Guide de La Protection MT 2006
Guide de La Protection MT 2006
Guide de La Protection MT 2006
Guide de la protection
Guide
0
Continuité de service
La sélectivité assure la
coordination entre les
caractéristiques de
fonctionnement de
disjoncteurs placés en
série. En cas de défaut en
aval, seul le disjoncteur
placé immédiatement en
amont du défaut
déclenche.
Des outils et services, pour une conception et mise en œuvre plus efficace de vos installations
Présentation 2
Architecture des réseaux
Critères de choix 4
Exemples d’architectures 5
Régimes de neutre
Cinq modes de liaison à la terre du neutre 6
Neutre isolé 7
Mise à la terre par résistance 8
Mise à la terre par réactance faible 9
Mise à la terre par réactance de compensation 10
Neutre direct à la terre 11
Courants de court-circuit
Introduction aux courts-circuits 12
Types de courts-circuits 14
Court-circuit aux bornes d’un générateur 16
Calcul des courants de court-circuit 17
Comportement des matériels au court-circuit 18
Capteurs
Capteurs de courant phase (TC) 19
Capteurs de courant phase (LPCT) 21
Capteurs de courant résiduel 22
Transformateurs de tension (TT) 23
Fonctions de protection
Caractéristiques générales 24
Liste des fonctions 26
Fonctions associées 27
Sélectivité
Sélectivité chronométrique 28
Sélectivité ampèremétrique 30
Sélectivité logique 31
Sélectivité par protection directionnelle 32
Sélectivité par protection différentielle 33
Sélectivités combinées 34
Protection des réseaux
Réseau à une arrivée 36
Réseau à deux arrivées 38
Réseaux en boucle ouverte 40
Réseaux en boucle fermée 41
Protection des jeux de barres
Types de défauts et dispositifs de protection 42
Protection des liaisons (lignes et câbles)
Types de défauts et dispositifs de protection 44
Protection des transformateurs
Types de défauts 46
Dispositifs de protection 47
Conseils de réglages 48
Exemples d’applications 49
Protection des moteurs
Types de défauts 50
Dispositifs de protection 51
Conseils de réglages 53
Exemples d’applications 54
Protection des générateurs
Types de défauts 55
Dispositifs de protection 56
Conseils de réglages 58
Exemples d’applications 59
Protection des condensateurs
Types de défauts 60
Dispositifs de protection 61
Conseils de réglages et exemples d’applications 62
Annexes
Glossaire – Mots clés et définitions 64
Références bibliographiques 66
Index des symboles 67
Index des termes techniques 68
1
Présentation Guide de la protection 0
Coupure Commande
Le système de protection se compose d’une chaîne constituée des éléments
suivants (fig. 1) :
b capteurs de mesure – courant et tension – fournissant les informations de mesure
nécessaires à la détection des défauts,
b relais de protection, chargés de la surveillance permanente de l’état électrique
Mesure Traitement
Capteur du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuses,
et leur commande par le circuit de déclenchement,
b organes de coupure dans leur fonction d’élimination de défaut : disjoncteurs,
Relais de interrupteurs-fusibles, contacteurs-fusibles.
protection
Le plan de protection définit les dispositifs de protection contre les principaux
Fig. 1 : chaîne de protection défauts affectant les réseaux et les machines :
b les courts-circuits, entre phases et phase-terre,
b les surcharges,
b les défauts propres aux machines tournantes.
Pour établir un plan de protection, les paramètres suivants sont à prendre en compte :
b l’architecture et la taille du réseau et ses différents modes d’exploitation,
b les schémas de liaison à la terre,
b les caractéristiques des sources de courant et leurs contributions en cas de défaut,
b les types de charges,
b le besoin de continuité de service.
2
Présentation Guide de la protection 0
Contenu du guide
Ce guide s’adresse à toute personne en charge de l’étude des protections
d’un réseau.
Il se décompose en 2 parties :
b partie 1 : Etude de réseau,
b partie 2 : Solution par application.
Etude de réseau
Partie théorique détaillant les bases nécessaires à l’étude d’un plan de protection
et traitant des questions suivantes :
DE57358
b jeux de barres,
b lignes et câbles,
12 b transformateurs,
14 b moteurs,
27D
27R b générateurs,
46 b condensateurs,
48 - 51LR et les dispositifs de protection adaptés à chaque défaut, avec des conseils
49RMS
51 de réglage et des exemples d’application.
26
63 51G
49T 66
87T
38/
M 49T
3
Architecture des réseaux Critères de choix 0
4
Architecture des réseaux Exemples d’architectures 0
DE55362
ou
NO Tous les appareils
de coupure sans légende
sont normalement fermés
NO
NO
NF
DE55363
DE55364
ou
NO
NF NO NO NF
NF NF
ou
NO
NO NF NO NF NO NO NF
NF
NO
NF NF
DE55365
DE55366
ou ou
NO NO
NF NF NF NO NF NF NF NF NF NF NF NF
G G G
DE55367
DE55368
NO
NF NF
ou ou normal/
NO NO secours
NF
5
Régimes de neutre Cinq modes de liaison à la terre
du neutre 0
6
Régimes de neutre Neutre isolé 0
Schéma de principe
Il n’existe aucune liaison électrique intentionnelle entre le point neutre et la terre,
à l’exception des appareils de mesure ou de protection.
DE57202
V
Technique d’exploitation
Dans un tel réseau, un défaut phase-terre ne provoque qu’un faible courant
par l’intermédiaire des capacités phase-terre des phases saines (fig. 1).
On démontre que Ik1 = 3 • C • ω • V
b V étant la tension simple,
b C la capacité d’une phase par rapport à la terre,
C C C b ω la pulsation du réseau avec ω = 2 • π • f
Ik1
Le courant de défaut Ik1 peut subsister longtemps en principe sans dommages
car il ne dépasse pas quelques ampères (2 A par km environ pour un câble
unipolaire 6 kV de 150 mm2 de section isolé au PRC dont la capacité est
Ic
de 0,63 µF/km). Il n’est donc pas nécessaire d’intervenir pour éliminer ce premier
Fig. 1 : courant de défaut capacitif sur réseau isolé défaut, ce qui confère à cette solution l’avantage essentiel de maintenir la continuité
de service.
Mais ceci entraîne des conséquences :
b l’isolement doit être surveillé en permanence, et un défaut non encore éliminé doit
être obligatoirement signalé par un contrôleur permanent d’isolement (CPI)
DE55203
ou par une protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N) (fig. 2),
b la recherche ultérieure du défaut exige d’une part un appareillage d’autant plus
complexe qu’il est automatique, pour permettre une identification rapide du départ
en défaut, et d’autre part un service entretien qualifié pour l’exploiter,
b au cas où le premier défaut n’est pas éliminé, un deuxième défaut survenant sur
une autre phase va provoquer un véritable court-circuit biphasé par la terre, lequel
sera éliminé par les protections de phase.
CPI
Avantage
L’avantage essentiel est la continuité de service du départ en défaut parce que
le courant de défaut très faible permet de ne pas déclencher automatiquement
Fig. 2 : contrôleur permanent d’isolement au premier défaut ; c’est un deuxième défaut qui nécessitera une coupure.
Inconvénients
b La non-élimination des surtensions transitoires par écoulement à la terre
est un handicap majeur si elles sont élevées.
b De plus, en cas de mise à la terre d’une phase, les autres se trouvent portées
à la tension composée à fréquence industrielle (U = 3 • V ) par rapport à la terre,
ce qui renforce la probabilité d’un second défaut. Le coût d’isolement est plus élevé
car la tension composée reste appliquée entre phase et terre pendant une durée
qui peut être longue puisqu’il n’y a pas de déclenchement automatique.
b La surveillance de l’isolement est obligatoire, avec signalisation du premier défaut.
b Un service entretien équipé du matériel adéquat pour la recherche rapide
V0 du premier défaut d’isolement est nécessaire.
DE57204
IrsdA
Protection
La détection du départ en défaut peut se faire par l’emploi d’une protection
à maximum de courant terre directionnelle (ANSI 67N) (fig. 3).
Le schéma montre que la discrimination se fait par comparaison de l’angle
de déphasage entre la tension résiduelle et les courants résiduels, d’une part
du départ en défaut et d’autre part de chaque départ sain.
La mesure du courant s’effectue par un tore et le seuil de déclenchement est réglé :
– pour ne pas déclencher intempestivement,
– à une valeur inférieure à la somme des courants capacitifs de tous les autres
IrsdA IrsdB départs.
67N 67N Il s’ensuit une difficulté de détection pour les réseaux peu étendus, soit quelques
A B centaines de mètres de câble.
Applications
Ik1 C’est une solution souvent utilisée pour les réseaux industriels (≤ 15 kV) nécessitant
la continuité de service.
En distribution publique, cette solution se retrouve en Espagne, Italie et Japon.
7
Régimes de neutre Mise à la terre par résistance 0
Schéma de principe
Une résistance est connectée volontairement entre le point neutre et la terre.
DE57205
Technique d’exploitation
Dans ce type de schéma, l’impédance résistive limite le courant de défaut
à la terre Ik1, tout en permettant un bon écoulement des surtensions.
Mais par conséquent, des protections doivent intervenir automatiquement
pour éliminer le premier défaut. Dans les réseaux alimentant des machines
tournantes, la valeur de la résistance est déterminée pour obtenir un courant Ik1
RN de 15 à 50 A. Mais il faut que ce courant faible soit néanmoins IRN ≥ 2 Ic
IRN Ik1
(avec Ic : courant capacitif total du réseau) pour réduire les surtensions
de manœuvre et permettre une détection simple.
Dans les réseaux de distribution, on adopte des valeurs plus élevées (100 A à 300 A)
Ic plus faciles à détecter et permettant l’écoulement des impulsions de foudre.
Inconvénients
b La continuité de service du départ en défaut est dégradée ; en effet, en cas
de défaut terre, celui-ci doit être éliminé aussitôt (coupure au premier défaut).
b Le coût de la résistance de mise à la terre croît avec la tension et le courant limité.
RN
Applications
Fig. 5 : solutions de protection terre Réseaux MT de distribution publique et industrielle.
8
Régimes de neutre Mise à la terre par réactance faible 0
Schéma de principe
Une réactance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre.
Pour les réseaux de tension supérieure à 40 kV, on préfère utiliser une réactance
DE57209
Technique d’exploitation
Dans ce type de schéma, l’impédance selfique limite le courant de défaut à la terre
Ik1, tout en permettant un bon écoulement des surtensions. Mais par conséquent,
des protections doivent intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut.
LN
ILN Ik1
Pour réduire les surtensions de manœuvre et permettre une détection simple, il faut
que le courant IL soit très supérieur au courant capacitif total du réseau Ic.
