide. Sa validité dépend de la protection considérée:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 les protections qui possèdent un module de courant de terre avec un seuil à pourcentage ne sont pas commutées sur les boucles phase-terre en cas de report de charge monophasé, et dans ce cas le diagramme obtenu est moins contraignant que celui obtenu en cas de report de charge triphasé. Le bouton est alors invalide. A contrario, les protections qui possèdent un module de courant de terre avec un seuil fixe sont commutées sur les boucles phase-terre en cas de report de charge monophasé et de fort transit. Le bouton est alors valide.

La fenêtre de réglage de zones apparaît, identique à celle obtenue avec « triphasé ». Tu fais ensuite apparaître la fenêtre « report de charge ». Une valeur apparaît dans le champ de « saisie du coefficient de report de charge triphasé sur intensité admettant le report mono ». Il s'agit du coefficient de report sur la phase la plus surchargée (voir annexe 2) Tu peux ensuite ajuster ce coefficient comme précédemment. Ensuite, si tu cliques sur « continue », les réglages sont calculés en fonction des contraintes créées par Itri pour les reports de charge triphasés, et Imono pour les reports de charge monophasés, avec leurs coefficients de report de charge correspondants, et par Imax sans coefficient de report de charge. Les fenêtres qui apparaissent alors te fournissent ces réglages. Tu obtiens ensuite le diagramme correspondant au report monophasé. Tu peux indifféremment commencer par le bouton « monophasé », par le bouton « triphasé », ou par le bouton «maximal». Si, après apparition des fenêtres de réglage, et avant la première apparition du diagramme, tu modifies un paramètre, un message apparaît, t'informant que les paramètres suivants seront modifiés.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9 3 - 3 - 2 - Ligne à trois extrémités Le double clic sur « triphasé » provoque l’ouverture de la fenêtre ci-dessous. Dans cette fenêtre tu retrouves les réglages de zone, mais tu dois entrer les valeurs maximales de transit aux extrémités A, B, C. Ces valeurs se substituent à celles inscrites dans la quatrième fenêtre de la ligne « option réseau » de la zone de menu « réseau ». L’intensité prise en compte pour les reports de charge est la plus élevée des trois. On ne distingue pas l’intensité maximale permettant le report monophasé et celle permettant le report triphasé. La longueur prise en compte pour le tracé de la caractéristique est AB si la protection est placée en A ou B, AC si elle est placée en C. En bas à gauche de la fenêtre un test de protégeabilité de la ligne est proposé, d'après les critères de l'annexe 10. Le calcul se poursuit ensuite comme au § précédent.

Nota: le poste où la protection est installée est écrit en caractères gras

3 - 4 - Modification des valeurs proposées
Tu peux ensuite faire apparaître le diagramme correspondant au report triphasé en simple - cliquant sur « triphasé », au report monophasé en simple - cliquant sur « monophasé » et au transit maximal en simple cliquant sur « maximal ». Tu peux aussi faire apparaître les fenêtres de réglage en cliquant sur « réglages ».
Si les valeurs calculées ne te conviennent pas, tu peux modifier celles qui se trouvent dans des champs blancs. Un nouveau diagramme, prenant en compte ces nouveaux réglages, est proposé.
cas particulier: modification de l'antipompage Le diagramme est généralement tracé avec l'antipompage réglé à une valeur préférentielle. La suppression de l'antipompage, ou la modification du paramètre réglant sa largeur, provoque le tracé d'un nouveau diagramme, sans modification de la mise en route. Si alors tu cliques sur «recalcul des paramètres de mise en route», la mise en route est réadaptée aux transits.

