MEKENTICHI Maamar
MEKENTICHI Maamar
MEKENTICHI Maamar
MÉMOIRE DE MASTER
Réseaux Electriques
Jury
MASTER
Cachet et signature
الجمهورية الجزائرية الديمقراطية الشعبية
République Algérienne Démocratique et Populaire
وزارة التعليم العالي و البحث العلمي
Ministère de l’enseignement Supérieur et de la Recherche scientifique
Résumé:
والمرحل االتجاهي min Zتتكون هذه المذاكرة من محاكاة للحماية مع الحد األدنى لمقاومة االتجاه ,والتي تتكون من مرحلتين هما مرحل
تجميع الحمايتين إلعطاء فكرة عن أهمية االنتقائية االتجاهية من حيث الوقت المتعثر بسرعة ومن حيث وظيفة النسخ االحتياطيلهذا ،
عند حدوث خطأ ،تطور ) (min_z_dirاالتجاهية min_zمع وجود حماية .درسنا العديد من االختبارات عن طريق تغيير موضع العيب
الحظ أن الحماية .ترتيب قاطع الدائرة التعويضي من أجل عزل الجزء المعيب min_zتيار المرحلة الخاطئة لفترة معينة ،ثم يعطي التتابع
في هذا المظهر تعمل بشكل صحيح في مواقف مختلفة ) (min_z_dirالمقترحة
Remerciement
Après avoir remercié le dieu le tout puissant qui nous a donné la
volonté, la santé et la patience.
Mekentichi maamar
Dédicaces
Je dédie ce modeste travail
A ma chère mère
A Ma chère femme
Rimes et Abd-Elbari
Chapitre I : généralités
I.1. Introduction ........................................................................................................................... 3
I.2.1. Réseaux de transport ....................................................................................................... 3
I.2.2. Réseaux de répartition .................................................................................................... 3
I.2.3. Réseaux de distribution .................................................................................................. 4
I.2.3.1. Réseaux de distribution à moyenne tension HTA ................................................... 4
I.2.3.2. Réseaux de distribution à basse tension .................................................................. 4
I.3. Les défauts et conséquences .................................................................................................. 5
I.3.1. Les courts-circuits .......................................................................................................... 5
I.3.1.1. Origines des courts-circuits ..................................................................................... 5
I.3.1.2. Types de court-circuit .............................................................................................. 6
I.3.1.3. Notion de puissance de court-circuit ....................................................................... 7
I.3.1.4. Calcul d’un courant de court-circuit ........................................................................ 8
I.3.1.5. Conséquences du courant de court-circuit transitoire............................................ 10
I.3.2. Les surtensions ............................................................................................................. 10
I.3.2.1. Les techniques de protection des lignes contre la foudre ...................................... 10
I.3.3. Les surcharges .............................................................................................................. 11
I.3.4. Les oscillations ............................................................................................................. 12
I.3.5. Les déséquilibres .......................................................................................................... 12
I.3.6. Les harmoniques ........................................................................................................... 12
I.3.6.1. Origines des harmoniques ..................................................................................... 12
I.3.6.2. Puissances en présence des harmoniques .............................................................. 13
I.3.6.3. Effets des harmoniques .......................................................................................... 13
I.4. Caractéristiques des défauts et cycles d'élimination ............................................................ 14
I.4.1. Classification des défauts ............................................................................................. 14
I.4.2. Cycles d'élimination des défauts................................................................................... 14
I.5. Conséquences des défauts sur le réseau électrique .............................................................. 15
I.6. Eléments constitutifs d’une chaine de protection ................................................................ 15
I.6.1. Rôle d’une protection ................................................................................................... 16
I.6.2. Constitution d’une chaine de protection ....................................................................... 16
I.6.2.1. Réducteurs de mesure ............................................................................................ 16
I.6.2.2. Transformateur de courant ..................................................................................... 17
I.6.2.3.Transformateur de tension ...................................................................................... 18
І.6.2.4. Relais de protection ............................................................................................... 18
І.6.2.5. Déférents types des relais ...................................................................................... 19
I. 6. Disjoncteur.......................................................................................................................... 20
I.7. Conclusion ........................................................................................................................... 21
Chapitre II : Protections
II.1. Introduction ........................................................................................................................ 22
II.2. Relais à maximum de courant .......................................................................................... 22
II.3. Protection à distance ......................................................................................................... 23
II.4. Protection directionnelle .................................................................................................... 25
II.4.1. Protection directionnelle de terre ................................................................................ 26
II.4.2. Protection directionnelle de phase ............................................................................... 28
II.4.3. Protection directionnelle de puissance ........................................................................ 30
II.4.4. Codes et symboles des différents types de relais directionnels ................................... 31
II.5. Qualités principales d’un système de protection ................................................................ 32
II.5.1. Rapidité ........................................................................................................................ 32
II.5.2. Sélectivité des protections ........................................................................................... 32
II.5.2.1. Sélectivité chronométrique ................................................................................... 33
II.5.2.2. Sélectivité ampérométrique .................................................................................. 35
II.5.2.3. Sélectivité logique ................................................................................................ 36
II.5.3 Sensibilité ..................................................................................................................... 36
II.5.4. Fiabilité de protection .................................................................................................. 36
II.5.5. Contraintes liées à la protection ................................................................................... 37
II.6. Conclusion .......................................................................................................................... 37
Chapitre III Simulation min_z directionnelle