Dans les réseaux de distribution, on adopte des valeurs élevées (300 à 1000 A),
faciles à détecter et permettant l’écoulement des surtensions de foudre.
Ic
Inconvénients
b La continuité de service du départ en défaut est dégradée : en cas de défaut terre,
celui-ci doit être éliminé aussitôt (coupure au premier défaut).
b Lors de l’élimination des défauts terre, des surtensions importantes peuvent
apparaître, dues à des résonances entre la réactance et la capacité du réseau.
Protections
b Le réglage de la protection se situe au niveau de 10 à 20 % du courant de défaut
Fig. 2 : réalisation de mise à la terre pour neutre non accessible
maximum.
b La protection est moins contraignante que dans le cas de la mise à la terre par
résistance, d’autant plus que ILN est important puisque Ic est inférieur au courant
limité.
Applications
Réseaux MT de distribution publique (courants de plusieurs centaines d’ampères).
9
Régimes de neutre Mise à la terre par réactance
de compensation 0
Schéma de principe
Une réactance accordée sur la capacité phase-terre totale du réseau est intercalée
entre le point neutre et la terre de sorte qu’en présence d’un défaut à la terre,
DE57211
Technique d’exploitation
Ce système permet de compenser le courant capacitif du réseau.
En effet, le courant de défaut est la somme des courants qui parcourent les circuits
suivants :
b la mise à la terre par réactance,
R LN b les capacités des phases saines par rapport à la terre.
Ik1 Ces courants se compensent puisque :
b l’un est selfique (dans la mise à la terre),
b l’autre est capacitif (dans les capacités des phases saines).
ILN + IR Ic Ils s’ajoutent donc en opposition de phase.
En pratique, la faible résistance de la bobine fait circuler un petit courant résistif
Fig. 1 : défaut à la terre dans un réseau avec réactance de quelques ampères (fig. 2).
de compensation à la terre
IL
Avantages
DE55212
courant dans la réactance b Ce système permet de diminuer les courants de défaut même si la capacité phase-
terre est grande : extinction spontanée des défauts à la terre non permanents.
Ik1
b A l’endroit du défaut, les tensions de contact sont limitées.
b Le maintien en service de l’installation est assuré malgré un défaut permanent.
V0 b Le signalement du premier défaut est donné par la détection du passage
IR tension résiduelle du courant dans la bobine.
Ic Inconvénients
courant capacitif
b Le coût de la réactance de mise à la terre peut être élevé en raison de la nécessité
Fig. 2 : diagramme vectoriel des courants lors du défaut terre de modifier la valeur de la réactance pour adapter la compensation.
b Pendant la durée du défaut, il faut s’assurer que le courant résiduel circulant
ne présente pas de danger pour les personnes et les biens.
b Les risques de surtension transitoire sur le réseau sont importants.
b La présence d’un personnel de surveillance est nécessaire.
b La mise en œuvre de protections sélectives au premier défaut est délicate.
Protection
La détection du défaut est basée sur la composante active du courant résiduel.
En effet, le défaut provoque la circulation de courants résiduels dans l’ensemble
du réseau, mais seul le circuit en défaut est parcouru par un courant résiduel résistif.
De plus, les dispositifs de protection doivent tenir compte des défauts autoextincteurs
répétitifs (défauts récurrents).
Lorsque la réactance de la mise à la terre et la capacité du réseau sont accordées
(3 LN • C • ω2 = 1)
b le courant de défaut est minimum,
b c’est un courant résistif,
b le défaut est autoextincteur.
La réactance de compensation s’appelle alors bobine d’extinction, ou bobine
de Petersen.
Application
Réseaux de distribution MT avec une valeur de Ic élevée.
10
Régimes de neutre Neutre direct à la terre 0
Schéma de principe
Une liaison électrique d’impédance nulle est réalisée intentionnellement entre
le point neutre et la terre.
DE57213
Technique d’exploitation
Le neutre étant mis à la terre sans impédance de limitation, le courant de défaut Ik1
entre phase et terre est pratiquement un court-circuit phase neutre, donc de valeur
élevée (fig. 1).
La coupure se fait au premier défaut d’isolement.
IN
Ik1 Avantages
b Ce schéma est idéal pour l’écoulement des surtensions.
b Il permet l’emploi de matériels ayant un niveau d’isolement dimensionné
Ic pour la tension simple.
b Il n’y a pas de protections spécifiques : les protections normales de surintensités
Fig. 1 : défaut à la terre dans un réseau à neutre direct à la terre
de phases peuvent être sollicitées pour éliminer les défauts phase-terre francs.
Inconvénients
b Ce schéma entraîne tous les inconvénients et dangers d’un fort courant
de défaut terre : dégâts et perturbations sont maximaux.
b Il n’y a pas de continuité de service du départ en défaut.
b Le danger pour le personnel est important pendant la durée du défaut
car les tensions de contact qui se développent sont élevées.
Protection
La détection de défaut impédant se fait par l’utilisation d’une protection à maximum
de courant terre temporisée (ANSI 51N), le réglage étant de l’ordre du courant
nominal.
Applications
b Ce type de schéma n’est pas utilisé dans les réseaux MT européens aériens
ou souterrains, mais par contre généralisé dans les réseaux de distribution
nord-américains. Dans ces réseaux (aériens), d’autres particularités interviennent
pour justifier ce choix :
v existence d’un conducteur neutre distribué,
v distribution 3 phases ou 2 phases et neutre ou phase et neutre,
v utilisation du conducteur neutre comme conducteur de protection avec mise
à la terre systématique à chaque poteau.
b Ce type de schéma peut être utilisé quand la puissance de court-circuit
de la source est faible.
11
Courants de court-circuit Introduction aux courts-circuits 0
Ia = I • sin(ω t + α)
les installations modernes, bien conçues et bien exploitées, les conséquences
– R•t graves qui peuvent en résulter incitent à tout mettre en œuvre pour détecter
Ic = – I • sinα • e L
Ph 2 Ph 2
Ph 3 Ph 3
Fig. 2 : court-circuit triphasé (5 % des cas) Fig. 4 : court-circuit biphasé isolé
Ph 1 Ph 1
DE57216
Courant (I)
DE55229
Ph 2 Ph 2
Ph 3 Ph 3
Composante continue
Fig. 3 : court-circuit monophasé (80 % des cas) Fig. 5 : court-circuit biphasé terre
Ip
Le courant de court-circuit en un point d’un réseau s’exprime par la valeur efficace
2 2 Ik Ik (en kA) de sa composante alternative (fig. 6).
La valeur instantanée maximale que peut atteindre le courant de court-circuit est
Temps la valeur de crête Ip de la première demi-alternance. Cette valeur de crête peut être
(t) beaucoup plus élevée que 2 • Ik en raison de la composante continue IDC
amortie qui peut se superposer à la composante alternative.
Cette composante continue dépend de la valeur instantanée de la tension à l’instant
Fig. 6 : courbe type d’un courant de court-circuit initial du court-circuit, et des caractéristiques du réseau. Ce dernier est défini par
la puissance de court-circuit, selon l’expression :
Scc = 3 • Un • Ik (en MVA).
Cette valeur fictive n’a aucune réalité physique ; c’est une grandeur conventionnelle
pratique assimilable à une puissance apparente.
12
Courants de court-circuit Introduction aux courts-circuits 0
Composantes symétriques
En fonctionnement normal équilibré symétrique, l’étude des réseaux triphasés
se ramène à celle d’un réseau monophasé équivalent, caractérisé par les tensions
simples, les courants de phase, et les impédances du réseau (appelées impédances
cycliques). Dès qu’apparaît une dissymétrie significative dans la configuration
ou le fonctionnement du réseau, la simplification n’est plus possible : on ne peut alors
établir simplement les relations électriques dans les conducteurs à l’aide
des impédances cycliques.
On emploie la méthode des composantes symétriques, qui consiste à ramener
le système réel à la superposition de trois réseaux monophasés indépendants,
appelés selon que l’on est en France ou dans les pays anglo-saxons :
b système direct (d) ou séquence positive (1),
b système inverse (i) ou séquence négative (2),
b système homopolaire ou séquence nulle (0).
Pour chaque système respectivement d, i, 0, les tensions Vd, Vi, V0 et les courants
Id, Ii, I0 sont liés par les impédances Zd, Zi, Z0 du même système.
Les impédances symétriques sont fonction des impédances réelles, notamment
des inductances mutuelles.
La notion de composantes symétriques s’étend également aux puissances.
1
Vd = --- ( V1 + a • V2 + a 2 • V3 )
V1 = Vd + Vi + V0 3
1
V2 = a 2 • Vd + a • Vi + V0 Vi = --- ( V1 + a 2 • V2 + a • V3 )
3
V3 = a • Vd + a 2 • Vi + V0 1
V0 = --- ( V1 + V2 + V3 )
3
2π 2π
j • ------- j • -------
avec a = e 3 avec a = e 3
V10
V3 V2 i
V1 V1d V1 i V20
ωt
V30
V2 ωt
ωt V3 i ωt
V2d
13
Courants de court-circuit Types de courts-circuits 0
F Ik3 = ------------------------
Zcc 3 • Zcc
où U désigne la tension entre phases au point F avant l’apparition du défaut et Zcc
U
l’impédance équivalente du réseau amont vue du point de défaut.
Zcc Ce calcul est donc simple en principe ; sa complexité pratique résulte de la difficulté
à calculer Zcc, impédance équivalente à toutes les impédances unitaires en série et
en parallèle des composants du réseau situés en amont du défaut. Ces impédances
Zcc sont elles-mêmes la somme quadratique de réactances et résistances :
Zcc = R 2 + X 2
ZN Une simplification importante consiste en particulier à connaître la puissance
de court-circuit Scc au point de raccordement du réseau du distributeur ;
on en déduit l’impédance Za équivalente en amont de ce point :
U2 U
Fig. 1 : court-circuit triphasé Za = ----------- Icc = --------------------
Scc 3 • Za
De même, la source de tension n’est pas unique ; il peut y avoir plusieurs sources
en parallèle, en particulier les moteurs synchrones et asynchrones qui se comportent
sur court-circuit comme des générateurs.
Le courant de court-circuit triphasé est généralement le courant le plus élevé
qui peut circuler dans le réseau.
