Les protections directionnelles · Cahier Technique Merlin Gerin n° 181 / p.2 lexique angle de branchement (d’une protection directionnelle de phase) : angle entre la grandeur

n° 181les protectionsdirectionnelles

CT 181 édition juillet 1996

Pierre BERTRAND

Ingénieur INPG (Institut NationalPolytechnique de Grenoble) en 1979.Entre chez Merlin Gerin en 1983 et,jusqu’en 1986, il fait des études surle fonctionnement et lesperturbations des réseauxélectriques. Il rejoint ensuitel’activité Protection et Contrôle-Commande où il exerce différentesfonctions marketing et techniques.Il est actuellement responsable dugroupe d’expertise électrotechniqueau sein du service technique decette activité.

Cahier Technique Merlin Gerin n° 181 / p.2

lexique

angle de branchement (d’uneprotection directionnelle de phase) :angle entre la grandeur de polarisationchoisie et la tension phase-terre de laphase surveillée (cf. fig. 14) - qualifie lagrandeur de polarisation.

angle caractéristique (d’uneprotection directionnelle) : angleentre la grandeur de polarisation et lanormale au demi-plan dedéclenchement (cf. fig. 10).

code ANSI : codification numériqued’une fonction de protection, définie parla norme ANSI C37-2.

grandeur de polarisation (d’uneprotection directionnelle) : grandeurutilisée comme référence de phase.

homopolaire (courant ou tension,dans un réseau triphasé ) : 1/3 de lagrandeur résiduelle.

HTA (moyenne tension) : 1 à 50 kVselon la législation française.

plan de protection : ensemble desprotections mises en oeuvre sur unréseau électrique pour assurer ladétection des défauts et la mise horstension de la plus petite portion duréseau en défaut.

protection différentielle : protectionde zone, qui détecte un défaut parmesure et comparaison des courants àl’entrée et à la sortie de la zone ou d’unéquipement protégé.

protection directionnelle : protectionqui permet de détecter un défaut enamont ou en aval (dans une directiondonnée) de son emplacement.

protection de phase : protection quicontrôle les grandeurs de phase(courant et/ou tension).

protection de terre : protection quicontrôle les grandeurs résiduelles(courant et/ou tension) pour détecter undéfaut à la terre.

p.u. : valeur crête de la tension simple.

relais (de protection) : appareil quicontrôle une ou des grandeur(s)électriques (courant et/ou tension), engénéral pour détecter un défaut etcommander l’ouverture d’undisjoncteur.

résiduel : (courant ou tension, dans unréseau triphasé) : somme vectorielledes grandeurs des 3 phases.

tension composée (notation) :U32 = V2 - V3


les protections directionnelles

sommaire

1. Introduction Rôle des protections p. 4directionnellesApplications p. 4Codes et symboles des p. 5différents types de relais

2. Description des relais directionnels Directionnelle de terre p. 6Directionnelle de phase p. 9Protection de puissance p. 10

3. Application des protections Protection des réseaux radiaux p. 10Protection des réseaux bouclés p. 14Protection des alternateurs p. 16

4. Mise en œuvre Choix des réducteurs de mesure p. 18Choix d'une protection bi ou p. 18triphaséeProtection de transformateurs p. 19en parallèle

5. Evolutions et perspectives Evolution de la technologie p. 20des protectionsEvolution des capteurs p. 20En guise de conclusion p. 20

directionnelles

Ce Cahier Technique a pour objectif defaire mieux connaître les protectionstrès utiles que sont les “directionnelles”pour les réseaux et machines HT.Associées à la sélectivité logique, ellesont, sous l’impulsion du numérique,fortement progressé en terme defiabilité, de simplicité de mise enœuvre, voire de coût.

Elles contribuent fortement au choixd’architecture de réseau et desystèmes de sélectivité qui améliorentla disponibilité de l’énergie électrique.Après un rappel sur leur principe defonctionnement, l’auteur présente leursnombreuses applications et donnequelques informations utiles sur leurmise en œuvre.


rôle des protectionsdirectionnellesLe rôle fondamental des protectionsd’un réseau électrique est de détecterun défaut électrique et de mettre horstension la portion du réseau qui est lesiège de ce défaut - portion la pluslimitée possible.

La protection directionnelle permetde discriminer la partie du réseauen défaut mieux que ne le faitune protection à maximum de courant.Elle est nécessaire en cas de défaut :c en présence de plusieurs sources ;c si boucles fermées ou câbles enparallèles ;c en neutre isolé pour les retours decourants capacitifs ;c et pour détecter le sens anormald’écoulement d’énergie active ouréactive (machines tournantes).

Ainsi, dans la situation d’un réseau àdeux sources illustrée par la figure 1,les protections à maximum de courantdéclencheraient.

Les protections directionnelles decourant sont capables de nedéclencher que l’arrivée en défaut.

C’est la mesure du sens d’écoulementdu courant, c’est-à-dire la mesure dudéphasage entre courant et tension,qui permet de détecter la direction danslaquelle se trouve le défaut.

1. introduction

Les protections à maximum depuissance mesurent soit la puissanceactive, soit la puissance réactive quis’écoule dans la liaison où sont placésses capteurs de courant.La protection fonctionne si la puissanceest supérieure à un seuil et si elles’écoule dans le sens normal.

Elle peut également être utilisée pourdétecter un sens anormal d’écoulementde l’énergie.

Les protections directionnelles depuissance et de courant nécessitent lamesure du courant et de la tension.

applicationsLes protections directionnelles sontutiles sur tout élément du réseau où lesens d’écoulement de l’énergie estsusceptible de changer, notammentlors d’un court-circuit entre phaseset/ou d’un défaut à la terre(défaut monophasé).

c la protection directionnelle de "phase"est installée pour protéger deux liaisonsexploitées en parallèle, une boucle ouune portion de réseau reliant deuxsources d’énergie (cf. fig. 2).

c la protection directionnelle de "terre"est sensible au sens d’écoulementdu courant à la terre. Dès lors que lecourant de défaut phase-terre

se répartit entre plusieurs systèmes demise à la terre, il est nécessaired’installer des protections direction-nelles de terre.