III.1. Introduction .......................................................................................................................... 38
III.2. Simulation d’un réseau triphasé sans système de protection ............................................... 38
III.2.1. Réseau sans défaut : état sain ........................................................................................ 38
III.2.2.Resultats de la simulation du système (sans défaut) ....................................................... 39
III.2.3. Réseau avec défaut : calcul des impédances de court-circuit Zcc ................................ 40
III.3. Protection à minimum d’impédance .................................................................................... 45
III.3.1.Schéma global de la protection min_Z ........................................................................... 45
III.3.2. Relais à min_Z ............................................................................................................... 46
III.3.3.Resultats de la simulation sans défaut ............................................................................ 48
III.3.4. Simulation de défauts avec la présence de la protection min_Z.................................... 49
III .4. Simulation d’une protection directionnelle ......................................................................... 54
III.4.1. Schéma simulink globale de la protection directionnelle .............................................. 54
III.4.2. Relais directionnel ......................................................................................................... 55
III.4.3.Résultats de la simulation de la protection directionnelle .............................................. 58
III.5. Couplage des deux protections (min_Z et directionnelle) ................................................... 64
III.6. Application du relais min_Z directionnel ............................................................................. 65
III.6.1. Schéma SIMULINK de l’application ............................................................................ 65
III.6.2. Résultats de la simulation .............................................................................................. 66
III.6.2.1. Défaut sur la ligne No.1 .......................................................................................... 66
III.6.2.2. Défaut sur la ligne n° 2: .......................................................................................... 72
III.7 Conclusion ………………………………………………………………………………78
Liste des figures et des tableaux
Liste des figures
Chap.1
Figure І.1. Architecture générale de réseaux d’énergies électrique 05
Chap.2
Figure II.1. Courant de défaut en fonction du point de défaut 22
Chapitre III
Figure III.1 : Schéma SIMULINK d’un reseau electrique triphasé sans défaut 38
Figure III.2 : Courants des trois phases 39
Figure III.3 : Tensions des trois phases. 39
Figure III.4 : Simulation de défaut (phase-terre) 40
Figure III.5 : Simulation de défaut biphasé 41
Figure III.6 : Simulation de défaut (biphasé-terre) 42
Figure III.7 : Simulation de défaut (triphasé) 43
Figure III.8 : Simulation de défaut (triphasé-terre) 44
Figure III.9 : Schéma Simulink d’un réseau électrique avec protection min_Z 45
Figure III.10 : Schéma Simulink du relais à min_Z 46
Figure III.11 : Schéma Simulink de relais min Z (une phase). 47
Figure III.12 : Blocs d’élimination du régime transitoire et de la temporisation.. 48
Figure III.13 : Courants des trois phases (sans défaut) 48
Figure III.14 : Signal de commande généré par le relais min_z 48
Figure III.15 : Simulation de défaut phase-terre (Courant). 49
Fig.III.16. Simulation de défaut phase-terre (Tension) 49
Fig.III.20. Signal de commande généré par le relais dans le cas d’un défaut biphasé 51
Chap. 2
Chap. 3
Les systèmes électriques sont considérés comme des infrastructures indispensables pour
subvenir aux besoins en énergie électrique qui ne cesse d’accroitre ; Les réseaux sont conçus
traditionnellement d’une manière verticale ou les transferts d’énergies suivent dit du haut en
bas : Production –Transport –Distribution. Les investissements humains et matériels affectés
aux réseaux sont colossaux. Pour cela le réseau électrique doit répondre à trois exigences
essentielles à savoir : stabilité, économie et surtout continuité de service.
La protection des réseaux s’attache donc à diminuer le nombre des perturbations, à limiter
leur durée, et à accélérer au maximum la reprise du service normal. Les protections
électriques ont pour rôle de détecter un défaut d'isolement et de commander 1"élimination des
tronçons de réseau sur lequel le défaut est apparu. Les défauts d’isolement se traduisent par
principalement des surintensités et des chutes de tension. Les plans de protection ne sont pas
figés. Ils changent dans le temps à chaque fois qu’un besoin d’amélioration s’avère
nécessaire. Ce besoin est souvent dicté par les soucis suivants :
De diminuer le temps d’élimination des défauts. Car ce temps est une grandeur
fondamentale d’un plan de protection, dans la mesure où elle caractérise les
contraintes thermiques des équipements électriques.
Les relais de protections sont des appareils qui comparent en permanence les grandeurs
électriques à surveiller (courant, tension, fréquence, puissance, impédance, … etc.) à des
seuils prédéterminés et qui délivre le signale pour l’ouverture d’un disjoncteur ou pour
déclencher une alarme lorsque la grandeur dépasse le seuil.
Parmi les protections les plus utilisées dans les réseaux électriques on trouve la protection à
maximum de courant, la protection de distance et la protection directionnelle.
2
Chapitre I
Généralités
Chapitre I Généralités
Chapitre I : généralités
I.1. Introduction
Le réseau de transport d'énergie électrique doit assurer le mouvement de l’énergie en la
véhiculant par des lignes HT ou THT entre les différentes sources de production et les postes
de distribution. Tandis que la fonction d’un réseau BT consiste à distribuer cette énergie aux
clients. Dans cette première partie de notre travail, on va citer une généralité sur les réseaux
électriques, les différents types des réseaux, les défauts et la fonction de protection. La
protection de la ligne de transport contre ces défauts a pour but d’assurer d’une part la
continuité de service d’alimentation en énergie électrique et d’autre part la fonction secours
entre les protections.
I.2. différents types de réseaux électriques
Les réseaux électriques sont divisés en trois types :
I.2.1. Réseaux de transport
Les réseaux de transport et d'interconnexion sont destiné principalement a : [1][2] :
Collecter l'électricité produite par les centrales importantes et de l'acheminer par grand
flux vers les zones de consommation (fonction transport),
Permettre une exploitation économique et sûre des moyens de production en assurant
une compensation des différents aléas (fonction interconnexion),
La tension est 150 kV, 220 kV et dernièrement 420 kV,
Neutre directement mis à la terre,
Réseau maillé.
I.2.2. Réseaux de répartition
Le rôle des réseaux de répartition ou réseaux Haute Tension est de répartir, au niveau
régional, l'énergie issue du réseau de transport. Leur tension est supérieure à 63 kV selon les
régions.
Ces réseaux sont, constitués de lignes aériennes dont chacune peut transiter plus de 60
MVA sur des distances de quelques dizaines de kilomètres.
La structure de ces réseaux est, soit en boucle fermée, soit le plus souvent en boucle ouverte,
mais peut aussi se terminer en antenne au niveau de certains postes de transformation [1].
Ces réseaux peuvent être souterrains sur des longueurs n'excédant pas quelques kilomètres en
zone urbaine.
3
Chapitre I Généralités
Ils alimentent d'une part les réseaux de distribution à travers des postes de
transformation HT/MT et, d'autre part, les utilisateurs industriels dont la taille (supérieure à 60
MVA) ; Ces réseaux sont caractérisés par :
La tension est (63 ou 90) kV,
Neutre à la terre par réactance ou transformateur de point neutre,
1. Limitation courant neutre à 1500 A pour le 90 kV,
2. Limitation courant neutre à 1000 A pour le 63 kV,
Réseaux en boucle ouverte ou fermée.