Vd
DE55219
E Zd
E Id
Id = -------
Zd Vi
Ii = I0 = 0 Zi
Ii
Vd = Vi = V0 = 0 V0
Z0
I0
Vd
E
DE55220
Id = Ii = I0 = ----------------------------------------------- E Zd
Zd + Zi + Z0 + 3Z Id
E ( Zi + Z0 + 3Z ) Vi
Vd = -----------------------------------------------
Zd + Zi + Z0 + 3Z Zi
Ii
– Zi • E
Vi = ----------------------------------------------- V0
Zd + Zi + Z0 + 3Z
Z0
– Z0 • E I0
V0 = -----------------------------------------------
Zd + Zi + Z0 + 3Z 3Z
14
Courants de court-circuit Types de courts-circuits 0
Ik2 = -------------------
Zd + Zi
U Dans le cas d’un réseau alimenté par un transformateur (défaut éloigné des sources),
Zcc
la valeur du courant de court-circuit biphasé en un point du réseau est :
U
Ik2 = --------------------
Ik2 2 • Zcc
Le courant de court-circuit biphasé est alors plus faible que pour le triphasé,
Zcc
dans le rapport de 3/2, soit environ 87 %.
Dans le cas de défaut proche d’un générateur (Zi ≤ Zd), le courant peut être
ZN supérieur au cas du défaut triphasé.
E
Id = ------------------------------
DE55224
Zd + Zi + Z
Vd
Fig. 1 : court-circuit biphasé –E
Ii = ------------------------------ E Zd
Zd + Zi + Z Id
Z
I0 = 0 Vi
E ( Zi + Z ) Zi
Vd = ------------------------------ Ii
Zd + Zi + Z
V0
E • Z2 Z0
Vi = ----------------------------- - I0
Zd + Zi + Z
V0 = 0
Modélisation du court-circuit biphasé selon les composantes symétriques
et terre (fig. 2)
U En cas de défaut franc éloigné des sources, la valeur du courant de court-circuit
biphasé à la terre est :
Zcc
3•U
Ik2E IkE2E = ------------------------------
( Zd + 2Z0 )
Zcc Vd
DE55225
E ( Zi + Z0 + 3Z ) E Zd
IkE2E Id = ---------------------------------------------------------------------------------- Id
ZN Zd • Zi + ( 3Z + Z0 ) • ( Zd + Zi )
Vi
– E ( Z0 + 3Z )
Ii = ---------------------------------------------------------------------------------- Zi
Zd • Zi + ( 3Z + Z0 ) • ( Zd + Zi ) Ii
3Z
– E • Zi V0
I0 = ----------------------------------------------------------------------------------
Zd • Zi + ( 3Z + Z0 ) • ( Zd + Zi ) Z0
Fig. 2 : court-circuit biphasé terre I0
15
Courants de court-circuit Court-circuit aux bornes
d’un générateur 0
Courant
DE55228
Composante subtransitoire
Composante transitoire
Composante permanente
Composante continue
t
Subtransitoire Transitoire Permanente
Fig. 2 : décomposition du courant de court-circuit
16
Courants de court-circuit Calcul des courants de court-circuit 0
Le calcul effectif des courants de court-circuit en divers points d’un réseau peut
2 2 I"k
rapidement devenir un travail laborieux lorsque l’installation est complexe.
L’utilisation de logiciels spécialisés permet d’effectuer ces calculs plus rapidement.
2 2 Ib IDC Cette norme, applicable à tous les réseaux triphasés radiaux ou maillés, 50 ou 60 Hz
2 2 Ik et jusqu’à 550 kV, est générale et précise par excès.
Elle permet de traiter les différents types de courts-circuits, symétriques
Ip ou dissymétriques, francs, pouvant se produire dans une installation :
b court-circuit triphasé – réunion des trois phases – en général le plus pénalisant,
b court-circuit biphasé – défaut entre deux phases – plus faible que le triphasé,
b court-circuit biphasé terre – défaut entre deux phases et la terre,
Temps b court-circuit monophasé – défaut entre une phase et la terre – le plus fréquent
(t)
(80 % des cas).
t min A l’apparition d’un défaut, le courant d’établissement du court-circuit dans le circuit
est fonction du temps et comprend deux composantes (fig. 1) :
Fig. 1 : représentation graphique des grandeurs b l’une alternative, décroissante jusqu’à sa valeur établie, due aux différentes
d’un court-circuit selon CEI 60909 machines tournantes et fonction de la combinaison de leurs constantes de temps,
b l’autre continue, décroissante jusqu’à zéro, due à l’établissement du courant
et fonction des impédances du circuit.
Pratiquement, on définit les grandeurs de court-circuit utiles à la détermination
des matériels et du système de protection :
b I''k : valeur efficace du courant symétrique initial,
Type de I''k b Ib : valeur efficace du courant symétrique coupé par l’appareil de manœuvre
court-circuit à la séparation du premier pôle à l’instant tmin (retard minimal),
b Ik : valeur efficace du courant symétrique permanent,
c • Un b Ip : valeur instantanée maximale du courant à la première crête,
Triphasé ---------------------
3 • Zd b IDC : valeur continue du courant.
Ces courants sont indicés par 3, 2, 2E, 1, selon la nature du court-circuit
c • Un
Biphasé isolé ------------------- respectivement triphasé, biphasé, biphasé terre, monophasé.
Zd + Zi
17
Courants de court-circuit Comportement des matériels
au court-circuit 0
Caractérisation
On distingue 2 types de matériels de réseau, suivant qu’ils ont ou non à intervenir
Courant (I) au moment du défaut.
DE55227
Matériels passifs
IAC Dans cette catégorie, rentrent tous les matériels destinés par leur fonction
à véhiculer aussi bien le courant normal que le courant de court-circuit.
Ce sont les câbles, lignes, jeux de barres, sectionneurs, interrupteurs,
transformateurs, réactances et condensateurs, transformateurs de mesure.
Pour ces matériels, on définit la faculté de supporter le passage d’un court-circuit
sans dommage par :
b la tenue électrodynamique (exprimée en kA crête) qui caractérise leur résistance
Temps (t) mécanique aux contraintes électrodynamiques,
IDC b la tenue thermique (exprimée en kA eff. pendant 1 à 5 secondes) qui caractérise
l’échauffement maximal admissible.
Spécificité de l’appareillage
Les fonctions remplies par les différents appareils de coupure, ainsi que
les principales contraintes associées sont résumées dans le tableau suivant.
Appareil Fonction Fonction de manœuvre Contraintes principales
isolement de courants
En service Sur défaut
sectionneur oui non non Tenue de franchissement entrée-sortie
Sectionneur de terre : pouvoir de fermeture sur défaut
interrupteur non oui non Coupure et établissement de courant normal de charge
Pouvoir de fermeture sur court-circuit
En association avec fusible : pouvoir de coupure dans la zone
de non-fusion du fusible
contacteur non oui non Pouvoirs nominaux de coupure et de fermeture
oui, si débrochable Pouvoirs maximaux de charge en coupure et en fermeture
Caractéristiques de service et endurance
disjoncteur non oui oui Pouvoir de coupure sur court-circuit
oui, si débrochable Pouvoir de fermeture sur court-circuit
fusible non non oui Pouvoir de coupure minimal sur court-circuit
Pouvoir de coupure maximal sur court-circuit
18
Capteurs Capteurs de courant phase (TC) 0
Les dispositifs de protection ou de mesure La fonction d’un capteur de courant phase est de fournir à son secondaire un courant
nécessitent de recevoir des informations proportionnel au courant primaire mesuré. L’utilisation concerne autant la mesure
que la protection.
sur les grandeurs électriques des matériels On distingue 2 types de capteurs :
à protéger. b TC (transformateur de courant),
Pour des raisons techniques, économiques b LPCT (TC à sortie en tension).
et de sécurité, ces informations ne peuvent
pas être obtenues directement sur Caractéristiques générales (fig.1)
Le transformateur de courant est constitué de deux circuits, primaire et secondaire,
l’alimentation haute tension des matériels ;
couplés par un circuit magnétique.
il est nécessaire d’utiliser des dispositifs Avec plusieurs spires au primaire, l’appareil est de type bobiné.
intermédiaires dénommés réducteurs Avec un primaire réduit à un simple conducteur traversant le capteur, l’appareil
de mesure ou capteurs : est à barre passante (primaire intégré constitué par une barre de cuivre),
b capteurs de courant phase, ou traversant (primaire constitué par un conducteur non isolé de l’installation),
ou tore (primaire constitué par un câble isolé).
b capteurs tore pour la mesure
des courants terre, Les TC sont caractérisés par les grandeurs suivantes (d’après les normes CEI 60044)(1).
b transformateurs de tension (TT). Niveau d’isolement assigné du TC
Ces dispositifs remplissent les fonctions C’est la tension la plus élevée à laquelle le primaire du TC est soumis.
suivantes : Rappelons que le primaire est au potentiel de la HT et le secondaire a très
généralement une de ses bornes à la terre.
b réduction de la grandeur à mesurer Comme pour tout matériel, on définit également :
(ex : 1500/5 A), b une tension maximum de tenue 1mn à fréquence industrielle,
b découplage galvanique, b une tension maximum de tenue à l’onde de choc.
b fourniture de l’énergie nécessaire Exemple : en 24 kV de tension nominale, le TC doit supporter une tension de 50 kV
pendant 1mn à 50 Hz et une tension de 125 kV à l’onde de choc.
au traitement de l’information, voire
Le rapport assigné de transformation
au fonctionnement de la protection. 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 le courant assigné.
b Pour la classe P :
P1 Ip
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,
DE57330
(1) Sont également à prendre en compte les éléments liés au type de montage,
aux caractéristiques du site (exemple : température…), fréquence du réseau, etc.
19
Capteurs Capteurs de courant phase (TC) 0
Vk 10 %
R
TC
Is
+
R
RTC Rfil
fil
er
ie
Im
+
S1 50 %
R
ch
E Lm Vs Rcharge
ar
ge
S2
Isecondaire Imagnétisant
Isat Isn Im à Vk 1,5 Im
P2
Fig. 1 : schéma équivalent du circuit secondaire d’un TC… et courbe de magnétisation d’un TC
x 1,5 x 1,5
I I
Iréglage Isaturation Iccmax Isaturation
Fig. 2 Fig. 3
Zone protégée
DE57334
P1 P2 P2 P1
Protection différentielle
Fig. 4
20
Capteurs Capteurs de courant phase (LPCT) 0
Module
(%)
DE55337
5%
1,5 %
0,75 %
Module
0,5 %
Ip
Phase
(min)
90'
60'
45'
Phase
30'
Ip
5A 20 A 100 A 1 kA 1,25 10 40
kA kA kA
Fig. 2 : caractéristique de précision d’un LPCT
21
Capteurs Capteurs de courant résiduel 0
Le courant résiduel qui caractérise le courant de défaut à la terre est égal à la somme
vectorielle des trois courants de phase (fig.1).
Irsd Le courant résiduel est égal à 3 fois le courant homopolaire I0.
I1 Irsd = 3 • I0 = I1 + I2 + I3
Fig. 1 : définition
I2 du courant résiduel Détection du courant de défaut
La détection du courant de défaut à la terre peut être obtenue de plusieurs façons.