Or, ce courant s’écoule non seulementpar la ou les mises à la terre du neutredu réseau, mais aussi par les capacitésphase-terre des lignes et des câbles(1 km de câble 20 kV provoque lacirculation d’un courant capacitif del’ordre de 3 à 4 ampères).

La protection à maximum de courantrésiduel directionnelle, ainsi que laprotection wattmétrique homopolaire,sont couramment utilisées pourprotéger les départs ayant un courantcapacitif du même ordre de grandeurque le courant de défaut à la terre. Surces départs, les capacités phase-terreont une valeur suffisamment importantepour qu’il y circule un courant homo-polaire détecté par la protection dèsqu’un court-circuit phase-terre apparaîtsur le réseau et où qu’il soit situé(cf. fig. 3).

sens de détection de la protection

sens d'écoulement du courant de défautfig. 2 : la protection directionnelle (1)déclenche car le sens d'écoulement ducourant est anormal.fig.1 : illustration du rôle des protections directionnelles.

1 2


Les protections directionnelles sontdonc un moyen complémentaire auxprotections à maximum d’intensité,permettant, dans les situationsprécédemment citées, d’assurer unebonne discrimination de la portion deréseau en défaut.Les protections de puissance active ouréactive sont utilisées pour détecter unfonctionnement anormal du réseauautre qu’un court-circuit ; par exemple,l’absorption d’énergie active ou réactivepar un alternateur, chargéhabituellement d’en produire.

codes et symboles desdifférents types de relaisPour chacun des codes ANSI, letableau de la figure 4 regroupe un ouplusieurs types de protection pourlesquels les noms usuels et lesdomaines d’emploi sont précisés.

symbole graphique code ANSI noms usuels domaines d'utilisation(C37-2)

67 c maximum de courant directionnel, détection directionnelle des courts-circuitsc directionnelle de phase entre phases

67 N c maximum de courant résiduel directionnel, détection directionnelle des défautsc directionnelle de terre, phase-terrec wattmétrique homopolaire

32 P c maximum de puissance active,c retour de puissance active

32 Q c maximum de puissance réactive, protection des générateurs et des moteursc retour de puissance réactive synchrones

32 P c minimum de puissance active détection d'un transit de puissance anormal

32 Q c minimum de puissance réactive

I

Ir

P >

Q >

P <

Q <

fig. 4 : codes ANSI, symboles et applications.

ou

fig. 3 : la protection directionnelle de courantrésiduel (2) ne déclenche pas car le sens ducourant est inversé.

1 2


Pour mesurer une puissance ou pourlocaliser un défaut en amont ou en avalde l’endroit où est mesuré le courant, ilfaut déterminer le déphasage de cecourant avec une grandeur deréférence : tension entre phases pour ladirectionnelle de phase, tensionrésiduelle pour la directionnelle de terre.

Cette grandeur de référence estappelée grandeur de polarisation.

directionnelle de terreGrandeurs d’entréeCette protection mesure le courantrésiduel et utilise le plus souventcomme grandeur de polarisation latension résiduelle qu’il convient de nepas confondre avec la tensionhomopolaire. Rappelons que pour toutsystème triphasé F1, F2, F3, la théoriedes composantes symétriques définit lagrandeur homopolaire Fh par :

Fh→

= 13

F1→

+ F2→

+ F3→

.

La grandeur résiduelle ,

Fr = F1→

+ F2→

+ F3→

est 3 fois plusgrande que la grandeur homopolaire.c le courant résiduel est mesuré, soitpar trois transformateurs de courant, unpar phase, soit par un tore englobantles trois phases :v l’utilisation de trois transformateursde courant (cf. fig. 5) a des avantages :- les TC sont en général disponibles,- il est possible de mesurer descourants importants,et des inconvénients :- la saturation des TC lors d’uncourt-circuit ou de l’enclenchement d’untransformateur introduit un faux courantrésiduel,- en pratique le seuil ne peut pas êtreréglé à une valeur inférieure à 10 % deIn du TC,v la mesure effectuée par un toreenglobant les trois phases (cf. fig. 6) :- a pour avantage : une grandesensibilité,- et pour inconvénient : le tore (isolébasse tension) s’installe autour d’uncâble non blindé qui assure l’isolement.

c la tension résiduelle est mesurée partrois transformateurs de potentiels(TP) ; fréquemment, ce sont les TP àdeux secondaires qui sont utilisés(cf. fig. 7) : le premier, câblé en étoile,permet la mesure des tensions simpleset composées ; le second, câblé entriangle ouvert, permet la mesure de latension résiduelle.

Si les TP principaux n’ont qu’unsecondaire et qu’ils sont câblés enétoile, un jeu de TP auxiliaires peut êtreutilisé pour mesurer la tensionrésiduelle (cf. fig. 8). Ce cas de figurese rencontre surtout lors del’amélioration du plan de protectiond’installations existantes.

A noter que certaines protections nenécessitent pas de TP auxiliaires et

reconstituent elles-mêmes la tensionrésiduelle à partir des trois tensionssimples.

ccccc la grandeur de polarisation d’un relaisdirectionnel de terre est le plus souventla tension résiduelle ; mais ce peut aussiêtre le courant dans la mise à la terre duneutre de l’installation (cf. fig. 9).

2. description des relais directionnels

fig. 7 : mesure de la tension résiduelle avecTP à deux secondaires.

fig. 6 : mesure du courant résiduel par untore.

fig. 8 : mesure de la tension résiduelle àl'aide de TP auxiliaires.

TPprincipaux

TPauxiliaires

vr = v1 + v2 + v3

vr = v1+ v2 + v3

I1 I2 I3

ir = i1 + i2 + i3

i2

i1

i3

fig. 5 : mesure du courant résiduel par 3 TC.

I1 I2 I3

ir


En théorie, ces deux façons depolariser la protection sontéquivalentes. Si Zh est l’impédancehomopolaire du transformateur et Znl’impédance du point neutre, la tensionrésiduelle Vr et le courant du pointneutre In sont reliés par la relation deproportionnalité suivante (écrite ennombres complexes !) :Vr = (Zh + 3Zn) In.

