Controle Commande Protection MJD PDF

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2012

Mame Jacques DIOUF

DD/SMS-MT

01/08/2012

Protection des réseaux HTA



Un réseau électrique peut être confronté, sous certaines conditions, à des défauts. La protection

électrique a pour rôle de détecter et d’éliminer les défauts pouvant survenir sur les ouvrages d’un

réseau, afin d’en limiter les conséquences

Rôle de la protectionLes buts visés par les dispositifs de protection sont multiples :

Participer à la protection des personnes contre les dangers électriques,

Éviter les détériorations de matériel (un court-circuit triphasé sur un jeu de barres

moyenne tension peut faire fondre jusqu’à 50 kg de cuivre en 1 seconde ; la

température de l’arc peut dépasser en son centre 10 000 °C),

Limiter les contraintes thermiques, diélectriques et mécaniques auxquelles sont

soumis ces matériels,

Préserver la stabilité et la continuité de service du réseau,

Protéger les installations voisines (par exemple, réduire les tensions induites dans les

circuits proches).

Pour atteindre ces objectifs, un système de protection doit avoir des qualités de rapidité,

sélectivité, sensibilité et fiabilité.

Cependant, il faut être conscient des limites de la protection : les défauts doivent tout

d’abord se produire pour qu’elle agisse.

La protection ne peut donc empêcher les perturbations ; elle ne peut que limiter leurs effets et leur

durée. De plus, le choix d’une protection est souvent un compromis technico-économique entre la

sécurité et la disponibilité de l’alimentation en énergie électrique.

LES QUALITES D’UN SYSTEME DE PROTECTION

Un système de protection peut se juger sur différents critères.

Fiabilité

Les éléments du système de protection doivent être stable dans le temps afin d’être capables

de répondre à la première sollicitation même après une longue période d’inaction. Par exemple, si la

valeur de consigne est 100 A, le système doit réagir dès le dépassement de cette limite, d’où sa

fiabilité dans le temps

Rapidité

La rapidité d’un système de protection est son aptitude à répondre le plus vite possible afin

de diminuer la durée d’un défaut. Elle comprend plusieurs temporisations, certaines sont

paramétrables et d’autres sont spécifiques au matériel utilisé.



Sélectivité

C’est la propriété de provoquer l’isolement de l’installation, siège d’un défaut, en provoquant

le déclenchement exclusif des disjoncteurs les plus voisins de cette installation.

Plus un système de protection est sélectif, plus il est apte à mettre hors tension la partie du

réseau concernée par le défaut. Le système de protection doit mettre hors tension uniquement la

partie du réseau concernée sans couper les parties saines.

Sensibilité

Plus un système de protection est sensible, plus il est capable de détecter un défaut éloigné

(courant de défaut faible car grande impédance).

Classification des défauts, défaut franc et défaut

double

Classification générale des défauts

Défauts auto extincteurs : Défauts qui surviennent et disparaissent d’eux-mêmes sans nécessiter l’activation d’un système de protection. (Par exemple,

une branche d’arbre touchant une ligne aérienne lors d’une rafale de ventpeut provoquer un bref défaut monophasé)

Défauts fugitifs : Défauts activant le système de protection mais disparaissantaprès le premier essai de réenclenchement sans interventions extérieures.

Défauts semi permanents : Lorsqu’un défaut apparaît, le système de

protection suit son cycle de réenclenchement déterminé au préalable. Si ledéfaut disparaît avant la fin de ce cycle (mais après le 1 er essai de

réenclenchement, sinon il est qualifié de fugitif), il est appelé défaut semipermanent.

Défauts permanents : Si le défaut existe toujours à la fin du cycle de

réenclenchement, le circuit reste ouvert définitivement. Le défaut est alors

appelé défaut permanent et cela nécessite l’envoi d’un équipe sur le lieu du

défaut afin de analyser le problème



les défauts doubles

Quand un défaut monophasé ou biphasé intervient sur un départ, il crée un déplacement de

point neutre et peut provoquer une surtension si le régime de point neutre n’est pas adapté en

conséquence. Lors d’un défaut monophasé par exemple, les deux autres phases ont leur valeur de

tension simple qui se rapproche de leur tension composée. Par conséquent, si un départ sain

présente une faiblesse sur son réseau (distance limite entre deux phases ou isolement d’un câble

défectueux par exemple), la surtension dans ce départ provoquera un défaut appelé défaut double.