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

3 - 5 - Diagnostics
Si tu cliques sur « diagnostic », Parapluie te donne les endroits où les critères demandés à la protection dans le dernier § de la note la décrivant ne sont pas satisfaits. Tu peux alors tenter de remédier à cette imperfection. Cas particulier: ligne courte protégée par un système à verrouillage. Dans la troisième fenêtre de la ligne « option réseau » de la zone de menu « réseau » de la fenêtre principale tu peux entrer la portée de la première zone aval de la protection située à l'autre extrémité. Tu peux ainsi vérifier que la zone amont de la protection considérée verrouille correctement la protection située à l'autre extrémité. nota: la liste des diagnostics possibles est donnée pour chaque protection au § 4.

3 - 6 - Impression Lorsque les valeurs de réglage que tu as obtenues te satisfont, tu cliques l’icône imprimante. Une fenêtre s’ouvre te permettant de choisir la page que tu veux imprimer: réglages seuls, ou diagramme et diagnostics seul, ou les deux. nota: la totalité des informations tient sur deux pages pour certaines protections, sur trois pages pour les autres.

3 - 7 - Sauvegarde C'est ici que le numéro de la protection est choisi. Attention, il faut, au début du programme, dans la fenêtre titre, repérer les numéros déjà utilisés.

3 - 8 - Fin de l’étude Tu peux soit sortir du programme, en cliquant sur « quitter » dans la fenêtre principale de réglage, soit étudier une autre configuration en cliquant « changer » dans la zone de menu « poste » de cette même fenêtre.

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4 - Observations concernant chaque protection (voir annexe 6)

4-1--

7 SA 511

- Sa feuille n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale. - Elle ne comporte pas de commande « antipompage en ou hors service ». Pour mettre hors service l’antipompage il faut mettre δr à zéro. Si tu ajoutes la valeur précédente de δr à la valeur précédente de Ra1, puis de Ra2, pour obtenir les nouvelles valeurs de RA1 et RA2, tu retrouves un diagramme compatible avec la caractéristique de transit. - Les zones 1 et 2 sont tracées pour les résistances de défaut monophasé. La zone 2 allongée, qui n’est pas utilisée à EDF, n’est pas tracée. Liste des diagnostics:

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Il ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Il ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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4-2-

EPAC

- Sa feuille n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale. - Elle ne comporte pas de commande « antipompage en ou hors service ». Pour mettre hors service l’antipompage il faut mettre δr à zéro. Si tu ajoutes la valeur précédente de δr à la valeur précédente de Rmoc la nouvelle valeur de Rmoc, tu retrouves un diagramme compatible avec la caractéristique de transit. A noter cependant que le pas de réglage de 1 Ohm de RMOC peut s’avérer trop grand. Liste des diagnostics:

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Il ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Il ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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4 - 3-

PD3A

- Sa feuille n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale. - Elle comporte une commande « antipompage en ou hors service ». Le premier calcul est toujours réalisé avec l’antipompage en service. Tu cliques pour le supprimer. Le programme recalcule alors le réglage compatible avec la caractéristique de transit. - Si le transit est important, et si de plus le kz est élevé (> 2 * In), il peut arriver que la largeur de bande proposée par Parapluie soit nulle. Ceci est dû à la largeur de la zone d’antipompage et au pas de réglage de la largeur de bande, tributaires du kz. Il n’est alors pas possible de régler la protection sans que l’antipompage empiète sur l’une ou l’autre des caractéristiques de transit. - Pour les lignes à trois extrémités, la protection choisie initialement par Parapluie est la 6062. Dans la plupart des cas il faut demander la 6562.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

L’écart entre deuxième et troisième zone est inférieur à l’œillère antipompage amont, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

L’œillère antipompage amont risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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4-4

- PDS

- Elle est prévue pour fonctionner sur les départs centrale. - L’antipompage reste apparent sur les boucles monophasées, car il est élaboré sur ces boucles. Lorsque l’on superpose la caractéristique d’une PDS avec celle d’une autre protection, les deux mises en route et les deux caractéristiques d’antipompage apparaissent. La caractéristique d’antipompage en cas de report monophasé est rendue visible en même temps que la caractéristique de mise en route. - Sur cette protection, on ne peut pas supprimer l’antipompage.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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4-5-

-

PXLC

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont sur défaut biphasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont sur défaut biphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

Le diagramme de la PSEL est joint. Il doit être validé en haut de la fenêtre de réglage correspondant à l'onglet «PSEL». Il n'apparaît que si le courant secondaire est de 5 A.