En pratique, la polarisation par lecourant du point neutre est réservéeaux réseaux ayant un courant dedéfaut à la terre important (plusieurscentaines d’Ampères), et largementsupérieure au courant dû auxcapacités parasites du réseau.La mesure du courant est alors plusprécise que celle de la tensionrésiduelle, dont le niveau est faible.Elle ne peut être mise en œuvre quedans les postes, à proximité de laliaison de mise à la terre du neutre.

Angle caractéristiquePour déterminer la direction du défaut,la protection mesure le déphasageentre le courant et la grandeur depolarisation. Si la grandeur depolarisation n’est pas dans l’axe desymétrie d’action du relais (axecaractéristique cf. fig. 10), il estnécessaire de rephaser le relais ; cecise fait par le réglage de l’anglecaractéristique.

Lors de l’étude du plan de protection,l’angle caractéristique des protectionsdirectionnelles doit être déterminé defaçon à ce que tout défaut dans ladirection de détection choisie provoqueun courant situé dans la zone dedéclenchement et que tout défaut dansl’autre direction provoque un courantsitué en dehors de cette zone.

L’angle caractéristique dépend de lagrandeur de polarisation choisie et durégime de neutre du réseau (pour lesdirectionnelles de courant résiduel).L’angle caractéristique est donc le plussouvent réglable. Les principaux casd’application et les réglagescorrespondants sont examinés auchapitre 3.

Pour permettre la mesure dudéphasage entre le courant et lagrandeur de polarisation, il estindispensable que cette dernière aitune amplitude suffisante (en généralu 0,5 à 2 % de la valeur nominale de la

grandeur). Si la grandeur de polari-sation est inférieure à ce seuil, alors laprotection ne fonctionne pas, quelleque soit la valeur du courant mesurée.

Principes de détectionTrois principes de détection coexistent ;ils correspondent à des besoinsdifférents, parfois aussi à des habitudesdifférentes :

c fonctionnement à maximum decourant directionnalisé ;c mesure de la projection du courant ;c mesure de la puissance activerésiduelle.Les deux premiers correspondent à desprotections directionnelles de courant“phase” ou “terre”, le troisième à unrégime du neutre particulier.

fig. 10 : angle caractéristique d'une protection.

fig. 9 : les deux modes de polarisation d'une protection directionnelle de terre.

grandeur de polarisation

courant provoquantle déclenchement

zone dedéclenchement

anglecaractéristique

axecaractéristique

zone denon déclenchement

Ih > Ih >

polarisation par la tension résiduelle

polarisation par le courant du point neutre


c fonctionnement à maximum decourant directionnalisé (cf. fig. 11)

Ce type de relais directionnel estconstitué par l’association d’uneprotection à maximum de courantavec un élément de mesure dudéphasage entre le courant et lagrandeur de polarisation.Le déclenchement est soumis auxdeux conditions suivantes :v le courant est supérieur au seuil,et,v le déphasage entre le courant et lagrandeur de polarisation recalée parl’angle caractéristique, est comprisdans la zone : + 90° ; - 90°.c mesure de la projection du courant(cf. fig. 12)

Ces protections calculent la projectiondu courant sur la droite caracté-ristique. La valeur obtenue est ensuitecomparée à un seuil pour décider dudéclenchement.

c mesure de la puissance activerésiduelle

Ces protections mesurenteffectivement une puissance activerésiduelle et leur seuil s’exprime enWatts. Elles doivent être conçues pouréviter un fonctionnement intempestifdû aux imprécisions de mesure en casde fort courant résiduel capacitif (fortepuissance résiduelle réactive) ; lazone de fonctionnement est réduite,comme le montre la figure 13.

Pour détecter les défauts à la terre, leprincipe le plus universel est lamesure de la projection du courant.L’utilisation de relais à maximum decourant directionnalisés ne convientpas à tous les régimes de neutre (lechapitre 3 montre que ce principe nepeut pas être utilisé en neutrecompensé).L’usage de la protection mesurant lapuissance active résiduelle est limitéaux réseaux à neutre compensé, enconcurrence avec le relais à projectionde courant.

fig. 12 : caractéristique de fonctionnement d'une protection mesurant la projection du courant.

fig. 11 : caractéristique de fonctionnement d'une protection à maximum de courantdirectionnalisée.




axecaractéristiquezone de

non déclenchement

I

seuil





seuil


directionnelle de phaseAngle de branchement, anglecaractéristiquec ces protections sont, le plus souvent,biphasées et composées de deuxéléments monophasés indépendants. Ilest parfois nécessaire d’utiliser uneprotection triphasée (voir § 4).Pour chaque phase surveillée, le relaismesure le courant dans la phase etutilise comme grandeur de polarisationune tension composée. La tensionsimple n’est pas utilisée, parce qu’ellevarie beaucoup si le défaut est à laterre, par l’effet du déplacement dupoint neutre (tension résiduelle).

c lorsque le relais mesure le courantdans la phase 1, la tension depolarisation la plus universellementutilisée est V2 - V3. On dit alors quel’angle de branchement de la protectionest de 90° (cf. fig. 14).c l’angle caractéristique d’unedirectionnelle de phase définit, de lamême façon que pour unedirectionnelle de terre, l’orientation dela zone angulaire de déclenchement.C’est l’angle que fait la normale audemi-plan de déclenchement avec lagrandeur de polarisation.

c pour permettre la mesure de ladirection du défaut, la grandeur depolarisation (la tension), doit avoir unevaleur suffisante. En particulier, undéfaut triphasé franc très proche d’unrelais directionnel n’est pas détecté parcelui-ci parce que toutes les tensionscomposées sont nulles. Pour assurer ladétection de ce type de défaut, il fautque la protection utilise une mémoirede tension glissante.

Principes de détectionLes relais directionnels de phasefonctionnent soit comme desprotections à maximum de courantdirectionnalisées, soit par la mesure dela projection du courant sur la droitecaractéristique (figures 11 et 12).