Capteurs Précision Seuil de détection Montage
de mesure minimum conseillé
pour protection terre
51G Neutre 51G
Tore homopolaire +++ Quelques ampères
DE57339
DE57340
Irsd Irsd
spécifique
Mesure directe par tore spécifique Il peut également être monté dans
homopolaire connecté directement la liaison neutre terre accessible.
sur le relais de protection ; On obtient une grande précision
c’est un transformateur qui englobe de mesure : un seuil de détection
les conducteurs actifs et crée très bas, de l’ordre de quelques
directement le courant résiduel. ampères peut être utilisé.
Neutre
TC tore ++ 10 % de InTC (DT)
DE57341
DE57342
+ tore adaptateur 5 % de InTC (IDMT) 51G 51G
1 ou 5 A 1 ou 5 A
Irsd Irsd
22
Capteurs Transformateurs de tension (TT) 0
En régime de neutre isolé, tous les TT phase neutre doivent être chargés
convenablement pour éviter les risques de ferrorésonance.
(1) sont également à prendre en compte les éléments liés au type de montage,
aux caractéristiques du site (ex : température…), etc.
DE57349
59N V1 59N
V2
Vrsd
V3
23
Fonctions de protection Caractéristiques générales 0
Caractéristiques (fig. 2)
DE57270
I efficace
DE55272
2 Is
Seuil Is
t
Temps de Temps de
Si fonctionnement retour
t
0
I Temps de dépassement
2 Is
Is
t
I
DE55271
Is
d • Is
t
t
0
24
Fonctions de protection Caractéristiques générales 0
Réglages
Certaines caractéristiques des fonctions de protection sont réglables par l’utilisateur,
notamment :
b seuil de déclenchement : il fixe la limite de la grandeur observée déterminant
l’action de la protection.
b temps de déclenchement :
v temporisation à temps indépendant, ou temps constant (DT : Definite Time)
L’exemple de la figure 1 appliqué à un relais de courant, fait apparaître que le temps
de déclenchement de la protection est constant (réglage de la temporisation T) au
delà du seuil de courant Is,
t Seuil de courant
DE55273
Non Fonctionnement
fonctionnement temporisé
T
Temporisation
I
Is
Non Fonctionnement
fonctionnement temporisé
T
Temporisation
I
Is 10 • Is
Plusieurs types de courbes existent, déterminées par des équations et définies selon
les différents organismes de normalisation : par exemple la CEI définit (fig. 3) :
- temps inverse (SIT, standard inverse time),
- temps très inverse (VIT, very inverse time),
- temps extrêmement inverse (EIT, extremely inverse time).
t
DE55275
EIT
VIT
SIT
I
Is 10 • Is
Fig. 3 : courbes de déclenchement à temps dépendant
25
Fonctions de protection Liste des fonctions 0
26
Fonctions de protection Fonctions associées 0
Fonctions d’exploitation
Ces fonctions améliorent le confort d’exploitation de l’utilisateur.
b Régleurs en charge transformateurs,
b Régulation varmétrique,
b Localisateur de défaut (ANSI 21FL, Fault Locator),
b Commande des gradins de condensateurs,
b Durée de fonctionnement avant déclenchement sur surcharge thermique.
Fonctions de mesure
Ces fonctions donnent les informations utiles à une bonne connaissance
du fonctionnement du réseau électrique et de son exploitation.
b Courant phase,
b Courant de déclenchement,
b Courant résiduel,
b Courants différentiels et traversant,
b THD courant (taux global de distorsion harmonique),
b Tensions simple et composée,
b tensions directe, inverse et résiduelle,
b THD tension (taux global de distorsion harmonique),
b Fréquence,
b Puissances active, réactive et apparente,
b Facteur de puissance (cosinus ϕ),
b Energies active et réactive,
b Maximètres de courant, puissance active et réactive,
b Température,
b Temps de démarrage moteur,
b Oscilloperturbographie.
Fonctions de communication
Ces fonctions permettent les échanges utiles de données disponibles entre
les différents éléments du réseau (mesures, états, commandes…).
27
Sélectivité Sélectivité chronométrique 0
Intervalle de sélectivité ∆T
DE57241
Avantages
Ce système de sélectivité a deux avantages :
51 TA = 1,1 s
A b il assure son propre secours ; par exemple si la protection D est défaillante,
la protection C est activée ∆T plus tard,
b il est simple.
51 TB = 0,8 s
Inconvénients
B Par contre, lorsque le nombre de relais en cascade est grand, du fait que la protection
située le plus en amont a la temporisation la plus longue, on aboutit à un temps
d’élimination de défaut prohibitif et incompatible avec la tenue des matériels
au courant de court-circuit, ou avec les impératifs extérieurs d’exploitation,
51 TC = 0,5 s (raccordement au réseau électrique d’un distributeur par exemple).
C
51 TD = 0,2 s
D
28
Sélectivité Sélectivité chronométrique 0
Application
Ce principe est utilisé dans les réseaux en antenne. (fig. 1)
DE57243
51 IsC, TC
C
TA
∆T
TB
∆T
TC
Fig. 1 : réseau en antenne avec sélectivité chronométrique
I
IsC IsB IsA IccC IccB IccA
max max max
Fig. 2 : sélectivité chronométrique avec relais à temps indépendant
t C B A
DE55245
∆T
∆T
I
IsC IsB IsA IccC IccB IccA
max max max
Fig. 3 : sélectivité chronométrique avec relais à temps dépendant
29
Sélectivité Sélectivité ampèremétrique 0
Principe
Il est basé sur le fait que dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible
que le défaut est plus éloigné de la source.
Mode de fonctionnement
Une protection ampèremétrique est disposée au départ de chaque tronçon :
son seuil est réglé à une valeur inférieure à la valeur de court-circuit minimal
provoqué par un défaut sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale
du courant provoqué par un défaut situé en aval (au-delà de la zone surveillée).
Avantages
Ainsi réglée, chaque protection ne fonctionne que pour les défauts situés
immédiatement en aval de sa position, à l’intérieur de la zone surveillée ;
elle est insensible aux défauts apparaissant au-delà.
Pour des tronçons de lignes séparés par un transformateur, ce système est
avantageusement utilisé car simple, de coût réduit et rapide (déclenchement
sans retard).
Un exemple est donné (fig.1) :
IccBmax < IsA < IccAmin
IsA = intensité de réglage
I ccB image au primaire, du courant de court-circuit maximum au secondaire.
Les temporisations TA et TB sont indépendantes, et TA peut être plus courte que TB.
Inconvénients
La protection située en amont (A) n’assure pas le secours de la protection située
en aval (B).
De plus, en pratique, il est difficile de définir les réglages de deux protections en
cascade, tout en assurant une bonne sélectivité, lorsque le courant ne décroît pas
de façon notable entre deux zones voisines ; ceci est le cas en moyenne tension,
sauf pour des tronçons avec transformateur.
Application
L’exemple suivant concerne la protection ampèremétrique d’un transformateur
entre deux tronçons de câble.
Le réglage Is de la protection à maximum de courant vérifie la relation :
1,25 IccBmax < IsA < 0,8 IccAmin
La sélectivité entre les deux protections est assurée.
t B A
DE57246
IccAmin IccBmax
51 IsA, TA 51 IsA, TA TB
A A
TA
I
IsB IccB IsA IccA
max min
Courbes de sélectivité
51 IsB, TB
B
Condition Condition
IsA < IccAmin IsA > IccBmax
Fig. 1 : fonctionnement d’une sélectivité ampèremétrique
30
Sélectivité Sélectivité logique 0
Principe
Ce système a été développé pour remédier aux inconvénients de la sélectivité
chronométrique.
DE57247
Ce principe est utilisé lorsque l’on souhaite obtenir un temps court d’élimination
de défaut (fig. 1).
Mode de fonctionnement
L’échange d’informations logiques entre protections successives permet la suppression
51 des intervalles de sélectivité, et donc de réduire considérablement le retard
de déclenchement des disjoncteurs situés les plus près de la source.
En effet, dans un réseau en antenne, les protections situées en amont du point
de défaut sont sollicitées, celles en aval ne le sont pas ; cela permet de localiser
sans ambiguïté le point de défaut et le disjoncteur à commander.
Chaque protection sollicitée par un défaut envoie :
51
b un ordre d’attente logique à l’étage amont (ordre d’augmentation de la temporisation
propre du relais amont),
Attente logique b un ordre de déclenchement au disjoncteur associé sauf s’il a lui-même reçu
un ordre d’attente logique de l’étage aval.
Un déclenchement temporisé est prévu en secours.
51
Ce principe est illustré sur la figure 2 :
b à l’apparition d’un défaut à l’aval de B, la protection en B bloque la protection en A,
b seule la protection en B provoque le déclenchement après TB, si toutefois elle n’a
pas reçu d’ordre d’attente,
b la durée de l’ordre d’attente pour la protection en A est limitée à TB + T3,
51 avec T3 ≥ au temps d’ouverture et de coupure d’arc du disjoncteur B
Défaut (typiquement 200 ms),
entre b ainsi en cas de non déclenchement du disjoncteur B défaillant, la protection A
phases donne l’ordre de déclenchement en TB + T3,
b à l’apparition d’un défaut entre A et B, la protection A déclenche après TA.
Fig. 1 : principe de la sélectivité logique
Avantages
Le temps de déclenchement est indépendant de la position du défaut dans la cascade
DE57248
Application
Ce principe est souvent utilisé pour protéger des réseaux MT comportant
des antennes avec de nombreux étages de sélectivité.
Fig. 2 : fonctionnement d’une sélectivité logique
31
Sélectivité Sélectivité par protection
directionnelle 0
Principe
Dans un réseau bouclé, où un défaut est alimenté par les deux extrémités, il faut
Câble utiliser une protection sensible au sens d’écoulement du courant de défaut pour
DE57249
Mode de fonctionnement
67 Is, T Les actions de la protection seront différentes selon le sens du courant (fig. 1 et 2),
I c’est-à-dire suivant le déphasage du courant par rapport à une référence donnée
par le vecteur de tension ; le relais doit donc disposer à la fois des informations
de courant et de tension.
Vréf Les conditions de fonctionnement, à savoir le positionnement des zones
de déclenchement et de non déclenchement sont à adapter au réseau à protéger
(fig. 3).
Jeu de barres
Exemple d’utilisation de protections directionnelles (fig. 4) :
Principe de la protection directionnelle D1 et D2 sont équipés de protections directionnelles activées si le courant s’écoule
Fig. 1 : protection active du jeu de barres vers le câble.