I.2.3. Réseaux de distribution
Le réseau de distribution est distingué par des tensions inférieures à 63 kV et des postes
de transformation HTB/HTA raccordé par des lignes ou des câbles moyenne tension jusqu’aux
postes de répartition HTA/HTA [2]. Le poste de transformation HTA/BTA constitue le
dernier maillon de la chaîne de distribution.
I.2.3.1. Réseaux de distribution à moyenne tension HTA [3]
Le réseau électrique HTA (MT) se caractérise par :
Le niveau de leurs tensions HTA (30 et 10 kV le plus répandu),
Limitation à 300 A pour les réseaux aériens,
Limitation à 1000 A pour les réseaux souterrains,
Réseaux souterrains en boucle ouverte.
Neutre mis à la terre par une résistance
I.2.3.2. Réseaux de distribution à basse tension
Les réseaux basse tension sont caractérisé par :
BTA (230 / 400 V),
Neutre directement à la terre,
Réseaux de type radial, maillés et bouclés.
4
Chapitre I Généralités
5
Chapitre I Généralités
6
Chapitre I Généralités
Les pouvoirs de coupure et de fermeture des éléments de protection sont déterminés à partir de
ces valeurs (Scc et Icc). Egalement la puissance de court-circuit permet de se faire une idée sur
la sévérité d’un court-circuit en un point donné du réseau
I.3.1.5. Calcul d’un courant de court-circuit
La connaissance des valeurs des courants de court-circuit [5] est indispensable pour le
dimensionnement des matériels de protection. Pour les disjoncteurs ces valeurs sont requises
pour leur dimensionnement au regard du pouvoir de coupure. Ce pouvoir de coupure doit être
7
Chapitre I Généralités
suffisant pour couper les courants de court-circuit les plus élevés. Le calcul des courants de
court-circuit n’implique pas seulement la connaissance des ces courants au point de défaut,
mais également la répartition de ces courants sur les autres lignes et phases du réseau ainsi que
leurs conséquences sur les tensions. Le réseau amont d’un court-circuit peut se mettre sous la
forme d’un schéma équivalent constitué d’une source de tension alternative d’amplitude
constante E et d’une impédance en série (Figure I.3). Où est l’impédance de court-
circuit, elle est égale à l’impédance équivalente aux lignes et aux transformateurs parcourus par
le courant de court-circuit.
= avec
I cc A
Z cc
réseau
E
(I.3)
8
Chapitre I Généralités
asymétrique maximal. C’est la condition qui entra ne la plus grande valeur de crête
du courant :
(I.7)
d’où (I.8)
(I.9)
9
Chapitre I Généralités
composante apériodique qui dure quelques périodes (entre 20 et 80 ms). La valeur crête du
courant transitoire est 1,6 à 2,5 fois supérieure à la valeur efficace du courant de court-circuit
en régime permanant. Cette valeur détermine les forces électrodynamiques que doivent
supporter les canalisations et le pouvoir de coupure des éléments de protection.
I.3.2. Les surtensions
On distingue différents types de surtension telle que [6]:
Surtensions par décharges électriques atmosphériques :
Les orages sont des événements très habituels, et aussi très dangereux. On estime que sur
notre planète se produisent simultanément quelques 2000 orages et qu'environ 100 coups de
foudre se déchargent sur la terre chaque seconde. Au total, cela représente environ 4000 orages
quotidiens et 9 millions de décharges atmosphériques chaque jour.
Au moment de l’impact, la foudre provoque une impulsion de courant qui arrive à atteindre
des dizaines de milliers d’ampères. Cette décharge génère une surtension dans le système
électrique qui peut provoquer des incendies et la destruction des équipements électriques.
Surtensions de commutation :
Ces surtensions sont générées dans les lignes électriques, principalement en raison des
commutations de machines de grande puissance. Les moteurs électriques sont des charges très
inductives dont la connexion et le débranchement provoque des surtensions. Il existe de même
d'autres processus capables de les produire, comme par exemple l'allumage et l’extinction de la
soudure à l’arc.
I.3.2.1. Les techniques de protection des lignes contre la foudre
Pour éviter les interruptions d’alimentation, on place des conducteurs supplémentaires, que
l’on fixe directement au sommet des pylônes, sans aucun isolateur. Ces conducteurs, appelés
câbles ou conducteurs de garde, ont pour rôle de capter les impacts et d’écouler les courants de
foudre à la terre (Figure I.8).
10
Chapitre I Généralités
11
Chapitre I Généralités
production de l’énergie électrique. Elles sont liées directement à la mécanique des machines
électriques, on les appelle phénomènes transitoires électromécaniques.
I.3.5. Les déséquilibres
Les déséquilibres apparaissent surtout dans les réseaux de distribution, ils sont généralement
dus à la mauvaise répartition des charges sur les trois phases et ils donnent naissance à la
composante inverse du courant, cette composante provoque :
Chutes de tension supplémentaires.
Pertes de puissance.
Echauffements.
Pour faire face a ces contraintes, on élabore donc un plan de protection pour tout le système
électrique.
Seulement ces plans de protection ne sont pas figurées, ils changent dans le temps à chaque
fois qu’un besoin d’amélioration qui s’avère nécessaire, ces besoins d’améliorations sont
souvent dicté par les soucis suivants :
De diminuer le temps d’élimination des défauts qui caractérise les contraintes
thermiques des équipements électriques [3].
De chercher une meilleure sûreté de fonctionnement
I.3.6. Les harmoniques
Dans la plupart des cas, les harmoniques [7] présentés sur les réseaux électriques
proviennent de l’utilisation de charge non linéaire. Ces charges se comportement
approximativement comme des sources de courant harmonique c’est-à-dire que le courant
harmonique est fixé par la charge et non par l’impédance ou la tension du réseau auquel elles
sont raccordées.
I.3.6.1. Origines des harmoniques
L’accroissement des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques a
entraîné ces dernières années une augmentation sensible du niveau de pollution harmonique
des réseaux électriques.
Ces équipements électriques sont considérés comme des charges non linéaires émettant des
courants harmoniques dont les fréquences sont des multiples entiers de la fréquence
fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques. Le passage de ces courants
harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques
aux points de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau
électrique. Parmi ces équipements on peut citer :
12
Chapitre I Généralités
13
Chapitre I Généralités
Défaut permanent :
C'est un défaut qui n'a pu être éliminé par les différents cycles de réenclenchement.
Ce défaut entraîne un déclenchement définitif du disjoncteur.