Bien que des relais fonctionnant selonces deux principes existent sur lemarché, le relais à maximum decourant directionnalisé est à préférer.

fig. 13 : caractéristique de fonctionnement d'une protection mesurant la puissance activehomopolaire.

fig. 14 : le relais qui mesure le courant I1 et la tension V2-V3 a un angle de branchement de 90°.


Vh P

Q

V2 - V3grandeur de polarisation


courant provoquantle déclenchement



90° : angle debranchement

I1V3 V2

V1


écran(relié à la terre)

âme

isolant

La coordination avec des protections àmaximum de courant est beaucoupplus aisée car le seuil de détection estindépendant de la phase du courant.La mesure de la puissance n’est pasutilisée pour la détection des court-circuits. La puissance n’est pas un boncritère de détection du défaut parceque, lors d’un défaut entre phases, savaleur est d’autant plus faible que ledéfaut est plus proche.

protection de puissanceCes protections utilisent le plussouvent la méthode des deuxwattmètres pour mesurer la puissanceactive, et une variante, que nousappellerons méthode des deuxVARmètres, pour mesurer la puissanceréactive.Rappelons que cette méthode permetde mesurer la puissance à partir dedeux courants et de deux tensionscomposées (cf. fig. 15). Elle s’applique

à un réseau triphasé, équilibré ou non,pourvu qu’il ne circule aucuncourant homopolaire . En particulier,cette méthode ne s’applique pas à unréseau basse tension 4 fils, c’est-à-direun réseau, dont le neutre est distribué,qui alimente des charges mono-phasées branchées entre phase etneutre.La puissance active est donnée par :P = I1 . U31 . cos (I1,U31)+ I2 . U32 . cos (I2,U32)De la même façon, la puissanceréactive est donnée par :Q = I1 . U31 . sin (I1, U31)+ I2 . U32 . sin (I2, U32).La puissance ainsi mesurée est unegrandeur algébrique, dont le signeindique le sens d’écoulement. Lesprotections de puissance sont doncnaturellement directionnellles.Certains relais utilisent trois élémentsde mesure monophasés pourdéterminer la puissance. Ces relais

seront donc utilisables sur des réseaux4 fils ; ils présentent l’inconvénient, encontrepartie, de nécessiter l’installationde 3 TP et 3 TC.

3. application des protections directionnelles

protection des réseauxradiauxQuelques rappelsc courant capacitifToute pièce sous tension forme avec laterre un condensateur (cf. fig. 16). Ceciest particulièrement vrai pour lescâbles, dont la capacité par kilomètreest couramment de quelquesmicrofarads; vrai aussi pour les lignes,mais avec une capacité environ100 fois plus faible.L’effet capacitif des câbles est tel que,alimenter en 20 kV, 50 km de câble àvide est équivalent à connecter3 MVAR de condensateurs entre leréseau et la terre!Tant que le câble est alimenté par unetension triphasée équilibrée, la sommedes courants capacitifs des troisphases est sensiblement nulle. Parcontre, lorsque le réseau est le siège

d’un défaut entre une phase et la terre,une des tensions phase-terre est plusfaible que les autres. Les courantscapacitifs ne sont plus équilibrés et uncourant capacitif résiduel apparaît. Lacirculation des courants estschématisée sur la figure 17.Pour mettre en œuvre des protections,il est nécessaire de calculer, pour undépart donné, la valeur maximum ducourant capacitif résiduel. C’est lecourant qui serait mesuré par un toreplacé sur ce départ lorsque, en amontde celui-ci, une phase est mise aupotentiel de la terre et les deux autres àla tension composée du réseau. Il estcommunément appelé courant capacitifdu départ.La valeur de ce courant est :Ic = 3 .C . ω . Voù :v C est la capacité de chaque phasepar rapport à la terre du départ,

fig. 16 : un câble électrique se comportecomme un condensateur.

v V est la tension simple,v ω est la pulsation (2.π.f).

c le régime de neutreLe choix du mode de raccordement à laterre du neutre est une étape importante

fig. 15 : schéma de principe de la mesured'une puissance.

I1 I2 I3

X

X

P+


dans la conception d’un réseauélectrique. C’est toujours le résultat d’uncompromis entre plusieurs facteurs.

Un facteur fréquemment privilégié estle souci de réduire le courant de défautafin d’améliorer la sécurité despersonnes - en limitant la montée enpotentiel des masses à l’endroit dudéfaut - et des matériels - en limitantl’énergie dégagée par l’arc électriquede court-circuit. Nous verrons que lalimitation du courant de défaut rend ladétection du défaut plus délicate etl’emploi de la protection directionnellede terre indispensable. Si le courant dedéfaut est suffisamment faible,l’interruption immédiate de l’alimen-tation n’est plus obligatoire, ce quipermet une amélioration notable de lacontinuité de service.Dans le défaut, le courant capacitif sesuperpose au courant limité parl’impédance de mise à la terre duneutre. Par conséquent, dans lesréseaux à courant capacitif important,la seule façon d’obtenir un courant dedéfaut faible est de choisir uneimpédance de mise à la terre inductive,dont le courant compense le courantcapacitif. Lorsque cette inductance depoint neutre est régulée pour atteindreen permanence l’accord (3LCω2 = 1),elle est appelée bobine de Petersen ;dans ce cas le courant de défaut estthéoriquement nul.