En cas de défaut au point 1 , seule la protection de D1 voit le défaut. La protection
sur D2 ne le voit pas, en raison de son sens de détection. Le disjoncteur D1 s’ouvre.
En cas de défaut au point 2, ces protections ne voient rien, et les disjoncteurs D1
DE57250
Câble
et D2 restent fermés.
D’autres protections sont à prévoir pour protéger le jeu de barres.
67 Is, T Avantage
I La solution employée est simple et utilisable dans de nombreux cas.
Inconvénient
Vréf
Le dispositif nécessite l’utilisation de transformateurs de tension qui serviront
de référence de phase pour la détermination du sens du courant.
Jeu de barres
Application
Ce principe est utilisé pour protéger des arrivées en parallèle, des réseaux en boucle
Principe de la protection directionnelle fermée, ou certains cas de protection contre les défauts à la terre.
Fig. 2 : protection non active
Câble Câble
DE57252
Zone de
DE55251
déclenchement
I jeu de barres V câble
Zone de non
déclenchement Vréf 1
67 67
Vréf
I câble V jeu de barres D1 D2
Jeu de barres
2
Principe de la protection directionnelle Protection directionnelle
Fig. 3 : détection du sens du courant Fig. 4 : exemple de deux arrivées en parallèle
32
Sélectivité Sélectivité par protection
différentielle 0
Principe
Ces protections comparent les courants aux deux extrémités du tronçon de réseau
surveillé (fig. 1).
DE57253
A
Mode de fonctionnement
Toute différence d’amplitude et de phase entre ces courants signale la présence
IA d’un défaut : la protection ne réagit qu’aux défauts internes à la zone couverte
et est insensible à tout défaut externe. Elle est donc sélective par nature.
Le déclenchement instantané est provoqué lorsque IA-IB ≠ 0
Zone Le fonctionnement est possible à condition d’utiliser des transformateurs de courant
protégée 87 spécifiquement dimensionnés, rendant insensible la protection aux autres phénomènes.
La stabilité de la protection différentielle est sa capacité à rester insensible s’il n’y a
pas de défaut interne à la zone protégée, même si un courant différentiel est détecté:
b courant magnétisant de transformateur,
IB
b courant capacitif de ligne,
b courant d’erreur dû à la saturation des capteurs de courant.
B Il existe 2 grands principes selon le mode de stabilisation :
b la protection différentielle à haute impédance ; le relais est connecté en série
Fig. 1 : principe de la protection différentielle
avec une résistance de stabilisation Rs dans le circuit différentiel (fig. 2 et 3),
b la protection différentielle à pourcentage ; le relais est connecté indépendamment
aux circuits des courants IA et IB. La différence des courants IA-IB est déterminée
dans la protection, et la stabilité de la protection est obtenue par une retenue relative
à la valeur du courant traversant (fig. 4 et 5).
IA IB I différentiel
Zone Seuil constant
DE57254
DE55256
protégée Is
Rs I traversant
∆I
Fig. 2 : schéma de protection différentielle à haute impédance Fig. 3 : stabilité par résistance
IA IB I différentiel
Zone
DE57255
DE55257
protégée
Seuil % It
Is
∆I/I I traversant
Avantages
b Protection sensible à des valeurs de courants de défaut inférieures au courant
nominal de l’élément protégé.
b Protection de zone qui peut déclencher instantanément.
Inconvénients
b Le coût de l’installation est important.
b La mise en œuvre du dispositif est délicate.
b Il faut prévoir une fonction de secours à maximum de courant.
Application
Tous les composants prioritaires de forte puissance peuvent être concernés :
moteur, générateur, transformateur, jeu de barres, câble, ligne.
33
Sélectivité Sélectivités combinées 0
Une sélectivité mixte est une combinaison Plusieurs exemples pratiques d’application par association
de fonctions élémentaires de sélectivité de sélectivités sont explicités :
procurant des avantages complémentaires b ampèremétrique + chronométrique,
aux sélectivités simples : b logique + chronométrique,
b sélectivité totale, b chronométrique + directionnelle,
b redondance ou secours. b logique + directionnelle,
b différentielle + chronométrique.
Zone
protégée
TA2
∆T
TB
51 IsB, TB TA1
B I
Fig. 1 : sélectivités ampèremétrique + chronométrique IsB IsA2 IccB IsA1 IccA
TA2
∆T
TB
TB
IsB TA1
B T=0
I
Fig. 2 : sélectivités logique + secours chronométrique IsB IsA IccB IccA
51 0,1 s 0,7 s
C
51 0,4 s 0,4 s
D
Fig. 3 : comparaison des temps de déclenchement entre
sélectivité mixte et sélectivité chronométrique
34
Sélectivité Sélectivités combinées 0
1
67 67
D1 D2
51 51
Sélectivités logique + directionnelle
AL
DE57264
L’exemple montre que l’orientation des ordres d’attente logique est dépendante
du sens d’écoulement du courant.
D1 D2
67 Ce principe est utilisé pour le couplage de deux jeux de barres et pour les boucles
fermées.
Vréf Défaut côté D2 :
b ouverture en D2 et B,
B b D1 est bloqué par B (AL : attente logique).
51 AL 51
Défaut côté D1:
D1 D2 b ouverture en D1 et B,
67
b D2 est bloqué par B (AL : attente logique).
Vréf
51 IsB, TB
B
35
Protection des réseaux Réseau à une arrivée 0
DE57231
H
t D A 51G t D A H
TH
5 ∆T
51 IsA, TA
TA 51G TA
∆T ∆T
A
TD A TD
I I
51 IsD, TD
51G 51G 51G
1 3
Courant capacitif
Courant résistif
Fig. 1 : protection sur défaut entre phases Fig. 2 : protection sur défaut phase-terre (neutre résistif transformateur)
36
Protection des réseaux Réseau à une arrivée 0
Neutre compensé
La mise à la terre est assurée au niveau du transformateur. Le défaut est détecté par
Fig. 2 : protection sur défaut phase-terre (neutre isolé) une protection à maximum de courant terre directionnelle spécifique (ANSI 67NC),
qui surveille le courant résiduel actif et reconnaît le défaut pendant sa phase
transitoire d’apparition.
37
Protection des réseaux Réseau à deux arrivées 0
Neutre compensé
Une seule bobine de mise à la terre est en service à un instant donné afin d’assurer
l’accord à la capacité du réseau ; on se ramène au cas de réseau à une arrivée.
38
Protection des réseaux Réseau à deux arrivées 0
Protections complémentaires
Couplage (fig. 1)
G La fonction de contrôle de synchronisme, synchro-check (ANSI 25), permet
DE57236
de vérifier que les circuits à coupler ont entre eux des écarts de tension
en amplitude, phase et fréquence, acceptables dans les limites prévues
pour autoriser la fermeture du disjoncteur de couplage.
Découplage
Dans le cas d’installations électriques alimentées par le réseau public de distribution
et une source d’énergie autonome, on doit éviter la perturbation de ces sources entre
elles suite à des événements tels que perte du réseau public ou défaut à la terre ;
les conséquences portent sur les variations de tension et de fréquence, les échanges
de courant et de puissance entre les différents circuits.
Des protections sont souvent préconisées ou imposées par les guides techniques
du distributeur.
Le découplage des deux sources entre elles peut être assuré de plusieurs façons :
b suivi du sens d’écoulement de la puissance active, et protection par un relais
à retour de puissance (ANSI 32P),
25 b suivi des tensions en amplitude et protection par minimum ou maximum de tension
Fig. 1 : protection de couplage entre deux réseaux (ANSI 27 ou 59),
b suivi des fréquences et protection contre des valeurs anormales de baisse
(ANSI 81L) ou de hausse (ANSI 81H) de fréquence,
b protection de saut de phase créé par un défaut (ANSI 78),
b suivi de la variation de fréquence et protection par dérivée de fréquence
en référence à un seuil (ANSI 81R, ROCOF rate of change of frequency) ;
cette protection est plus rapide que les protections de fréquence et plus stable
que la protection de saut de phase.
alimentés par deux sources avec couplage ouvert (configuration en 2 sur 3).
27 59 Le cas de la perte de la source 1 entraîne la reconfiguration du système par ouverture
de la source 1 et fermeture du couplage ; ce transfert automatique de source se fait
50 selon une procédure :
50N
b initialisation du transfert par détection d’un minimum de tension (ANSI 27)
F➞O F de la source 1 et son élimination : Us = 70 % Un,
O➞F b blocage du transfert sur détection d’un défaut en aval de la source 1 par maximum
de courant (ANSI 50 et 50N),
b autorisation du transfert suite au contrôle de disparition de la tension entretenue
par les machines tournantes par minimum de tension rémanente (ANSI 27R) :
M Us = 25 % Un,
b autorisation du transfert après vérification d’une présence de tension suffisante
27R (ANSI 59) sur la source 2 et fermeture du couplage : Us = 85 % Un.
Fig. 2 : transfert automatique de sources
39
Protection des réseaux Réseaux en boucle ouverte 0
Dans un réseau de distribution Le réseau est exploité en boucle ouverte et la protection est assurée aux extrémités
comportant des sous-stations alimentées de la boucle, équipées de disjoncteurs (fig. 1).
Les appareils de coupure des sous-stations sont des interrupteurs.
en boucle ouverte, la protection Les défauts provoquent des coupures d’alimentation.
est assurée en tête de boucle. Une protection à maximum de courant phase et terre (ANSI 51 et 51N) équipe
le disjoncteur de chaque tête de boucle.
Un défaut sur un câble reliant 2 sous-stations provoque l’ouverture de l’un ou l’autre
des disjoncteurs de tête selon le lieu d’ouverture de la boucle.
Souvent, la protection est complétée par un automatisme :
b qui élimine le défaut (hors tension) en ouvrant les appareils situés aux extrémités
du câble concerné, après localisation du câble en défaut par détecteur de défaut,
b qui referme le disjoncteur de tête qui a déclenché,
b qui ferme l’appareil qui assurait l’ouverture normale de la boucle, dans le but
de réalimenter la partie avale saine de la demi-boucle en défaut.
Après réparation de la liaison en défaut, on peut revenir dans l’état initial d’exploitation.
Les temps de coupure d’alimentation durent de quelques secondes à plusieurs
minutes selon que le mode de reconfiguration de boucle est automatique ou manuel.
DE57238
51 51
51N 51N
F F
F F
F F
F F
O F
40
Protection des réseaux Réseaux en boucle fermée 0
Dans un réseau de distribution Le réseau peut être exploité en boucle fermée et la protection est assurée pour
comportant des sous-stations alimentées tous les tronçons, chacun étant équipé de disjoncteurs à ses extrémités.
La plupart des défauts ne provoque pas de coupure d’alimentation.
en boucle fermée, la protection est Plusieurs solutions de protection sont envisageables.
assurée par tronçons.