Pour parer à ces problèmes, le choix d’un régime de neutre par impédance directe permet une

diminution sensible des surtensions

Définition du système de protection

C’est le choix des éléments de protection et de la structure globale de l’ensemble, de façon

cohérente et adaptée au réseau.Le système de protection se compose d’une chaîne constituée des éléments suivants

capteurs de mesure – courant et tension – fournissant les informations de mesurenécessaires à la détection des défauts,

relais de protection, chargés de la surveillance permanente de l’état électrique du

réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuses, et

leur commande par le circuit de déclenchement, organes de coupure dans leur fonction d’élimination de défaut : disjoncteurs,

interrupteurs-fusibles, contacteurs-fusibles.

Capteur de mesure TC

Le transformateur de courant est constitué de deux circuits, primaire et secondaire, couplés

par un circuit magnétique.Avec plusieurs spires au primaire, l’appareil est de type bobiné. Avec un primaire réduit à un simple conducteur traversant le capteur, l’appareil est à barre

passante (primaire intégré constitué par une barre de cuivre), ou traversant (primaireconstitué par un conducteur non isolé de l’installation), ou tore (primaire constitué par uncâble isolé).Les TC sont caractérisés par les grandeurs suivantes (d’après les normes CEI 60044).

Niveau d’isolement assigné du TC C’est la tension la plus élevée à laquelle le primaire du TC est soumis. Rappelons que le primaire est au potentiel de la HT et le secondaire a très généralement une

de ses bornes à la terre.Comme pour tout matériel, on définit également :



une tension maximum de tenue 1mn à fréquence industrielle, une tension maximum de tenue à l’onde de choc.

Exemple : en 24 kV de tension nominale, le TC doit supporter une tension de 50 kV pendant1 mn à 50 Hz et une tension de 125 kV à l’onde de choc.

Le rapport assigné de transformation Il est donné sous la forme du rapport des courants primaires et secondaires Ip/Is.Le courant secondaire assigné est généralement 5 A ou 1 A.

Précision Elle est définie par l’erreur composée pour le courant limite de précision. Le facteur limite de précision (FLP) est le rapport entre le courant limite de précision et lecourant assigné.

Pour la classe P :5P10 signifie 5 % d’erreur pour 10 In et 10P15 signifie 10 % d’erreur pour 15 In, 5P et 10P sont les classes de précision normalisées pour les TC de protection,

5 In, 10 In, 15 In, 20 In sont les courants limites de précision normalisés. La classe PR est définie par le facteur de rémanence, rapport du flux rémanent au

flux de saturation, qui doit être inférieur à 10 %. 5PR et 10PR sont les classes deprécision normalisées pour les TC de protection.

La classe PX correspond à une autre façon de spécifier les caractéristiques d’un TC à

partir de sa “tension de coude”, la résistance secondaire et le courant magnétisant .

Puissance de précision Puissance apparente en VA, que le TC peut fournir au secondaire pour le courant secondaireassigné pour lequel la précision est garantie.La puissance est consommée par tous les appareils connectés ainsi que les fils de liaison.

Si un TC est chargé à une puissance inférieure à sa puissance de précision,sa précision réelle est supérieure à la précision assignée, réciproquement un TC trop chargéperd en précision.

Courant de courte durée admissible Exprimé en kA efficace, le courant (Ith) maximum admissible pendant 1 seconde (lesecondaire étant en court-circuit) représente la tenue thermique du TC aux surintensités. LeTC doit supporter le courant de court-circuit pendant le temps nécessaire à son élimination.Si le temps d’élimination t est différent de 1 s, le courant que le TC peut supporter est

La tenue électrodynamique exprimée en kA crête est au moins égale à 2,5 • Ith Valeurs normales des courants primaires assignés (en A) :

10 - 12,5 - 15 - 20 - 25 - 30 - 40 - 50 - 60 - 75 et leurs multiples ou sous-multiples décimaux.



Relais de protection.

Chaque fonction de protection est à régler afin d’obtenir les performances optimales dans

l’exploitation du réseau et pour tous les modes de fonctionnement. Les valeurs de réglage adaptées sont issues de calculs complets basés sur les caractéristiquesdétaillées des éléments de l’installation.

Ce type d’étude s’effectue maintenant couramment à l’aide d’outils logiciels spécialisés ; le

comportement du réseau sur anomalie est ainsi expliqué, et les valeurs de réglage sontdonnées pour chaque fonction de protection concernée.

Protection des défauts entre phases :

La protection principale est de type ampérométrique. Elle doit garantir le personnel et lematériel, elle doit être sensible, rapide, sûre et fiable.Pour assurer la continuité de service des parties saines du réseau, elle doit être sélective encourant et en temps.Ces critères réunis, seul le tronçon ou l’organe en défaut du réseau sera déconnecté. Néanmoins, pour une garantie de fonctionnement sûr et fiable, souvenez-vous qu’il est

essentiel de toujours choisir le schéma de protection le plus simple et sans redondance

excessive.