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4 - 6 --

PXLP

- Elle est prévue pour fonctionner sur les départs centrale. - Le programme calcule son réglage en supposant que c’est la version « circulaire » qui est utilisée. Si le réglage n’est pas possible avec cette option, tu introduis l’option lentille soit à partir de la fenêtre « problèmes de réglage », qui apparaît avant les fenêtres de réglage si la mise en route est plus courte que la troisième zone, soit à partir des fenêtres de réglage.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Le paramètre Zf ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage aval risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La troisième zone risque de dépasser la mise en route aval. Cette dernière ne devrait pas être inférieure à:

La mise en route amont risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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4-7-

PXLN

- Sa feuille est prévue pour fonctionner avec les départs centrale. - Elle ne comporte pas de commande « antipompage en ou hors service ». Pour mettre hors service l’antipompage il faut mettre δr à zéro. Si tu ajoutes la valeur précédente de δr à la résistance de défaut monophasé classique, tu retrouves un diagramme compatible avec la caractéristique de transit.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

4-8--

RAZOA

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale. - Le programme calcule son réglage en supposant que c’est la version « circulaire » qui est utilisée. Si le réglage n’est pas possible avec cette option, tu introduis l’option « cornet de glace» à partir des fenêtres des paramètres de réglage. - La caractéristique d’antipompage de la RAZOA bloque les boucles monophasées. Cependant le critère de compatibilité entre ces caractéristiques n’a pas été retenu, faute de quoi la protection n’aurait pas pu être réglée dans de nombreux cas. Tu verras donc apparaître sur les diagrammes de report monophasé la caractéristique d’antipompage enchevêtrée avec la mise en route monophasée.

Liste des diagnostics

La portée aval sur défaut biphasé est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval sur défaut monophasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Le paramètre Zf ne devrait pas dépasser:

L’antipompage aval sur défaut triphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Le paramètre Z2 ne devrait pas dépasser:

Pour que les défauts en limite de troisième zone puissent être vus, le coefficient d’antipompage doit être au moins égal à:

La mise en route amont sur défaut monophasé risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont sur défaut triphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

4-9-

-

REL 100

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Il ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Il ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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4 - 10 - -

REZ1

- Elle est prévue pour fonctionner sur les départs centrale.

Liste des diagnostics

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La troisième zone risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Il ne devrait pas dépasser:

La troisième zone risque d’être supérieure à l’antipompage intérieur aval. Il ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Il ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

4 - 11 - -

RXAP

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale - Le programme suppose qu’il s’agit d’une protection de type 5 A, circulaire. C’est au régleur de demander les autres options, s’il a des difficultés à régler la protection dans sa version initiale. - Le cercle d’antipompage ne peut pas avoir un rayon inférieur à 4 Ω pour une protection 5 A. Il peut alors empiéter sur la zone de transit si ce dernier est trop important.

Liste des diagnostics

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

La mise en route aval sur défaut biphasé est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

L’antipompage aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Il ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont sur défaut monophasé risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont sur défaut biphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 9

4 - 12 -

S 321 - 5

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale - Le réglage de l’antipompage suppose qu’il est programmé pour bloquer les zones 1 et 2 des boucles polyphasées.

Liste des diagnostics

La mise en route aval sur défaut monophasé est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone monophasée, soit:

La mise en route aval sur défaut biphasé est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone biphasée, soit:

La mise en route aval sur défaut monophasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage aval risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont sur défaut monophasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont sur défaut biphasé risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection. Cette dernière devrait être au moins égale à:

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