I.4.2. Cycles d'élimination des défauts
Le disjoncteur shunt
C'est un appareil de protection installé dans le poste source. Il relie une phase du réseau
à la terre durant environ150 à 250 ms si un défaut monophasé apparaît sur cette même phase.
Cet appareil n'est utilisé que dans les postes sources dont le neutre HTA est mis à la terre par
une impédance de limitation.
1er cycle de déclenchement : Cycle rapide
C'est un cycle qui s'exécute automatiquement sur un disjoncteur de poste source ou en réseau.
Ce cycle se produit dans les conditions suivantes :
· Le défaut est un défaut monophasé à la terre et un éventuel disjoncteur shunt en service
dans le poste source a réalisé son cycle,
· Si après ce cycle le défaut réapparaît durant un temps supérieur à 100 ms.
2eme cycle : Cycle lent
Ce cycle s'applique de la même manière au défaut polyphasé et monophasé et ceci quel que
soit le mode de mise à la terre du neutre HTA. C'est un cycle qui s'exécute automatiquement
sur un disjoncteur de poste source ou en réseau si les conditions ci-dessous sont remplies :
· Après le cycle rapide,
· Si le défaut persiste:
- Plus de 500 ms (± 200 ms) en cas de défaut polyphasé,
- Plus de 500 ms (± 200 ms) en cas de défaut phase terre, si la mise à la terre du neutre
HTA est faite par une impédance de limitation,
- Entre 800 et 1200 ms en cas de défaut phase terre, si la mise à la terre du neutre HTA
est faite par une impédance de compensation.
Déclenchement définitif :
C'est le déclenchement qui intervient à la fin des différents cycles configurés sur le
réenclencher. Le disjoncteur reste ouvert jusqu'à l'intervention d'un opérateur.
I.5. Conséquences des défauts sur le réseau électrique
Les effets néfastes des courts-circuits sont surtout à craindre sur les réseaux électriques THT
sur lesquels débitent des groupes générateurs de forte puissance. Les courts-circuits, surtout
polyphasés et proches des centrales de production, entraînent une rupture de l’équilibre entre
le couple moteur et le couple résistant de la machine, s’ils ne sont pas éliminés rapidement, ils
14
Chapitre I Généralités
15
Chapitre I Généralités
Un exemple d’un système de protection pour une ligne HT est donné par la figure I.6. L’autre
extrémité de la ligne a un système de protection similaire qui protège la ligne par l’ouverture
du disjoncteur de cette extrémité. Dans le cas d’un défaut, les deux relais ont besoin de
fonctionner, donc les deux disjoncteurs s’ouvrent et la ligne est mise hors service [11].
Relais
TT
Les relais de protection sont connectés aux transformateurs pour recevoir des signaux d’entrée
et aux disjoncteurs pour délivrer des commandes d’ouverture ou de fermeture. Donc en cas de
défaut, la tâche du disjoncteur est d'éliminer le défaut tandis que la tâche du système de relais
de protection est de détecter ce défaut. En HT, les relais sont situés dans des sous stations.
I.6.2.1. Réducteurs de mesure
Les relais de protection sont conçus pour des courants et des tensions de valeurs réduites, pour
des raisons de dimensionnement et de coût et pour assurer la sécurité des opérateurs, il faut
interposer une séparation galvanique entre le réseau surveillé qui se trouve à tension élevée et
le circuit de mesure à tension réduite mis à la terre en un point. On utilise pour cela des
transformateurs de courant (TC) et des transformateurs de tension (TT). Pour assurer une
bonne protection contre les défauts, la caractéristique essentielle d'un réducteur de mesure est
sa précision.
I.6.4.2. Transformateur de courant
Les TC ont plusieurs rôles :
Délivrer à leur secondaire une intensité, image fidèle à celle qui circule, dans le
conducteur HT concerné ;
Assurer l’isolement galvanique entre la HT et les circuits de mesure et de protection
Protéger les circuits de mesure et de protection de toute détérioration lorsqu’un défaut
survient sur le réseau HT.
16
Chapitre I Généralités
Les transformateurs de courant utilisés permettent de réduire le niveau des courant de milliers
d’Ampères vers des sorties standards de 5A ou 1A pour un fonctionnement du réseau normal.
Avec cette image de l’intensité dans le conducteur HT, le relais envoi à son tour un ordre de
déclenchement en fonction du type de protection qu’il réalise et des valeurs auxquelles il a
été préréglé (seuil(s), temporisation(s)). Cet ordre est transmis à un ou plusieurs appareils de
coupure (disjoncteur, contacteur, interrupteur). Suivant le type de protection à réaliser, les TC
fig.I.7.sont associés et utilisés selon des schémas différents, ils peuvent être une partie isolée
ou une partie du disjoncteur [12].
I.6.4.3.Transformateur de tension
Le réducteur de tension TT est un transformateur, qui reçoit sur son primaire la tension du
réseau, et le secondaire restitue une tension image, puisque les niveaux de tension dans le
réseau sont de l’ordre de kilovolts, les transformateurs de tension sont utilisés pour abaisser les
tensions à des niveaux acceptables par les relais. Ils sont fournis sous forme standard dont la
tension du secondaire est 100V ou 10V (tension entre phases). Fig.I.8.
Les difficultés rencontrées pour la réalisation de cet appareil sont [12] :
Fourniture d'une tension secondaire avec la précision requise lorsque la tension primaire
est faible.
Lors des cycles de déclenchement et réenclenchement 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.
17
Chapitre I Généralités
Les relais
Semi-conducteur
Microprocesseur
Attraction Induction
Relais électromécaniques
Sont basés sur le principe d’un disque d’induction actionné par des bobines alimentées par les
transformateurs de courant et de tension. Un ressort de rappel réglable détermine la limite de
l’action du disque sur un déclencheur. Les équipements électromécaniques sont des
assemblages de fonctions : détection de seuils et temporisation. Ils avaient l’avantage d’être
18
Chapitre I Généralités
robustes, de fonctionner sans source d’énergie auxiliaire et d’être peu sensibles aux
perturbations électromagnétiques.
Ces relais se démarquent par leur solidité et leur grande fiabilité, pour cette raison, leur
entretien est minime. Ils sont réputés pour leur fiabilité dans les environnements de travail les
plus délicats.