Protection contre les défauts à laterreLes protections directionnelles de terresont utilisées sur les réseaux radiauxdans deux situations :v lorsque le courant capacitif d’undépart est du même ordre de grandeurque le courant de seuil de la protection(qui doit être assez faible pour détecterles défauts impédants),v lorsque le neutre est mis à la terre enplusieurs endroits ;

c réseaux avec départs de grandelongueur :Lorsqu’un départ a un courant capacitifimportant - en pratique supérieur à 10% du courant limité par l’impédance demise à la terre du neutre - un simplerelais à maximum d’intensité résiduellene permet plus d’assurer une protectionsensible et sélective. Si son seuil est

réglé en dessous du courant capacitifdu départ protégé, elle déclencheraintempestivement pour tous les défautsphase-terre du réseau.Dans ce cas, une protectionsatisfaisante du départ sera réaliséepar un relais directionnel de terre dontle seuil pourra être réglé en dessous ducourant capacitif.L’angle caractéristique sera réglé enfonction du régime de neutre del’installation;

v réseaux à neutre isolé :Fonctionnement- la protection générale du réseau estassurée par un contrôleur permanentd’isolement ou une protection àmaximum de tension résiduelle(déplacement de point neutre),- les directionnelles de terre assurent ladétection du départ en défaut,- choix de l’angle caractéristique :θ = 90° (cf. fig. 18).

fig. 18 : réseau à neutre isolé : détection des défauts à la terre.

fig.17 : circulation des courants capacitifs lors d’un défaut phase-terre.

transformateurd'arrivée

Idcourantpoint neutre

courantcapacitif

Irs

Irs

Ird

Ird

Vr

Vr

Θ = 90°


Remarquele fonctionnement n’est assuré que sile courant capacitif est suffisant. Limitepratique minimum : 1A.

v réseaux à neutre résistant(cf. fig. 19) :Dans le départ en défaut, le courantpoint neutre, actif, s’ajoute au courantcapacitif des départs sains. Si larésistance de point neutre est choisiede telle façon que le courant actif soitsupérieur ou égal au double du courantcapacitif de l’installation, la protectiondirectionnelle n’est pas nécessaire.Choix de l’angle caractéristique :- A : θ = 0°, pour les relais fonctionnantavec la projection du courant (avec untel réglage, le relais est sensible aucourant actif résiduel, insensible aucourant capacitif),- B : θ = 45°, pour les relais àmaximum de courant directionnalisés.

A noter qu'avec un anglecaractéristique de 45°, le courantrésiduel du départ sain estfranchement dans la zone de nondéclenchement de la protection, etdonc tous les principes de protectionconviennent. Avec un anglecaractéristique de 0°, le courantrésiduel du départ sain est à lafrontière de la zone de déclenchement;Il est donc impératif d’utiliser un relaisà projection de courant. Cette solutionprésente alors l’avantage d’être

totalement insensible au courantcapacitif.

v réseaux à neutre compensé (cf.fig. 20) :

Fonctionnement- le courant dans le départ en défautest la superposition :. du courant capacitif des départs sains,. du courant dans la bobine, quicompense le courant capacitif total duréseau,. du courant dans la résistance de pointneutre, en général inférieur à 10 % ducourant dans la bobine (il existe desréseaux où cette résistance de pointneutre n’est pas installée ; ce cas defigure n’est pas examiné ici),- choix de l’angle caractéristique :θ = 0°.Remarqueune protection à projection de courantest indispensable ; une protection àmaximum de courant directionnaliséerisque de provoquer desdéclenchements intempestifs.Sur ce type de réseau, les défautsd’isolement présentent souvent uncaractère récurrent : l’arc de défauts’éteint après quelques millisecondeset se rallume après quelques périodes,comme le montre la partie b dela figure 20. Les protections doiventêtre spécialement étudiées pourfonctionner en présence de tels défauts

v réseaux à neutre relié directement àla terre (cf. fig. 21) :

Fonctionnement- le courant point neutre estprincipalement inductif. Il est trèssupérieur au courant capacitif duréseau,- choix de l’angle caractéristique :θ = -45 à -90°.A noter qu'un simple relais à maximumde courant homopolaire suffit pourdétecter le départ en défaut, pourvuque son seuil soit réglé à une valeursupérieure au courant capacitif dudépart protégé. Le relais directionneln’est utilisé que dans un réseaubouclé ou ayant plusieurs pointsneutre.

c mises à la terre multiples :certains réseaux peuvent êtreexploités avec le neutre relié à la terreen plusieurs endroits. C’est enparticulier le cas lorsque la mise à laterre du neutre est réalisée sur chaquesource d’énergie (groupe outransformateur d’arrivée). La mise enparallèle des sources conduit alors àla mise en parallèle des mises à laterre du neutre.Dans ce cas, la protection sélectivedes sources contre les défauts à laterre requiert une protectiondirectionnelle de terre sur l’arrivée dechacune des sources.

Ird

Irs

Irs

Vr

Vr

Θ = 0°

AIrs

IrdIrd

Vr

Θ = 45°

B

fig. 19 : réseau à neutre résistant : détection des défauts à la terre.


fig. 20 : réseau à neutre compensé : détection des défauts à la terre.

fig. 21 : réseau à neutre relié directement à la terre : détection des défauts à la terre.

Irs

Irs

Ird

Vr

VrΘ = - 70°

Ird

Irs

Irs

Ird

Vr

Vr

Θ = 0°

Ird

A - défaut à la terre permanent

B - défaut récurrent : tension de la phase en défaut et courant résiduel

70

- 20

20

kV

0

150 230 310 390 470

- 250

250

A

0

ms

extinction du défaut réallumage


La figure 22 présente un arrangementtypique des protections contre lesdéfauts à la terre.Dans cette figure, la flèche indique lesens de détection du défaut par laprotection directionnelle de terre.Les temporisations des protections sontindiquées. Les angles caractéristiquessont choisis en fonction des régimes deneutre : celui de la protection située surl’arrivée groupe en fonction de la miseà la terre du neutre du transformateuret celui de la protection installée surl’arrivée transformateur en fonction dela mise à la terre du neutre del’alternateur.