Protection différentielle (fig. 1)
Chaque câble est équipé d’une protection différentielle de ligne (ANSI 87L) et
chaque sous-station est équipée d’une protection différentielle de jeu de barres
(ANSI 87B).
La protection est très rapide.
Si le neutre est mis à la terre par résistance, il faut s’assurer que la sensibilité
des protections différentielles couvre les défauts phase-terre.
DE57239
F F
87L 87L
F F
87B 87B
F F
51 51
51N 51N
67 67 67 67
67N 67N 67N 67N
67 67 67 67
67N 67N 67N 67N
41
Protection des Types de défauts et
jeux de barres dispositifs de protection 0
Les jeux de barres sont des nœuds Défauts entre phases et entre phase et terre
électriques d’aiguillage d’énergie ayant
en général plus de deux extrémités. Protection à maximum de courant
Les protections à maximum de courant (ANSI 51) et à maximum de courant terre
Les protections spécifiques aux jeux de
(ANSI 51N) appliquées en sélectivité chronométrique peuvent rapidement donner
barres sont assurées de multiples façons, lieu à un temps d’élimination de défaut trop important compte tenu du nombre de
à partir des dispositifs de base. niveaux de sélectivité.
Sur l’exemple (fig.1), la protection B déclenche en 0,4 s lors d’un défaut jeu de barres
en 1 ; sur un défaut jeu de barres en 2, la protection A déclenche en 0,7s, l’intervalle
de sélectivité étant fixé à 0,3 s.
Aussi, la sélectivité logique (fig. 2) appliquée aux protections à maximum de courant
51 apporte une solution simple à la protection des jeux de barres.
DE57281
A 51N TA = 0,7 s Un défaut en 3 est vu par la protection B qui émet un ordre d’attente logique vers
la protection A.
La protection B déclenche après 0,4 s.
Mais un défaut en 4 n’est vu que par la protection A qui déclenche après 0,1 s ;
un secours étant assuré en 0,7 s.
2
Protection différentielle
51 La protection différentielle (ANSI 87B) fait la somme vectorielle par phase des
B 51N TB = 0,4 s
courants entrant et sortant du jeu de barres ; lorsque le jeu de barres est sain, cette
somme est nulle ; lorsque le jeu de barres est en défaut, cette somme n’est pas nulle,
1 et on déclenche les disjoncteurs des alimentations du jeu de barres.
Cette protection est sensible, rapide et sélective.
51 b La protection différentielle basse impédance à pourcentage consiste à élaborer
C 51N TC = 0,1 s la différence directement dans le relais ; le seuil de réglage est proportionnel
au courant traversant ; on peut utiliser des TC de rapports différents, par contre
Fig. 1 : sélectivité chronométrique le dispositif devient complexe lorsque le nombre d’entrées augmente.
b La protection différentielle haute impédance (fig. 3) consiste à élaborer la différence
au niveau du câblage, une résistance de stabilisation étant insérée dans le circuit
TA1 = 0,1 s TA2 = 0,7 s
DE57282
51 TB = 0,4 s
B
51 TC = 0,1 s
C
Rs
51 87B
51 51 51
42
Protection des Types de défauts et
jeux de barres dispositifs de protection 0
Fonction de délestage
La fonction de délestage est utilisée lorsque le déficit de puissance disponible par
rapport à la puissance demandée par les charges provoque une baisse anormale
de la tension et de la fréquence : on ouvre alors certains départs consommateurs
selon un scénario préétabli appelé plan de délestage, pour retrouver l’équilibre
des puissances souhaité ; différents critères de délestage peuvent être choisis :
b minimum de tension (ANSI 27),
b minimum de fréquence (ANSI 81L),
b dérivée de fréquence (ANSI 81R).
Défaillance de disjoncteur
La fonction de défaillance disjoncteur (ANSI 50BF) permet de pallier la non-ouverture
d’un disjoncteur défaillant dont le déclenchement a cependant été commandé :
on déclenche les disjoncteurs adjacents d’arrivées.
L’exemple (fig. 1) montre que sur défaut en 1 et défaillance du disjoncteur commandé,
la protection de défaillance du disjoncteur est plus rapide que l’action par la sélectivité
chronométrique amont : 0,6 s au lieu de 0,7 s.
51 0,7 s 51 0,7 s
DE57284
Disjoncteur
défaillant
1
Fig. 1 : défaillance de disjoncteur
43
Protection des liaisons Types de défauts et
(lignes et câbles) dispositifs de protection 0
DE57286
46
51 87L
51N ou 67N
87L
Court-circuit phase-terre
La protection à maximum de courant terre temporisée (ANSI 51N) permet d’éliminer
le défaut avec une bonne précision (fig. 1).
Mais pour un départ de grande longueur, donc avec un courant capacitif important,
une protection à maximum de courant terre directionnelle (ANSI 67N) permet
un réglage du seuil de courant inférieur au courant capacitif du câble, dans le cas
d’une liaison à la terre par neutre résistif.
44
Protection des liaisons Types de défauts et
(lignes et câbles) dispositifs de protection 0
Protection de distance
La protection de distance (ANSI 21) contre les défauts affectant des tronçons
de ligne ou de câble, est utilisée dans le cas de réseau maillé (liaisons en parallèle,
DE57279
plusieurs sources).
Elle est sélective ; elle est rapide, sans nécessité de sélectivité chronométrique ;
21 sa sensibilité est dépendante de la puissance de court-circuit et de la charge ;
sa mise en œuvre est difficile lorsque la liaison n’est pas homogène (ligne aérienne
+ câble).
A Son principe de fonctionnement est de :
b mesurer une impédance proportionnelle à la distance du point de mesure au défaut,
b délimiter des zones d’impédance correspondant à des tronçons de ligne
de différentes longueurs (fig.1),
0% 21 b déclencher par zone avec temporisation.
L’exemple de la figure 2 fait apparaître pour la protection en A du tronçon AB :
b un cercle d’impédance à 80 % de la longueur de ligne (zone 1), à l’intérieur duquel
est associé un déclenchement instantané,
b une couronne d’impédance comprise entre 80 % et 120 % de la longueur de ligne
(zone 2), à laquelle est associé un déclenchement temporisé (200 ms),
b un cercle d’impédance à 120 % de la longueur de ligne (zone 3), à l’extérieur
duquel est associé un déclenchement temporisé long de secours de la protection B
à l’extérieur de AB,
b un cercle d’impédance à 120 % en aval pour assurer le secours de la protection
en aval,
Zone 1 b Lorsqu’il y a communication entre les protections aux extrémités, on peut déclencher
instantanément entre 0 et 100 %.
X ZL
DE55280
Zone 3
T3
Zone 2
T2
Zone 1
T1 Z charge
80 % R
Zone 2
Zone en aval
21
B
100 %
Fig. 2 : cercles d’impédance
21
Réenclencheur
La fonction réenclencheur (ANSI 79) est destinée à l’élimination des défauts fugitifs
Zone 2 et semi-permanents de lignes aériennes, en limitant au minimum le temps
d’interruption de service. Elle génère automatiquement des ordres de refermeture
de disjoncteur pour réalimenter une ligne aérienne après défaut, et procède
120 % en plusieurs étapes :
b à l’apparition du défaut, déclenchement pour mise hors tension du circuit,
b temporisation nécessaire à la reconstitution de l’isolement à l’endroit du défaut,
b réalimentation du circuit par réenclenchement.
Zone 3 L’activation du réenclenchement est assurée par les protections des liaisons.
Le réenclencheur peut être monophasé et/ou triphasé ; il peut comporter un ou
plusieurs cycles successifs de réenclenchement.
L
Fig. 1 : principe de la protection de distance
45
Protection des Types de défauts 0
transformateurs
Le transformateur est un élément Les principaux défauts qui peuvent affecter un transformateur sont :
particulièrement important d’un réseau. b la surcharge,
b le court-circuit,
Il est nécessaire de le protéger efficacement b le défaut à la masse.
contre tous les défauts susceptibles de
l’endommager, qu’ils soient d’origine interne Surcharge
ou externe. La surcharge peut être due à l’augmentation du nombre de charges alimentées
Le choix d’une protection dépend souvent simultanément ou à l’augmentation de la puissance absorbée par une ou plusieurs
charges.
de considérations technico-économiques
Elle se traduit par une surintensité de longue durée qui provoque une élévation de
liées à sa puissance. température préjudiciable à la tenue des isolants et à la longévité du transformateur.
Court-circuit
Le court-circuit peut être interne au transformateur ou externe.
Interne : il s’agit d’un défaut entre conducteurs de phases différentes ou d’un défaut
entre spires du même enroulement. L’arc de défaut dégrade le bobinage
du transformateur et peut entraîner un incendie. Dans un transformateur à huile,
l’arc provoque l’émission de gaz de décomposition ; si le défaut est faible, il y a
un petit dégagement gazeux, et l’accumulation de gaz devient dangereuse.
Un court-circuit violent provoque des dégâts très importants qui peuvent détruire
le bobinage mais aussi la cuve en répandant l’huile enflammée.
Externe : il s’agit d’un défaut entre phases dans les liaisons en aval. Le courant
de court-circuit aval provoque dans le transformateur des efforts électrodynamiques
susceptibles d’affecter mécaniquement les bobinages et d’évoluer ensuite sous
forme de défaut interne.
I I Défaut à la masse
Le défaut à la masse est un défaut interne. Il peut se produire entre bobinage et cuve
DE55288
Imax Imax
ou entre bobinage et noyau magnétique.
Pour un transformateur à huile, il provoque un dégagement gazeux. Comme le court-
Imax circuit interne, il peut entraîner la destruction du transformateur et l’incendie.
2 L’amplitude du courant de défaut dépend du régime de neutre des réseaux amont
et aval, elle dépend aussi de la position du défaut dans le bobinage :
% % b dans un couplage étoile (fig.1), le courant à la masse varie entre 0 et la valeur
maximum selon que le défaut est à l’extrémité neutre ou phase de l’enroulement.
0 100 % 0 50 % 100 % b dans un couplage triangle (fig. 2), le courant à la masse varie entre 50 % et 100 %
de la valeur maximum selon que le défaut est au milieu ou à une extrémité de
l’enroulement.
46
Protection des Dispositifs de protection 0
transformateurs
Surcharge
La surintensité de longue durée peut être détectée par une protection à maximum
de courant phase temporisée à temps indépendant ou à temps inverse (ANSI 51),
DE57290
différentielle qui détecte la différence des courants résiduels mesurés sur la mise à
la terre du neutre d’une part et sur la sortie triphasée du transformateur d’autre part.
b par une protection de terre point neutre (ANSI 51G) si la mise à la terre du neutre
du réseau en aval se fait au niveau du transformateur (fig. 6).