Relais statiques
La technologie statique analogique, apparue vers 1970, qui utilise des circuits intégrés
analogiques et logiques a fait apparaître les relais analogiques qui sont composés
grossièrement de trios blocs:
- Un bloc d'adaptation et de filtrage, constitué de petits transformateurs, d'impédances et
de filtres passe-bas destinés à éliminer les composantes transitoires rapides ;
- Un bloc de traitement et de détection, composé d'un circuit analogique adapté,
transformant la grandeur surveillée en une tension ou un courant continu
proportionnel, et d'une bascule servant à détecter le passage d'un seuil ;
- Un bloc de sortie, comprenant un temporisateur, par exemple un circuit RC, et un relais
de sortie électromécanique.
Les principaux avantages des relais analogiques sur les relais électromagnétiques sont leur
sensibilité, leur précision, leur faible puissance de fonctionnement (quelques VA), et
permettent de réduire les dimensions des transformateurs de courant. Par contre, ils
nécessitent souvent une alimentation auxiliaire et leurs circuits analogiques sont affecté par
les interférences électromagnétiques et le niveau des courants et des tensions ce qui affecte la
sensitivité de ce type de relais.
Relais numériques
La technologie numérique a fait son apparition au début des années 1980. Avec le dévelo-
ppement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont été intégrées aux
équipements de protection.
Les protections numériques, sont basées sur le principe de la transformation de variables
électriques du réseau, fournies par des transformateurs de mesure, en signaux numériques de
faible tension.
L’utilisation de techniques numériques de traitement du signal permet de décomposer le signal
en vecteurs ce qui autorise un traitement de données via des algorithmes de protection en
fonction de la protection désirée. Ces dispositifs nécessitent une source auxiliaire, offrent un
excellent niveau de précision et un haut niveau de sensibilité. Ils procurent de nouvelles
possibilités, comme l’intégration de plusieurs fonctions pour réaliser une fonction de
19
Chapitre I Généralités
20
Chapitre I Généralités
I.7. Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons donné des informations sur les différents réseaux implémentés et
les perturbations qui peuvent affectées un réseau électrique et qui sont principalement le court-
circuit, la foudre et les harmoniques. Dans ce chapitre sont rappelés les origines et les
conséquences de chaque type de défaut. On note que les défauts de court-circuit sont les
défauts les plus persistants par rapport aux autres types de défauts. Les défauts sont classés
selon leurs temps d’apparition et par conséquent sont définis les cycles de réenclenchement
automatiques des organes de protections. Dans le chapitre suivant on évoque les protections
ainsi que leurs fonctions.
21
Chapitre II
Protections
Chapitre II Protections
II.1. Introduction
Les relais de protections sont des appareils qui comparent en permanence les grandeurs
électriques à surveiller (courant, tension, fréquence, puissance, impédance, … etc.) à des
seuils prédéterminés et qui délivre un signal de commande pour l’ouverture d’un disjoncteur
ou pour déclencher une alarme lorsque la grandeur dépasse le seuil. Dans ce chapitre on va
voir les protections les plus utilisées dans les réseaux électriques à savoir la protection
directionnelle, la protection de distance et la protection à maximum de courant.
22
Chapitre II Protections
maximum de courant ont été développées utilisant le principe cité ci-dessus combiné à un
temps de retard du fonctionnement du relais (Relais temporisé) [6].
Dans ce cas, le relais ne déclenche que si le courant détecté dépasse le seuil de courant de
fonctionnement pendant un temps au moins égal au temps de retard (temporisation)
sélectionné. Cette temporisation peut être à temps indépendante ou à temps inverse.
Pour la protection à temps indépendant (figure II.2.a), la temporisation (T) est constante, elle
est indépendante de la valeur du courant détecté [6].
Cependant, il est souvent préférable d'avoir le temps de fonctionnement qui varie en fonction
du courant (figure II.2.b). Une telle caractéristique est connue sous le nom de caractéristique à
temps inverse. Généralement, la temporisation est représentée en fonction du rapport du
courant détecté et le seuil de fonctionnement (I/Ir).
23
Chapitre II Protections
Le principe du relais à distance est basé sur la mesure du courant et de la tension au point de
défaut. A l’aide de ces informations le relais calcule l’impédance de la ligne protégée (ou autre
ouvrage). Cette protection exploite le principe de la baisse importante d’impédance d’un
élément lorsqu’il est en court-circuit. L’impédance mesurée est proportionnelle à la distance
entre le relais et le point de défaut sur la ligne [6].
Le calcul de l’impédance dans les systèmes triphasés est utilisé parce que chaque type de
défaut produit une impédance différente. A cause de cette différence, les réglages des relais à
distance ont besoin d’être choisis pour distinguer entre le défaut à la terre et le défaut de
phases.
De plus la résistance de défaut crée des problèmes pour les mesures de distance du fait qu’il est
difficile de prévoir cette résistance. Ce qui contribue à des erreurs de calcul de l’impédance
(connue par l’impédance apparente) vue par le relais situé à une extrémité de la ligne en
utilisant les mesures de courant et de tension à cette extrémité . Quand l’impédance apparente
est calculée, elle est comparée aux réglages qui définissent la caractéristique de
fonctionnement du relais.
Les caractéristiques de fonctionnement des relais à distance sont toujours des figures
géométriques telles que des cercles, des droites ou leurs combinaisons.
Les caractéristiques les plus connues sont des cercles d'impédances (en ohm) ou d'admittances
(1/Z en mho) dans le plan (R, X) comme c’est indiqué à la figure II.4.
X
Impédance
MHO
R
O
O R
Le relais à distance directionnel peut être obtenu en utilisant des caractéristiques compensées
qui font déplacer le centre des caractéristiques du relais à partir de l'origine du plan (R, X).
Plusieurs zones de protection (normalement trois) sont réalisées par la combinaison de
24
Chapitre II Protections
25
Chapitre II Protections
Egalement des protections à maximum de puissance peuvent être utilisées. Elles sont pour
fonction de mesurer soit la puissance active, soit la puissance réactive qui s’écoule dans la
liaison où sont placés les capteurs de courant. La protection fonctionne si la puissance est
supérieure à un seuil et si elle s’écoule dans le sens prédéterminé. Elle peut également être
utilisée pour détecter un sens anormal d’écoulement de l’énergie. Pour mesurer une puissance
ou pour localiser un défaut en amont ou en aval de l’endroit où est mesuré le courant, il faut
déterminer le déphasage de ce courant avec une grandeur de référence : tension entre phases
pour la directionnelle de phase, tension résiduelle pour la directionnelle de terre. Cette grandeur
de référence est appelée grandeur de polarisation.