En particulier, il est souvent difficile de choisir une protection ampérométrique selon lanature de la caractéristique de fonctionnement : Temps constant ou indépendant Temps dépendant à temps normalement inverse

Temps dépendant à temps très inverse Temps dépendant à temps extrêmement inverse

Les relais à temps constant sont habituellement préférés pour la simplicité des niveaux desélectivité. Leur utilisation entraîne normalement des temps de fonctionnement assez longspour les relais les plus proches de la source d’énergie (les plus en amont sur le réseau). Ils

sont donc mieux adaptés aux installations peu étendues où le niveau du courant de défautest indépendant du lieu où il se produit ; la protection devant toujours être sélective.Inversement lorsque l’amplitude du courant de défaut diminue sensiblement avec la

distance du défaut à la source d’énergie, l’utilisation des relais à temps dépendant permetde réduire de manière appréciable les temps de déclenchement.

Ces relais sont plus particulièrement recommandés pour : laisser passer des surcharges transitoires importantes éviter le risque de déclenchement intempestif lors de l’apparition de courant

magnétisant (transformateur) ou d’appel (moteur) pouvant durer plusieurs centainesde seconde

assurer une bonne coordination lors de la présence de fusibles dans le réseau.Les relais à temps normalement inverse sont habituellement préférés pour la protection desmachines (forte constante de temps d’échauffement et courant de défaut constant). Les

relais à temps très inverse ou extrêmement inverse sont quant à eux mieux adaptés auxcircuits de distribution longs (câbles, lignes, etc....).

Plus particulièrement, les relais à temps extrêmement inverse sont très bien adaptés à laprotection des circuits sujets aux pics ou appels de courant dus aux démarrages de moteurs



ou à l’enclenchement de transformateurs. Ils sont également bien adaptés à unecoordination avec les fusibles.Afin d’éviter aux installations d’avoir à supporter longtemps des courants élevés (près de la

source), il est préférable de réduire autant que faire se peut la valeur des échelons desélectivité (protections en cascade).Un échelon compris entre 250ms (disjoncteur rapide associé à la protection) et 300ms(disjoncteur plus lent) est un bon compromis.En général, on protège une installation électrique avec des relais ayant la mêmecaractéristique de fonctionnement pour un même type de défaut. Le meilleur compromis ence qui concerne la protection des défauts entre phases consiste à utiliser un relais àmaximum de courant dont le premier seuil suivra une caractéristique à temps très inverseassocié à un second seuil à fonctionnement instantané ou très légèrement temporisé (F51temps très inverse + F50 temps constant).

Protection des défauts entre phase et terre

La majorité des défauts survenant dans un réseau industriel concerne des contacts entrephase et terre. Il est donc important de choisir correctement la mise à la terre del’installation parmi l’un des trois régimes de neutre les plus utilisés (neutre isolé, neutreimpédant et neutre direct à la terre) et de s’assurer du plan de protection associé.Neutre isolé :Les courants de défaut à la terre sont limités par la valeur des courants capacitifs del’installation qui peuvent être faible (réseau peu étendu).

Ce type de régime de neutre est le plus souvent utilisé pour des installations sensibles(hôpitaux, nécessité d’un process continu, etc…).

Guide Application

Généralement ces installations peuvent fonctionner avec une phase à la terre (distributiontriphasée non affectée), mais il est nécessaire de détecter un défaut d’isolement par un

relais à maximum de tension homopolaire: connecté à la sortie triangle ouvert de trois TT généralement installés sur le jeu de

barres. connecté au secondaire d’un TT reliant le point neutre du transformateur de

puissance (point neutre accessible) et la terre.Ce type de mesure est aussi appelé « déplacement du point neutre ».Dans ce cas, le relais à maximum de tension homopolaire doit émettre une alarme afin deprocéder à la recherche de défaut soit à l’aide d’un automate, soit manuellement afin de le

localiser et de l’éliminer. Si un deuxième défaut à la terre apparaît sur une autre phase avant cette élimination, celui-ci provoque un défaut entre phase détecté par le relais à maximum de courant de l’arrivée

et entraîne une mise hors tension de l’ensemble de l’installation. Lorsque le réseau est plus étendu, la valeur des courants capacitifs est plus importante etpar conséquent, les défauts peuvent être éliminés de façon sélective :



par des relais à maximum de courant homopolaire, généralement connectés ausecondaire de tore englobant les trois phases (meilleure sensibilité). Pour obtenir unedétection certaine, il faut : régler la protection du départ de 1,5 à 2 fois la valeur de son propre courant

capacitif afin d’éviter des déclenchements intempestifs par remontée de

celui-ci lors d’un défaut sur un départ voisin (déclenchement par sympathie). s’assurer que le courant capacitif total du réseau (départs connectés) est

supérieur à environ 5 fois la valeur du courant capacitif du départ le plus long.