Protection contre les défauts entrephasesLes protections directionnelles dephase sont utilisées sur un réseauradial dans le cas d’un poste alimentépar plusieurs sources simultanément.Pour obtenir une bonne continuité deservice, il est important qu’un défautaffectant une des sources n’entraînepas le déclenchement de toutes lessources. L’installation d’une protectiondirectionnelle de phase sur l’arrivée dechacune des sources permet d’obtenircette sélectivité.La figure 23 présente un arrangementtypique des protections contre lesdéfauts entre phases.Dans cette figure, la flèche indique lesens de détection de la protectiondirectionnelle de phase.Les protections directionnelles dephase sont en général biphasées. Lescas nécessitant une protectiontriphasée sont décrits au § 4.Les temporisations des protections sontindiquées. Les angles caractéristiquessont réglés en tenant compte de l’anglede branchement choisi. Pour un anglede branchement de 90°, le réglage leplus universel de l’angle caractéristiqueest de 45°.A noter que si la puissance de court-circuit du groupe est faible devant celledu réseau, la protection directionnelleinstallée sur l’arrivée groupe peut êtreremplacée par une simple protection àmaximum d’intensité dont le seuil est àla fois supérieur au courant decourt-circuit du groupe et inférieur àcelui du réseau.

fig. 23 : protection contre les court-circuits d’un réseau comportant plusieurs sources.

fig. 22 : protection contre les défauts à la terre d’un réseau mis à la terre en plusieurs endroits.

protection des réseauxbouclésc un réseau bouclé est un réseaucomportant une ou des bouclesfermées en exploitation normale(cf. fig. 24).

L’avantage d’une telle structure deréseau est qu’elle assure uneexcellente disponibilité de l’énergie àtous les consommateurs situés sur laboucle ; en effet, une liaison en défautpeut être séparée du réseau sansinterrompre l’alimentation desconsommateurs.L’inconvénient de cette solution est soncoût : il est nécessaire d’installer un

disjoncteur à chaque extrémité dechaque liaison et les protections sontcomplexes.

c deux principes de protection peuventêtre utilisés :v protection différentielle,v protection directionnelle.Ce dernier principe fonctionne si, sur laboucle, un seul poste comporte une oudes sources et assure la mise à la terredu neutre. Dans la pratique, la sélec-tivité des protections directionnelles estassurée par des liaisons logiques.Comparée à la protection différentiellequi a l’avantage d’être rapide, laprotection directionnelle est moinsonéreuse et plus aisée à mettre enoeuvre. Notons que la détection des

0,1 s

I >

I >

0,4 s ou plus

0,4 s ou plus

0,1 s

I >

a

I > >

I >

Ih >

0,4 s ou plus

0,1 s

Ih >

Ih >

0,4 s ou plus

0,1 s

sens dedétection Ih >

a


Lors d’un court-circuit sur une deslignes, le courant se partage en deuxen fonction des impédances descircuits : une partie s’écouledirectement du poste amont dans laligne en défaut, l’autre passe par leposte aval. L’ordre de fonctionnementdes protections est le suivant :c A1, D1 et D2 détectent le défaut ;c A1 déclenche (temporisation : 0,1 s) ;c D2 “ retombe ” avant que satemporisation ne soit écoulée ;c D1 déclenche (temporisation : 0,4 s).Lorsqu’un court-circuit se produit àproximité du jeu de barres du posteamont, la proportion du courant quipasse par le poste aval est très faible,inférieure au seuil de la protectiondirectionnelle de phase. Ce cas seproduit lorsque la position x dudéfaut est comprise entre 0 et 2 foisle rapport Is/Icc (entre le courant

a

défauts à la terre peut être assuréequel que soit le régime de neutre del’installation, alors que les protectionsdifférentielles de ligne ont unesensibilité limitée.

Lignes en parallèlesDeux lignes en parallèle constituent lecas le plus simple et le plus fréquent deréseau bouclé. Le schéma desprotections doit être réalisé de tellesorte qu’un défaut sur une liaison neprovoque pas le déclenchement del’autre ligne.

Un arrangement typique desprotections est représenté figure 25.Dans cette figure, la flèche indique lesens de détection des protectionsdirectionnelles.

Les protections directionnelles dephase sont biphasées. Leur anglecaractéristique est réglé en tenantcompte de l’angle de branchementchoisi (45° pour un angle debranchement de 90°).L’angle caractéristique des protectionsdirectionnelles de terre est réglé enfonction du régime de neutre, commeindiqué dans les paragraphesprécédents.Les temporisations des protections sontindiquées sur la figure. Les protectionsnon directionnelles qui équipent lesdéparts du poste amont sonttemporisées pour être sélectives avecles protections directionnelles desarrivées du poste aval.

fig. 25 : protection de lignes en parallèle.fig. 24 : schéma d’un réseau bouclé.

de seuil de la protection directionnelleet le courant de court-circuit).Dans ce cas, la protection àmaximum d’intensité du départ de laligne en défaut (D1) déclenche enpremier (temporisation : 0,4 s)A1 déclenche ensuite. Le temps totald’élimination du défaut est doncallongé. Cet inconvénient peut êtresupprimé en installant sur les départsD1 et D2 un second relais de surin-tensité avec un seuil élevé (déclen-chement pour un Icc correspondant àmoins de 90 % de la longueur de laligne) et temporisation à 0,1 s.

Boucle ferméeChaque disjoncteur est équipé de deuxensembles de protectionsdirectionnelles, chacun détectant ledéfaut dans des directions opposées(sauf les disjoncteurs de tête deboucle, équipés d’un seul ensemble deprotections, non directionnelles).

0,4 s

0,1 s

I >

Ih >

I >

Ih >

A2

D2

0,4 s

0,1 s

I >

Ih >

I >

Ih >

A1

D1

position du défaut

0

x %

100 %


Cet arrangement de protections estreprésenté figure 26. Chaque ensemblede protections est composé d’unedirectionnelle de phase biphasée etd’une directionnelle de terre. Le sens dedétection de chaque ensemble deprotections est figuré par une flèche.On établit deux chaînes de sélectivité,une pour chaque sens de circulation ducourant de défaut :v A > B > C > D > E,v F > E > D > C > B.Si la sélectivité est chronométrique, lestemps de déclenchement deviennentrapidement prohibitifs. Dans la pratique,cette solution est mise en oeuvre avecde la sélectivité logique (cf. fig. 27), quipermet des temps de déclenchementtrès courts (0,1 s) en utilisant desliaisons filaires entre chaque poste.