II.4.1. Protection directionnelle de terre [17]
Cette protection mesure le courant résiduel et utilise le plus souvent comme grandeur de
polarisation la tension résiduelle. Le courant résiduel est Ir, tel que :
Ir = I1 + I2 + I3 (II.1)
Le courant résiduel est mesuré, soit par trois transformateurs de courant (un par phase), soit
par un tore englobant les trois phases. L’utilisation de trois transformateurs de courant (Figure
II.6) a les avantages suivants : les TC sont en général disponibles, il est possible de mesurer
des courants importants. Tandis que les inconvénients de cette méthode sont : problème de
saturation des TC lors d’un court-circuit et l’enclenchement d’un transformateur introduit un
faux courant résiduel. En pratique le seuil ne peut pas être réglé à une valeur inférieure à 10 %
du courant nominal du TC. La mesure effectuée par un tore englobant les trois phases (Figure
II.7) a pour avantage une grande sensibilité. Son inconvénient : le tore s’installe autour d’un
câble non blindé qui assure l’isolement.
26
Chapitre II Protections
La grandeur de polarisation d’un relais directionnel terre est le plus souvent la tension
résiduelle (Figure II.10), mais ce peut aussi être le courant dans la mise à la terre du neutre.
27
Chapitre II Protections
28
Chapitre II Protections
L’angle caractéristique d’une directionnelle de phase définit, de la même façon que pour une
directionnelle de terre, l’orientation de la zone angulaire de déclenchement. C’est l’angle que
fait la normale au demi-plan de déclenchement avec la grandeur de polarisation. Pour permettre
la mesure de la direction du défaut, la grandeur de polarisation, doit avoir une valeur suffisante.
Pour assurer la détection des défauts, il faut que la protection utilise une mémoire de tension
glissante.
Les relais directionnels de phase fonctionnent soit comme des protections à maximum de
courant directionnel, soit par la mesure de la projection du courant sur la droite caractéristique
(Figures II.12 et II.13). En effet, le relais à maximum de courant directionnel est à préférer. La
coordination avec des protections à maximum de courant est beaucoup plus aisée car le seuil de
détection est indépendant de la phase du courant.
29
Chapitre II Protections
30
Chapitre II Protections
méthode ne s’applique pas à un réseau basse tension 4 fils, c’est-à-dire un réseau, dont le
neutre est distribué, qui alimente des charges monophasées branchées entre phase et neutre.
31
Chapitre II Protections
Tableau II.1. Codes ANSI, symboles et domaines d’emploi des protections [19]
II.5.1. Rapidité
Les défauts sont donc des incidents qu’il faut éliminer le plus vite possible, c’est le rôle des
protections dont la rapidité de fonctionnement et des performances prioritaires.
Le temps d’élimination des courts-circuits comprend deux composantes principales :
Le temps de fonctionnement des protections (quelques dizaines de millisecondes).
Le temps d’ouverture des disjoncteurs, avec les disjoncteurs modernes (SF6 ou à vide),
ces derniers sont compris entre 1 et 3 périodes.
32
Chapitre II Protections
Elle consiste à donner des temporisations [21] différentes aux protections à maximum de
courant échelonnées le long du réseau. Ces temporisations sont d’autant plus longues que le
relais est plus proche de la source.
Mode de fonctionnement
Sur le schéma de la Figure II.15, le défaut représenté est vu par toutes les
protections A, B, C, et D. La protection temporisée D ferme ses contacts plus
rapidement que celle installée en C, elle-même plus rapide que celle installée en
B…etc. Après l’ouverture du disjoncteur D et la disparition du courant de défaut, les
protections A, B, C qui ne sont plus sollicitées, reviennent à leur position de veille. La
différence des temps de fonctionnement ΔT entre deux protections successives est
l’intervalle de sélectivité, il doit tenir compte (Figure II.16) de :
33
Chapitre II Protections
Compte tenu des performances actuelles de l’appareillage et des relais, on adopte pour ΔT
une valeur de 0,3 s. Par exemple pour Tc = 95 ms, dT = 25 ms, t r = 55 ms, l’intervalle de
sélectivité est 300 ms, la marge de sécurité est alors de 100 ms.
34
Chapitre II Protections
Condition Condition
IsA < IccAmi IsA < IccBmi
Figure II.17. Fonctionnement d’une protection à sélectivité ampérométrique [21]
35
Chapitre II Protections
II.5.3 Sensibilité
La protection doit fonctionner dans un domaine très étendu de courants de courts-circuits entre:
Le courant maximal qui est fixé par le dimensionnement des installations et est donc
parfaitement connu,
Un courant minimal dont la valeur est très difficile à apprécier et qui correspond à un
court-circuit se produisant dans des conditions souvent exceptionnelles.
La notion de sensibilité d’une protection est fréquemment utilisée en référence au courant de
court-circuit le plus faible pour lequel la protection est capable de fonctionner.
II.5.4. Fiabilité de protection
La fiabilité d’une protection, qui est la probabilité de ne pas avoir de fonctionnement incorrect
c.-à-d. évité les déclenchements intempestifs, est une combinaison entre sûreté et sécurité. La
sûreté est la probabilité de ne pas avoir de défaut de fonctionnement. Tandis que la sécurité est
la probabilité de ne pas avoir de fonctionnement intempestif [23].
36
Chapitre II Protections
II.6. Conclusion
Dans ce chapitre nous avons donné un aperçu sur les principaux relais de protection utilisés
dans le réseau électrique : le relais à maximum de courant, le relais à minimum d’impédance
(distance) et le relais directionnel, En effet pour réaliser un système de protection complet, il
est nécessaire de définir une sélectivité entre les différents organes de protection. La
simulation par SIMULINK MATLAB de la protection à minimum d’impédance
directionnelle constitue le sujet du chapitre suivant.
37
Chapitre III
Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
III.1. Introduction
La Figure.III.1 reprsente une description d’un reseau electrique triphasé sans aucun système de
protection et sans aucun défaut, dont ces elements constititifs sont:
38
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Dans l’état sain, les valeurs efficaces calculées des courants de lignes sont (Fig.III.2)
V1=V2=V3=127.3kV (III 2)
Dans ce régime de fonctionnement normal les courants des lignes formant un système triphasé
équilibré en module, et le déphasage est de 120° entre deux phases.