Neutre impédant :

Ce régime de neutre est utilisé dans la plupart des installations industrielles dans lesquellesles défauts à la terre peuvent être limités à une valeur déterminée pouvant aller d’une

dizaine d’ampères (réseaux généralement équipés de générateurs ou de moteurs de fortepuissance) à plusieurs centaines d’ampères.Les valeurs de courant de défaut étant plus élevés, les relais utilisés seront des relais àmaximum de courant homopolaire connectés au secondaire d’un tore (seuil de détection

supérieur de 1,5 à 2 fois la valeur du courant capacitif du départ) ou en connexion résiduellesur les 3 TC de ligne (le seuil de détection devra être supérieur à 10% de l’IN TC). Si le réseau comporte plusieurs point de mise à la terre qui peuvent être connectéssimultanément, la détection des défauts se fera à partir de relais à maximum de couranthomopolaire directionnel.La mise à la terre d’une installation peut aussi être faite à partir d’un générateur

homopolaire installé sur le jeu de barres (cas de plusieurs générateurs pouvant fonctionneren parallèle par exemple). Ce générateur homopolaire peut être réalisé de façon différentes(bobine zigzag, transformateur dont le point neutre de l’étoile du primaire est mis

directement à la terre et la connexion triangle du secondaire est fermée sur une résistancede limitation, etc…). Ce générateur homopolaire devra avoir ses propres protections phase

et homopolaire.Cette disposition présente l’avantage de pouvoir régler les protections homopolaires des

générateurs à des valeurs faibles tant en temps qu’en courant. En effet, elles sontconsidérées comme des protections de départ « vu » par le générateur homopolaire.

Neutre direct à la terre :Généralement ce type de mise à la terre est fait directement sur le point neutre dutransformateur d’arrivée (côté étoile).

Si le point neutre n’est pas «accessible», la mise à la terre se fait sur le jeu de barres parl’intermédiaire d’un générateur homopolaire.La valeur des défauts à la terre est voisine de la valeur du courant de court circuit triphasé del’installation. En effet, ces défauts ne sont limités que par les impédances homopolaires dutransformateur de puissance ou du générateur homopolaire.La détection se fait donc par l’utilisation de relais à maximum de courant homopolaire

simples ou directionnels (plusieurs sources homopolaires en parallèle).



Code ANCI

Les principales fonctions de protection sont indiquées dans le tableau ci-dessous, enprécisant leur code selon la norme ANSI C37.2 ainsi qu’une brève définition ; le classement

est fait selon l’ordre numérique.



Fonctions associées

Commande des appareils de coupure

Cette fonction assure la commande des différents types de bobines d’enclenchement et de

déclenchement des appareils de coupure.

Surveillance du circuit de déclenchement

Cette fonction signale la défaillance du circuit de déclenchement de l’appareil de coupure.

Commandes logiques

Cette fonction permet la mise en œuvre du principe de sélectivité logique, par émission

et/ou réception d’ordres “d’attente logique” entre différentes protections.

Fonctions logiques

Ces fonctions font des traitements d’équations logiques pour générer des informations ou

des commandes complémentaires utiles à l’application.

Fonctions d’exploitation

Ces fonctions améliorent le confort d’exploitation de l’utilisateur. Régleurs en charge transformateurs, Régulation varmétrique, Localisateur de défaut (ANSI 21FL, Fault Locator), Commande des gradins de condensateurs, Durée de fonctionnement avant déclenchement sur surcharge thermique.

Fonctions de mesure

Ces fonctions donnent les informations utiles à une bonne connaissance du fonctionnementdu réseau électrique et de son exploitation. Courant phase, Courant de déclenchement, Courant résiduel, Courants différentiels et traversant, THD courant (taux global de distorsion harmonique),

Tensions simple et composée, tensions directe, inverse et résiduelle, THD tension (taux global de distorsion harmonique), Fréquence, Puissances active, réactive et apparente, Facteur de puissance (cosinus ϕ), Energies active et réactive, Maximètres de courant, puissance active et réactive, Température, Temps de démarrage moteur,

Oscilloperturbographie.



Fonctions de diagnostic appareillage

Compteurs de manoeuvres de l’appareil de coupure en fermeture et en ouverture

sur défaut,

Temps de manoeuvre, Temps de réarmement, Surveillance de capteurs (TT, TC) ; cette fonction permet le contrôle de la chaîne de

mesure des transformateurs de tension ou de courant pour action sur les fonctionsde protection affectées,

Cumul des courants coupés de disjoncteurs (kA2).

Fonctions de communication

Ces fonctions permettent les échanges utiles de données disponibles entre les

différents éléments du réseau (mesures, états, commandes…).

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