protection des alternateursDétection de la perte d’excitationLa rupture ou la mise en court-circuit del’enroulement d’excitation d’unalternateur est un défaut majeur. Ilprovoque, soit le fonctionnement del’alternateur en génératrice asynchrone,soit l’arrêt de la conversion d’énergie etl’augmentation de vitesse. Le premiercas se produit si le circuit d’excitationest en court-circuit ou si le rotor estmuni d’enroulements amortisseurs ; lerégime est stable mais la machine n’estpas dimensionnée pour l’accepter trèslongtemps. Dans le second cas, lerégime est instable et l’arrêt de lamachine entraînante doit êtrecommandé au plus vite.Il est donc nécessaire de surveiller lecircuit d’excitation. Malheureusement,celui-ci est assez souvent inaccessible,totalement situé au rotor (alternateursans bague ni balais). On utilise alors lamesure de la puissance réactiveabsorbée par la machine ou la mesurede l’impédance à ses bornes(cf. fig. 28).La mesure de puissance réactive est laplus simple et la plus utilisée pourprotéger les machines de faible etmoyenne puissance. Elle permet dedétecter toute absorption de puissanceréactive, donc un fonctionnement del’alternateur en génératrice asynchrone.Le seuil de détection doit pouvoir êtreréglé à une valeur inférieure à Sn(puissance apparente nominale de lamachine) ; typiquement, 0,4 Sn.

Détection de la marche en moteurUn groupe relié à un réseau puissantcontinue à tourner au synchronisme

fig. 27 : protection d’une boucle fermée par relais directionnels et sélectivité logique.

fig. 26 : protection d’une boucle fermée par relais directionnels et sélectivité chronométrique.

I >

Ih >

I >

Ih >

A F

B

C

E

D

1,3 s

I >

Ih >

1,3 s

1 s 0,1 s

0,7 s

I >

Ih >

0,4 s

I > I >

Ih > Ih >

I >

Ih >

0,7 s

I >

Ih >

0,4 s

1 s 0,1 sI > I >

Ih > Ih >

I >

Ih >

I >

Ih >

A F

B

C

E

D

I >

Ih >

I >

Ih >

Ih > Ih >

I > I >

I >

Ih >

I >

Ih >

Ih > Ih >

I > I >

attente logique


32Q

a

sens positifde P et Q

point neutredu stator

Q

P

32P

a

sens positifde P et Q

Q

P

même si la machine entraînante (dieselou turbine) n’est plus alimentée enénergie. L’alternateur fonctionne alorsen moteur synchrone. Cefonctionnement peut être préjudiciableà la machine entraînante.Pour détecter un tel fonctionnement, onutilise obligatoirement un relais direc-tionnel de puissance active (cf. fig. 29).Le seuil de cette protection est réglé àune valeur faible devant la puissanceapparente nominale de l’alternateur,typiquement 5 à 20 %, parfois moinspour les turbo-alternateurs.Une attention toute particulière doit êtreportée à la conception de ce relais, trèssensible, afin d’en assurer la stabilitédans tous les cas de fonctionnementnormal de l’alternateur.

Protection de découplageLorsqu’une installation industriellecomporte un ou plusieurs alternateursde production conçus pour fonctionneren parallèle avec le réseau dudistributeur d’énergie électrique, ilconvient de prévoir un ensemble de«protections de découplage».Ces protections ont deux objectifscomplémentaires :c assurer la sécurité de la centrale deproduction ;c assurer la sécurité du réseauextérieur, qui peut être alimenté par lacentrale de l'industriel.

Ces protections sont en généralinstallées sur le disjoncteur d’arrivée del’installation industrielle et commandentl’ouverture de celui-ci. Ces protectionspeuvent aussi commander l’ouvertured’un disjoncteur de couplage entredeux parties de l’installation.

Un des rôles des protections dedécouplage est illustré par la figure 30 :il s’agit d’assurer la détection du défautsitué en amont de l’installationindustrielle, et ce dans un double but :c sécurité de ce réseau : ne plusalimenter le défaut ;c sécurité de l’alternateur : éviter que leréenclenchement du départ au postesource, effectué sans souci desconditions de synchronisme, neprovoque un couplage dangereux.La détection du défaut est assurée pardes protections directionnelles dephase et de terre :c la protection directionnelle de terredétecte le courant résiduel créé par lescapacités phase-terre de l’installationet/ou généré par la mise à la terre de lacentrale ;

fig. 28 : protection contre les pertes d'excitation par un relais de retour de puissance réactive.

fig. 29 : détection du fonctionnement en moteur d'un alternateur, par un relais à retour depuissance active.

c la protection directionnelle de phasedétecte un défaut amont entre phases.

Parce qu’elles sont directionnelles, cesprotections sont insensibles à undéfaut situé à l’intérieur de l’installationindustrielle.

c Outre des protections directionnelles,un ensemble de protections dedécouplage comprend souvent unrelais à variation de fréquence (df / dt) :l’augmentation intempestive de lapuissance demandée à la centrale, encas de perte de la source principale,provoque une variation de la fréquencedu groupe.Des protections de tension et defréquence peuvent être demandéespar le distributeur pour garantir laqualité de l’énergie fournie par lacentrale.Enfin, une protection à maximum depuissance active peut aussi êtreinstallée pour signaler un sensanormal du transit de l'énergie.

fig. 30 : exemple de protections dedécouplage.

I >

Ih >

poste source

a

centrale


4. mise en œuvre

choix des réducteurs demesureLe choix des TT (transformateurs detension) ne pose pas de problèmeparticulier. Les TT habituellementinstallés sur les réseaux de distributionsont de classe 0,5 ou 1 ; ilsconviennent parfaitement pouralimenter des protectionsdirectionnelles, à condition que lasomme des charges qui leur sontraccordées ne soit ni supérieure à leurpuissance de précision, ni trop faible,ceci pour éviter les risques deferrorésonance.Le dimensionnement des TC(transformateurs de courant) est plusdélicat. En cas de dimensionnementinsuffisant et lorsque le courant decourt-circuit comporte une composanteapériodique de forte constante detemps, les TC saturent. Ce phénomèneprovoque une erreur dans la mesure dela phase du courant pendant le régimetransitoire, comme le montre la figure31. Le courant mesuré au secondairede TC saturés est toujours en avancede phase par rapport au courantprimaire.