1000
500
courant(A)
-500
-1000
-1500
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
Temps(s)
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
-2
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
Temps(s)
39
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Dans cette section nous procédons à la simulation de différents défauts de CC afin de déterminer
l’impédance de CC (Zcc). Cette dernière est nécessaire pour définir l’impédance seuil (Zseuil) de la
protection à min Z.
Après avoir simulé le défaut phase-terre ; les résultats obtenus sont (Fig.III.4 et Tableau III.1) :
8000
Pendant le court-circuit
6000
Avant le
4000
Courant(A)
court-circuit
2000
-2000
tcc
-4000
-6000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(S)
Le courant de court-circuit de la phase en défaut prend une valeur importante par contre les
valeurs des phases saines restent inchangeable.
b) défaut biphasé
La simulation d’un défaut biphasé nous a donné les résultats suivants (fig.III.5)
40
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
4000
Avant le
2000 court-circuit
Courant(A)
-2000
-4000
tcc
-6000
-8000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(S)
Le courant de court-circuit des phases en défaut prennent des valeurs importantes par contre la
valeur de la phase saine ne varie pas.
Après avoir simulé le défaut phase-terre ; nous avons obtenu les résultats suivants (Fig.III.6.) :
41
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
6000
Avant le
4000 court-circuit
Courant(A)
2000
-2000
-4000
tcc
-6000
-8000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(S)
Les resultats obtenus lors du défaut biphasé-terre sont illustrés sur le tableau III.3
Le courant de court-circuit des phases en défaut prennent des valeurs importantes par contre la
valeur de la phase saine ne change pas.
d)défaut triphasé
La simulation d’un défaut de CC triphasé nous a donné les résultats suivants (Fig.III.7).
42
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
8000
Pendant le défaut
6000
4000
Avant
Courant(A)
2000 le défaut
-2000
tcc
-4000
-6000
-8000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(S)
Le courant de court-circuit des trois phases en défaut prennent des valeurs importantes.
e)défaut triphasé-terre
43
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
8000
Pendant le défaut
6000
4000
Avant
Courant(A)
2000 le défaut
-2000
-4000
tcc
-6000
-8000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(S)
Le Tableau III.6 est un tableau récapitulatif des courants de CC et des impédances de courts
circuits enregistrés lors de la simulation des différents défauts.
44
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Zcc_max = 27.52Ω
Tenant compte d’une marge de sécurité, l’impédance seuil est donnée par la formule suivante :
Zseuil =1.2xZcc_max
Soit :Zseuil = 33 Ω
La Figure.III.9. represente une description d’un reseau electrique triphasé équipé par le système de
protection min_z. Les elements constititifs sont :
u2
Scope
1 2
u
I1 sqrt Display4
R r2 <=
Z1
inf
2 2
pq1 u Display7
Z seuil
X x2
7 Display5
u2
5 Display8
u2
I2 sqrt <= OR 1
Z2 Zmin
3 inf1
pq2 u2
Logic
2
u
6 2
u
I3 sqrt <=
Z3 inf2
4 u2
pq3
Display6
La Figure.III.11 représente les blocs qui constituent le relais à min_Z et qui font le calcul de
l’impédance équivalente du réseau :
N°4 : sommation
N°9 : « Demux »
2 3 7
6
1 5
4 8
10
11
La Fig.III.12 montre les blocs utilisés pour l’élimination du régime transitoire ainsi que la
temporisation (temps de retard au déclenchement) de la commande :
N°2 : Bloc « OFF Delay » pour éliminer l’effet indésirable du régime transitoire (première
période).
47
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
2
1 4 3
6 5
1000
500
courant(A)
-500
-1000
-1500
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
Temps(s)
1.5
0.5
0
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
a) Défaut phase-terre :
td
-0.5 tcc
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps (s)
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
49
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
b) Défaut biphasé
La simulation de défaut biphasé nous a donné les résultats suivants Fig.III.18 et Fig.III.19.:
1
Temporisation du défaut
Avant
le défaut
0.5
Courant(A)
Elimination du défaut
td
-0.5 tcc
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
50
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
Fig.III.20. Signal de commande généré par le relais dans le cas d’un défaut biphasé
c) Défaut biphasé-terre
1 Temporisation du défaut
Avant
le défaut
Courant(A)
0.5
Elimination du défaut
td
-0.5 tcc
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
51
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
d) Défaut triphasé
1 Temporisation du défaut
Avant
Courant(A)
0.5
le défaut
Elimination du défaut
td
-0.5 tcc
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
52
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
1 Temporisation du défaut
Avant
Courant(A)
0.5
le défaut
Elimination du défaut
td
-0.5 tcc
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
-2
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5
Temps(s)
L’objectif principal de cette simulation consiste à étudier un réseau electrique triphasé équipé par
une protection directionnelle, et de calculer le déphasage entre le courant et la tension de chaque
phase. La connaissance de ce déphasage est necessaire pour la definition de la protection
directionnelle.
La Figure.III.30. represente une description d’un reseau electrique triphasé équipé par un système
de protection directionnel, dont ces elements constititifs sont :
54
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Une ligne electrique triphasée (L1,L2 et L3) représentée par une impédance ZL, avec
RL=7Ω et LL=0.063H.
Une charge triphasée equilibrée Zcharge, avec Rch=100Ω et Lch=0. 3H
Une charge triphasée equilibrée Zcharge, avec Rch=50Ω et Lch=0. 03H
Deux relais directionnels
Deux switchs utilisés comme elements de coupure.
55
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
On représente sur la Fig.III.32 les blocs qu’on va utiliser dans le calcul du déphasage entre le
courant et la tension d’une phase ; ces blocs sont :
N°5:Bloc de la constante
56
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
5
4 6
2 3
1 7
9 10
On représente sur la Fig.III.33 les blocs SIMULINK qui vont être utilisé dans l’élimination du
régime transitoire ainsi que la temporisation de la commande de coupure :
N°3:Bloc « OFF Delay » pour éliminer l’effet indésirable du régime transitoire au début
d’alimentation (une période 0.02s)
N°4:Bloc « trigger ».
1 2 3
4
1
6
1
On procède à la simulation de la protection directionnelle pour une charge placée entre deux
rotections directionnelles. A l’état normal, les allures des courants et de la commande sont
illustrées ci-après.