59N b par une protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N) si le neutre
du réseau en aval est isolé de la terre (fig. 7).
51G
47
Protection des Conseils de réglages 0
transformateurs
48
Protection des Exemples d’applications 0
transformateurs
DE57295
DE57296
51G 49RMS
50
26 26 51
63 63 51G (2 x)
49
Protection des moteurs Types de défauts 0
50
Protection des moteurs Dispositifs de protection 0
Surcharge
Elle est surveillée :
b soit par protection à maximum de courant à temps dépendant (ANSI 51),
b soit par protection à image thermique (ANSI 49RMS) ; l’image thermique fait
intervenir l’échauffement dû au courant,
b soit par sondes de température (ANSI 49T).
Variation de vitesse
La mesure directe de vitesse de rotation par détection mécanique sur l’arbre
de la machine permet également un complément de protection.
La protection à minimum de vitesse (ANSI 14) détecte une baisse de vitesse
ou une vitesse nulle suite à une surcharge mécanique ou à un blocage de rotor.
La protection à maximum de vitesse (ANSI 12) détecte un emballement suite
à un entraînement par la charge, ou une perte de synchronisme pour les moteurs
synchrones.
Perte d’alimentation
Elle est détectée par une protection directionnelle de puissance active (ANSI 32P).
Baisse de tension
Elle est surveillée par une protection à minimum de tension directe temporisée (ANSI
27D).
Les réglages du seuil de tension et de la temporisation sont déterminés pour
être sélectifs avec les protections de court-circuit du réseau et pour tolérer les chutes
de tension normales, par exemple lors du démarrage d’un moteur. Cette protection
peut être commune à plusieurs moteurs au niveau d’un tableau.
Déséquilibre
La protection est assurée par une détection de la composante inverse du courant
à temps dépendant ou indépendant (ANSI 46).
Le sens de rotation des phases est détecté par la mesure de maximum
de composante inverse de tension (ANSI 47).
Réalimentation
La rémanence du moteur est détectée par une protection à minimum de tension
rémanente (ANSI 27R) qui autorise la réalimentation en dessous d’un seuil
de tension.
51
Protection des moteurs Dispositifs de protection 0
est capacitif – câble long – on utilise une protection à maximum de courant terre
directionnelle (ANSI 67N).
Perte de synchronisme
Pour les moteurs synchrones : cf. chapitre sur les générateurs.
52
Protection des moteurs Conseils de réglages 0
53
Protection des moteurs Exemples d’applications 0
DE57302
DE57303
37 27D
46 27R
48 - 51LR 46
49RMS 48 - 51LR
51G 49RMS
66 51
51G
M M 66
67N
Moteur asynchrone commandé par Moteur asynchrone commandé par
contacteur-fusible disjoncteur
Exemple : pompe de 100 kW Exemple : ventilateur de 250 kW
DE57304
DE57305
12 27D
14 27R
27D 32P
27R 32Q
46 40
48 - 51LR 46
49RMS 48 - 51LR
26 51 49RMS
63 51G 51
49T 66 51G
87T 66
78PS
87M
38/ 38/
M 49T M 49T
54
Protection des générateurs Types de défauts 0
Le fonctionnement d’un générateur peut Les défauts tels que surcharge, déséquilibre, défauts internes entre phases sont
être altéré aussi bien par des défauts de même type pour les générateurs et pour les moteurs.
Seuls les types de défauts propres aux générateurs sont décrits ci-dessous.
propres à la machine que par
des perturbations du réseau Court-circuit externe entre phases
sur lequel il est connecté. Lorsqu’un court-circuit survient sur un réseau proche d’un générateur, la représentation
Un système de protection de générateur du courant de défaut est analogue à celle de la figure1.
a donc un double objectif : protéger La valeur maximum du courant de court-circuit doit être calculée en prenant
en compte l’impédance subtransitoire X"d de la machine.
la machine et protéger le réseau.
La valeur de courant détectée par une protection très faiblement temporisée
Nous considérerons ici que les générateurs (environ 100 ms) doit être calculée en prenant en compte l’impédance transitoire
sont des machines synchrones X'd de la machine.
(alternateurs). La valeur du courant de court-circuit en régime permanent doit être calculée
en prenant en compte l’impédance synchrone X.
Ce dernier courant est faible, en général inférieur au courant nominal du générateur.
L’intervention des régulateurs de tension permet souvent de le maintenir pendant
quelques secondes au-delà du courant nominal (2 ou 3 fois).
Perte d’excitation
La perte d’excitation d’un générateur préalablement couplé au réseau provoque
sa désynchronisation de ce réseau. Il fonctionne alors en asynchrone, en légère
t survitesse, et absorbe de la puissance réactive.
Les conséquences sont un échauffement du stator car le courant réactif peut être élevé,
et un échauffement du rotor car il n’est pas dimensionné pour les courants induits.
Fig. 1 : courant de court-circuit aux bornes d’un générateur
Perte de synchronisme
La désynchronisation du générateur survient lors d’une forte perturbation qui rompt
l’équilibre du régime permanent : par exemple, un court-circuit dans le réseau a pour
conséquence une chute de la puissance électrique fournie par le générateur, et
l’accélération de ce dernier qui reste toujours entraîné par la machine d’entraînement.
Fonctionnement en moteur
Lorsque le générateur est entraîné comme un moteur par le réseau électrique
auquel il est raccordé, il fournit de l’énergie mécanique sur l’arbre, cela peut
provoquer de l’usure et des dégâts à la machine d’entraînement.
Gestion du générateur
La gestion normale du générateur peut être perturbée :
b mise sous tension accidentelle lors d’un non-respect de la séquence normale
de démarrage: le générateur à l’arrêt couplé au réseau se comporte en moteur
et peut endommager la machine d’entraînement,
b gestion d’énergie : lorsque plusieurs sources sont en parallèle, nécessité d’adapter
à la puissance appelée par les charges le nombre de sources ; il y a également
le cas d’îlotage d’une installation avec sa production propre.
55
Protection des générateurs Dispositifs de protection 0
Surcharge
Les dispositifs de protection de surcharge du générateur sont les mêmes que ceux
des moteurs :
b maximum de courant à temps dépendant (ANSI 51),
b image thermique (ANSI 49RMS),
b sondes de température (ANSI 49T).
Déséquilibre
La protection est assurée comme pour les moteurs par une détection de la composante
inverse du courant à temps dépendant ou indépendant (ANSI 46).
du courant nominal (sinon plus faible) en régime permanent, une simple détection de
Is courant peut être insuffisante.
Ce type de défaut est détecté efficacement par une protection à maximum de courant
à retenue de tension (ANSI 51V) dont le seuil augmente avec la tension (fig.1).
Le fonctionnement est temporisé.
b Lorsque la machine est équipée d’un système de maintien du courant de court-
0,2 Is circuit à environ 3 In, on préconise une protection à maximum de courant phase
U (ANSI 51).
0,3 Un Un b Une autre solution consiste à utiliser une protection à minimum d’impédance
temporisée (ANSI 21G) ; elle peut également servir de secours (ANSI 21B, back up)
Fig. 1 : seuil de la protection à maximum de courant à la protection à maximum de courant.
à retenue de tension
56
Protection des générateurs Dispositifs de protection 0
Perte d’excitation
Elle est détectée, soit par une protection à maximum de puissance réactive
temporisée (ANSI 32Q) pour les réseaux de forte puissance, soit par une protection
à minimum d’impédance (ANSI 40) pour les réseaux îlotés avec générateurs, soit
par une surveillance directe du courant dans le circuit d’excitation s’il est accessible
(ANSI 40DC).
Perte de synchronisme
Elle est assurée par une protection spécifique de perte de synchronisme (ANSI 78PS);
le principe de mesure du glissement est basé soit sur l’estimation de l’instabilité
de la machine par la loi des aires, soit sur la détection d’oscillations de puissance
active (fig.1) ; une protection à maximum de vitesse (ANSI 12) peut servir de secours.
Puissance 4 6 Puissance 4 6
active active
A2 = A1 A3 A2 = A1
8 8
Puissance
mécanique 1 1
(hors pertes)
9 9
A1 A1
2 3 2 3
Temps Angle interne
Avec perte de synchronisme
Puissance
Puissance active
active 4 A2 4
10 10
Puissance 11 A2
mécanique 1 5 1 5 11
(hors pertes)
9 9
A1 A1
6 6
2 3 2 3
Temps Angle interne
1 2 apparition du défaut
3 4 élimination du défaut 7 7
4 11 oscillations de puissance 8 8
Fonctionnement en moteur
Il est détecté par un relais de retour de puissance active (ANSI 32P) absorbée
par le générateur.
une protection de mise sous tension accidentelle (ANSI 50/27) ; elle est constituée
par la mise en œuvre simultanée :
37P b d’un maximum de courant instantané et d’un minimum de tension,
b cette dernière est temporisée pour éviter un déclenchement intempestif en cas
de défaut triphasé ; une autre temporisation autorise le démarrage du générateur
sans présence de courant avant couplage.
Gestion d’énergie
Une gestion appropriée de la répartition des flux de puissance active est possible par
l’utilisation de protections à minimum de puissance active directionnelles (ANSI 37P),
Fig. 2 : îlotage d’une installation qui vont commander de façon adéquate des ouvertures de disjoncteurs de sources
avec son unité de production et de charges (exemple fig. 2).
57
Protection des générateurs Conseils de réglages 0
58
Protection des générateurs Exemples d’applications 0
DE57311
DE57312
38/ 27 38/ 21B
G 49T 32P G 49T 27
32Q 32P
49RMS 40
46 46
51G 49RMS
51V 51
51 51G
59 59
64REF 64REF
Vrsd 67 78PS
67N 81H
81H 81L
81L 87M
DE572314
Vnt
38/ 27 38/ 12
G 49T 32P G 49T 14
32Q 21B
46 27
49RMS 32P
26 51 26 40
63 51G (2 x) 63 46
49T 51V 49T 49RMS
59 50N
67 51
67N 51G
81H 59
81L 64G
64REF
78PS
81H
81L
87T
59
Protection des Types de défauts 0
condensateurs
Les batteries de condensateurs sont Les principaux défauts qui peuvent affecter une batterie de condensateurs sont :
utilisées pour compenser l’énergie réactive b la surcharge,
b le court-circuit,
absorbée par les charges du réseau b le défaut à la masse,
et parfois pour réaliser des filtres destinés b le court-circuit d’un condensateur unitaire.
à diminuer les tensions harmoniques.
Elles ont donc pour rôle d’améliorer Surcharge
la qualité du réseau électrique. La surcharge est due à une surintensité permanente ou à une surintensité temporaire :
b surintensité permanente liée à :
Elles peuvent être connectées en étoile,
v une élévation de la tension d’alimentation,
en triangle ou en double étoile selon le v la circulation d’un courant harmonique due à la présence de charges non linéaires
niveau de tension et la puissance installée. telles que convertisseurs statiques (redresseurs, variateurs de vitesse), fours à arc…,
Un condensateur se présente sous la forme b surintensité temporaire liée à une mise sous tension de gradins d’une batterie.
La surcharge se traduit par un échauffement préjudiciable à la tenue du diélectrique,
d’un boîtier surmonté de bornes isolantes.
et conduit à un vieillissement prématuré du condensateur.
Il est composé de condensateurs unitaires
(fig.1) dont la tension maximale admissible Court-circuit
est limitée (par exemple 2250 volts), Le court-circuit est un défaut interne ou externe entre conducteurs actifs, soit entre
qui sont associés par groupes : phases (condensateurs connectés en triangle), soit entre phase et neutre
b en série pour obtenir la tenue en tension (condensateurs connectés en étoile). L’apparition de gaz dans l’enceinte étanche
du condensateur crée une surpression qui peut conduire à l’ouverture du boîtier
nécessaire, et
et à la fuite du diélectrique.
b en parallèle pour obtenir la puissance
voulue. Défaut à la masse
Il existe 2 types de batteries Le défaut à la masse est un défaut interne entre un élément actif du condensateur
de condensateurs : et la masse constituée par le boîtier métallique qui est mis à la terre (pour assurer
b sans protection interne, la protection des personnes).
L’amplitude du courant de défaut dépend du régime de neutre du réseau et du type
b avec protection interne ; un fusible est de connexion (en étoile ou en triangle).
associé à chaque condensateur unitaire. Comme pour le court-circuit interne, l’apparition de gaz dans le boîtier étanche
du condensateur crée une surpression qui peut conduire à l’ouverture du boîtier
et à la fuite du diélectrique.
Sans protection interne, les condensateurs unitaires câblés en parallèle sont donc
shuntés par l’unité en défaut :
b l’impédance du condensateur est modifiée,
b la tension appliquée se répartit sur un groupe de moins en série,
b chaque groupe est alors soumis à une contrainte plus élevée ce qui peut entraîner
d’autres claquages en cascade jusqu’au court-circuit total.
La figure 2 montre le cas où le groupe 2 est shunté suite au claquage d’un
condensateur unitaire.
Avec protection interne, la fusion du fusible interne associé en série élimine
le condensateur unitaire en défaut :
b le condensateur reste sain,
b son impédance est modifiée en conséquence.
La figure 3 montre le cas où le condensateur claqué du groupe 2 est éliminé
Fig. 1 : batterie de condensateurs
par son fusible interne ; le groupe 2 reste en service.
Groupe
DE57316
1 V
n–1
Groupe
2 V
Groupe
3 V
n–1
Groupe
n
60
Protection des Dispositifs de protection 0
condensateurs
Les condensateurs ne doivent être mis sous tension que lorsqu’ils sont déchargés.
La remise sous tension doit donc être temporisée pour éviter des surtensions
transitoires.
Une temporisation de 10 minutes permet une décharge naturelle suffisante.
L’utilisation de selfs de décharge rapide permet de réduire ce temps.
Surcharge
b Les surintensités de longue durée dues à une élévation de la tension d’alimentation
sont évitées par une protection à maximum de tension (ANSI 59) qui surveille
la tension du réseau.
Cette protection est affectée, soit au condensateur lui-même, soit à une partie
du réseau.
Sachant que le condensateur peut admettre généralement une tension de 110 %
de sa tension nominale pendant 12 heures par jour, cette protection n’est pas
toujours nécessaire.
b Les surintensités de longue durée dues à la circulation de courants harmoniques
sont détectées par une protection de surcharge :
v soit de type à image thermique (ANSI 49RMS),
v soit de type à maximum de courant temporisée (ANSI 51), pourvu qu’elle tienne
compte des fréquences des harmoniques concernés.
b Les surintensités de courte durée dues à une mise sous tension d’un gradin sont
limitées en amplitude par l’installation d’inductances de choc en série avec chaque
gradin.
Court-circuit
Le court-circuit est détecté par une protection à maximum de courant temporisée
(ANSI 51). Les réglages de courant et de temporisation permettent de fonctionner au
courant maximum de charge admissible et d’effectuer les enclenchements
et les manœuvres de gradins.
Défaut à la masse
La protection dépend du régime de neutre.
Si le neutre est mis à la terre, une protection à maximum de courant terre temporisée
(ANSI 51G) est utilisée.
61
Protection des Conseils de réglages
condensateurs et exemples d’applications 0
Conseils de réglages
Défauts Dispositif de protection adapté Code ANSI Indications de réglage
Surcharge Maximum de tension 59 Seuil ≤ 110 % de Un
Image thermique 49 RMS Seuil ≤ 1,3 In
Constante de temps de l’ordre de 10 minutes
Maximum de courant temporisée 51 Seuil ≤ 1,3 In, courbe IDMT
Court-circuit Maximum de courant temporisée 51 Seuil de l’ordre de 10 In
Temporisation de l’ordre de 0,1 seconde (DT)
Défaut à la Maximum de courant terre temporisée 51N/51G Seuil ≤ 20 % I maximum de défaut terre
masse Seuil ≥ 10 % calibre des TC si alimenté par 3 TC et retenue H2
Temporisation de l’ordre de 0,1 seconde (DT)
Court-circuit Maximum de courant temporisée 51 Seuil de l’ordre de 1 ampère, selon application
d’un élément de Temporisation de l’ordre de 1 seconde (DT)
condensateur
Exemples d’applications
DE57320
51G
Compensation en triangle
DE57321
DE57322
49RMS 49RMS
51, 51G 51, 51G
51 59
62
Protection des 0
condensateurs
63
Annexes Glossaire 0
64
Annexes Glossaire 0
65
Annexes Références bibliographiques 0
66
Annexes Index des symboles 0
67
Annexes Index des termes techniques 0
A M
angle caractéristique 25 mise à la terre 6–11
attente logique 27, 31, 34, 35, 41, 42 moteur
asynchrone 14, 50, 54, 55
B synchrone 14, 50, 53, 54
bobine
d’extinction 10 N
de Petersen 10 neutre
de point neutre 9 compensé 6, 26, 37, 38
direct à la terre 11, 37, 38
C impédant 26, 56, 58
câble 18, 33, 41, 44, 45 isolé 6, 7, 23
capteurs de courant 19-22, 33
CEI 60909 17 P
composante apériodique 18 plan de protection 2, 3, 8, 9
composantes symétriques 13, 14, 15, 17 point neutre 6–11, 37, 47, 48, 52, 56
condensateur 18, 27, 60, 61, 62 pouvoir de coupure 18
contacteur 2, 18, 52, 54 pouvoir de fermeture 18
coordination des protections 2 protection
couplage 35, 39, 46, 57 100 % stator générateur 26
courant condensateur 60–62
de court-circuit 12–19, 28, 30 contrôle de flux 26, 48, 57
résiduel 10, 22 contrôle de synchronisme 26, 39
court-circuit de distance 26, 45
biphasé 15, 17 défaillance disjoncteur 26
biphasé isolé 12 démarrage trop long et blocage rotor 26, 51
biphasé terre 7, 12, 15, 17 dérivée de fréquence (rocof) 26, 39, 43
entre phases 44, 47, 52, 56 différentielle 20, 26, 33, 35, 41, 42, 44, 47, 52, 53, 56
monophasé 12, 14, 17 générateur 55–59
triphasé 12, 14, 17 image thermique 26, 44, 47, 51, 53, 56, 58, 61, 62
jeux de barres 42, 43
D liaisons 44, 45
découplage 19, 26, 39 limitation du nombre de démarrages 26
défaillance de disjoncteur 43 maximum de composante inverse 26, 44, 53, 58
défaut, caractérisation 12, 18 maximum de courant
délestage 43 phase 20, 36, 38, 40, 44, 56
dérivée de fréquence 26, 39, 43 phase à retenue de tension instantanée 26
disjoncteur 17, 18, 27, 36–43, 45 phase à retenue de tension temporisée 26, 56
phase directionnelle 26, 56, 58
E phase instantanée 26, 47, 48
enclenchement transformateur 46 phase temporisée 26, 47, 52, 62
F terre 36, 37, 38, 40, 42, 48, 53, 56, 58
terre directionnelle 7, 26, 37, 44, 52, 53
facteur de puissance 27
terre instantanée 26
fusible 18, 47, 50, 52, 60
terre temporisée 11, 26, 44, 61, 62
G maximum de fréquence 26, 58
générateur 14–17, 33, 55–59 maximum de puissance active directionnelle 26
générateur homopolaire 8, 37, 38 maximum de puissance réactive directionnelle 26, 53, 58
gradins de condensateurs 27 maximum de tension 26, 37, 47, 58, 62
maximum de tension inverse 26
H maximum de tension résiduelle 26, 48, 53, 58
harmonique 46, 47, 56, 58, 60 minimum d’impédance 26, 53, 56, 57, 58
minimum de courant phase 26, 53
I minimum de fréquence 26, 58
interrupteur 2, 18, 40 minimum de puissance active directionnelle 26, 58
minimum de puissance réactive directionnelle 26
J minimum de tension 26, 57, 58
jeu de barres 4, 5, 33 minimum de tension directe 26, 51, 53
minimum de tension rémanente 26, 51, 53
L minimum de tension résiduelle (harmonique 3) 26, 56, 58
ligne 18, 33, 44, 45
mise sous tension accidentelle générateur 26
LPCT 19, 21
moteur 50–54
68
Annexes Index des termes techniques 0
R
rapport de transformation 23
réenclencheur 26, 45
régime de neutre 6-11
réglage des protections 14
relais de protection 22, 24, 42
réseau
architecture 3, 4, 5
en antenne 4, 5, 29, 31, 36
en boucle 4, 5, 32, 35, 40, 41
retenue
de courant 33
de tension 26, 56, 58
H2 22, 25, 47, 48, 62
H5 47
S
saturation
de TC 8, 19, 20, 22, 33, 42
de transformateur 46
sélectivité
ampèremétrique 30, 34, 47
chronométrique 28, 29, 31, 34, 35, 38
différentielle 35
directionnelle 35
logique 34, 35, 36
mixte 34, 36
seuil de déclenchement 7, 25, 48
subtransitoire 16, 17, 55
surcharge 44, 47, 51, 56, 61
surfluxage 47
surtension 6–12, 61
69
Annexes Notes 0
70
Annexes Notes 0
71
Annexes Notes 0
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ART.065191 © 2006 Schneider Electric - Tous droits réservés
CG0021FR 04/2006