600
400
200
Courant(A)
-200
-400
-600
-800
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
Temps(s)
Signale de commande de P1
2
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
58
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
600
400
200
Courant(A)
-200
-400
-600
-800
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
Temps(s)
Signale de commande de P2
2
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
300
200
Courant(A)
100
-300
-400
-500
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(Second)
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1.5
0.5
-0.5 td
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Les allures des trois courants vus par le relais directionnel de la protection P2 sont illustrées sur
la figure suivante Fig.III.41 :
60
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
400
200
Courant(A)
-200
Avant l'insertion de la charge la charge alimenté par la source2
-400 (coté source1)
-600
-800
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(Second)
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
Signale de commande P2
2
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Quand on insère une charge coté source 1, on constate que le relais directionnel P1 fait
déclencher (actionner) le « breaker » par contre le relais directionnel P2 ne fait pas agir sur le
« breaker » donc l’alimentation de la charge est assuré par la source2
On raccorde une deuxième charge en parallèle avec la source 2 ; après la simulation on relève les
allures des courants vues par le relais directionnel de la protection P2 :
300
200
Courant(A)
100
-100
-500
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(Second)
x 10
5 Tensions des trois phases (P2)
2
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
62
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Signale de commande P2
2
1.5
0.5
td
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Les allures des trois courants vues par le relais directionnel de la protection P1 sont illustrées sur
la figure suivante :
400
200
Courant(A)
-200
Avant l'insertion de la charge
la charge alimenté par la source1
(coté source2)
-400
-600
-800
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(Second)
63
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
-1.5
tcc td
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
Signale de commande P1
2
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Dans le Tableau précédant, la valeur logique ‘0’ désigne l’apparition d’un défaut et la valeur
logique ‘1’ désigne l’état normal (sans défaut). Ainsi, le schéma de couplage (d’association) est
illustré sur la Fig.III.50:
L’objectif principal de cette application consiste à étudier un réseau electrique triphasé, qui
alimente une charge equilibré via deux lignes équipés par deux protections de type min_Z
directionnelle.
La figure.III.58 represente une description d’un reseau electrique à double lignes équipé par quatre
systèmes de protection, dont ses elements constititifs sont :
65
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
La simulation d’un défaut de court-circuit sur la ligne 1, nous a donné les résultats suivants :
Les allures des courants ainsi le signal de commande sont illustrés respectivement sur les
figures suivantes :
Avant defaut
Courant(A)
-1000
td td(P2)
-2000 tcc
-3000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5 td(P2)
td(P4)
-1
tcc
-1.5
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
67
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temporisation du défaut
2
Avant défaut
1 declenchement
Courant(A)
du disjoncteur
0
-1
tcc td
-2
-3
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
68
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1
Tension(V)
td(P2)
-1 tcc
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
Signale de commande de la P2
2
1.5
0.5
td
0
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temporisation du défaut
2000
Elimination du défaut
1000 Avant l'apparition du défaut
Courant(A)
-1000
tcc td td /P1
-2000
-3000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
Tension(V) 1
td (P4) td(P2)
-1 tcc
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
1.5
0.5
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
70
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Signale decommande de P3
2
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temporisation du défaut
2000
Elimination du défaut
1000 Avant l'apparition du défaut
Courant(A)
-1000
tcc td td /P1
-2000
-3000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1
Tension(V)
td(P2)
-1 tcc
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
71
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
Signale de commande P1
2
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
La protection min_z (P1) n’a pas donné l’ordre de déclenchement du « Switch » dès l’apparition
de défaut de court-circuit. D’après les résultats des quatre protections, on remarque que seule la
ligne en défaut (ligne 1) est isolée et la continuité de service est assurée par la ligne 2
Avant defaut
Courant(A)
-1000
td td(P1)
-2000 tcc
-3000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
72
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
Tension(V)
-0.5
-1
1.5
0.5 td
0
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
1.5
0.5 td
0
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
73
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5 td
0
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
-1000
td(P1)
-2000 tcc
-3000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1
Tension(V)
td (P3) td(P1)
-1 tcc
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
74
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5 td
0
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
75
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
-1000
tcc td(P1)
-2000
-3000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1
Tension(V)
td(P1)
-1 tcc
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1.5
0.5
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
4
x 10 Allure des intensitées de courant observées par P1
3
pendant le défaut
2
Elimination
1 Avant défaut
Courant(A)
-1
tcc td(P1)
-2
-3
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
1
Tension(V)
td(P1)
-1 tcc
-2
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
77
Chapitre III Simulation d’une protection à min Z directionnelle
1.5
0.5
0
td
-0.5
-1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Temps(s)
III.7 Conclusion
78
CONCLUSION GENERALE
Conclusion générale
Un système de protection complet doit être mis en œuvre afin d’assurer la continuité de
service et garantir une fonction de secours entre les différents éléments constitutifs de la
chaine de protection. Dans un premier lieu, nous avons fait un rappel sur les perturbations qui
peuvent affectés le bon fonctionnement du réseau électrique ainsi que leurs origines et effets.
Un rappel théorique a été évoqué sur quelques types de protection tels que la protection a
maximum de courant, la protection à minimum d’impédance et la protection directionnelle.
Le programme de simulation que nous avons développé sous Simulink de Matlab peut
être étendu pour l’analyse des défauts de court-circuit affectants une ligne électrique.
79
Bibliographie
Bibliographie
[1] BOUCHAHDANE Mohamed" Etude des équipements de protection de la nouvelle ligne
400 kv en ALGERIE" Mémoire de magisteruniversité MENTOURI Constantine 2009.
[7] : BOUDACHE Abdelkrim, GALOUL Fayçal : « étude par simulation d’un filtre actif
parallèle » mémoire d'ingénieur d'état, M’SILA,2005/2006
[8] :P. MIllet, L. Perrault et J. Raymongué (EDF R&D),M. Clément(ERDF) « Réseaux HTA
aériens - Détecteurs de défauts monophasés directionnels et polyphasés non
directionnels »spécification technique EDF, Décembre 2009
[12] Philippe Dunand «Protection des installations électriques contre la foudre »livre, Dunod
2003
[14]TOLBA Amrane, "Coordination orientee objet de la protection des réseaux électriques, "
Thèse de doctorat, université de BATNA 2007.
[15] Karim GUENIFI et Raouf DIREM, " Détection, classification et localisation des défauts
dans les réseaux par les techniques intelligentes», mémoire d’ingénieur d’état ,université de
Bejaia 2009
[16] : documente technique de Schneider « La protection différentielle dans les installations
électriques basse tension » France, Juin 2001