Le mauvais dimensionnement des TCpeut avoir deux conséquences :c provoquer le déclenchementintempestif - risque d’autant plus faibleque la temporisation de la protectionest plus longue ;c provoquer un déclenchement retardé- risque indépendant de latemporisation choisie.L’ élément principal qui influe sur lecomportement de la protection est ledéphasage α entre le courant de court-circuit et la limite de la zone dedéclenchement de la protection, tel quedéfini figure 32.Dans la pratique, si cet angle α estsupérieur à 45° (ce qui est très souventle cas avec les réglages préconisés),les exigences de dimensionnement duTC sont peu contraignantes : choisir lefacteur limite de précision du TC (FLP,dont la définition figure dans lecahier technique n° 164) supérieur ouégal à 0,3 fois la valeur du courant decourt-circuit maximum vu par laprotection directionnelle.

fig. 31 : erreur d'angle calculée dans les conditions suivantes :c le défaut comporte une composante apériodique de 100 % et de constante de temps 40 ms ;c le courant de saturation du TC vaut 2 fois le courant de court-circuit.

V polarisation



I

α

fig. 32 : définition de l'angle α.

choix d’une protection biou triphaséeEn technologie analogique, uneprotection directionnelle de phase estsouvent monophasée : elle mesure le

courant d’une seule phase. Il estpossible d’équiper une, deux ou lestrois phases d’un relais.En technologie numérique, plusieursfonctions de protections sont intégréesdans un même appareil ; la

1

p.u.

degrés

00,04

15

0

45

30

temps (s)

2

- 1

- 2

erreur d'angle

0,02 0,06 0,08 0,10

courant secondaire du TC


directionnelle de phase est le plussouvent biphasée, parfois triphasée.

En règle générale, quand il s’agit dedétecter un transfert de puissanceanormal (protection des machines), lephénomène est équilibré sur les3 phases et un relais monophasé suffit.Quand il s’agit de détecter uncourt-circuit entre 2 phases,une protection directionnelle biphaséesuffit : une au moins des deux phasesprotégées sera concernée par le défaut.

Pour détecter un défaut phase-terre, ilfaut, soit une protection directionnellede phase triphasée, soit une protectiondirectionnelle de terre. Si le neutre del’installation est mis directement à laterre, la première solution est souventpréférable. Dans tous les autresrégimes de neutre, choisir la seconde.

protection detransformateurs enparallèleLes protections directionnelles dephase peuvent être préférées auxprotections différentielles pour protégerdeux transformateurs en parallèle,surtout si les deux jeux de barres sontassez distants (il est en pratiqueimpossible de câbler les circuitssecondaires des TC sur plus d’unecentaine de mètres );Le schéma de protection à utiliser estalors celui de la figure 33, avec lesprécautions de réglage suivantes :c seuil de la protection instantanée àmaximum d’intensité réglé pour nedétecter que les défauts situés auprimaire du transformateur ;

c interdéclenchement primaire -secondaire ;c protection directionnelle de phaseréglée pour ne détecter que les défautssitués au secondaire du transformateur.En fonction du lieu de la mise à la terredu neutre au secondaire des transfor-mateurs, deux variantes apparaissent :c si le point neutre secondaire est situésur le jeu de barres, les protectionsdirectionnelles de terre sontremplacées par de simples protectionsà maximum d’intensité résiduelle ;c si chaque transformateur possèdeson propre point neutre et si le jeu debarres secondaire et lestransformateurs sont situés dans lemême poste, la protection différentiellede terre restreinte peut remplacer laprotection directionnelle de terre.

fig. 33 : schéma de protection de 2 transformateurs en parallèle.

0,2 s0,6 s

0,1 s0,2 s

I >

I > >

Ih > 0,2 s0,6 sI >

I > >

Ih >

Ih >

I > 0,1 s0,2 sIh >

I > 0,1 s0,2 sIh >

I >

variante


fig. 34 : le SEPAM, 2000 un relais numérique multi-fonctionnel permettant l'utilisation deprotections directionnelles associées à la sélectivité logique.

5. évolutions et perspectives

évolution de la technologiedes protectionsLa généralisation d’ensembles deprotections intégrées et numériquesrend l’utilisation des protectionsdirectionnelles simple et peu coûteuse.Ce type de protection apparaît doncaujourd’hui comme une excellenteopportunité pour améliorer à la fois lapuissance transitée sur un réseau et laqualité de service.Par exemple, deux liaisons, aujourd’huiexploitées l’une pour faire transiter lacharge et l’autre à vide, en secours,peuvent demain être exploitées enparallèle, grâce aux protectionsdirectionnelles.L’association de la sélectivité logique(cf. Cahier Technique n° 2) et desprotections directionnelles permet laréalisation de schémas qui améliorentla disponibilité de l’énergie électrique.L’apparition sur le marché de relaismulti-fonctionnels, (c’est-à-direassociant aux protections toute lalogique de commande nécessaire) etdédiés à chaque application simplifie laconception et la mise en œuvre du plande protection (cf. fig. 34).

évolution des capteursL’avènement des protectionsnumériques, qui ne demande que trèspeu de puissance pour la mesure, apermis l’emploi de nouveaux capteurs.Les tores de Rogowski (TC sans fer),parce qu’ils ne saturent pas, permettentaux protections directionnelles dephase de conserver leur précision demesure et d’éviter les erreurs d’angledans tous les cas de défaut. Le soucidu dimensionnement du TC disparaîtlors de la mise en œuvre de laprotection.

Réal. : Illustration Technique - LyonEdition : DTE - Grenoble07-96 - 3500 - Imprimeur : Clerc

Ces réducteurs de mesure, constituésd’un très grand nombre de spiresbobinées autour d’un noyauamagnétique, sont décrits dans leCahier Technique n° 170.Les diviseurs résistifs de tension, defaible coût et faible encombrement, sontinstallés dans les cellules, à proximitéde chaque protection directionnelle : lacâblage de la mesure de tension estbeaucoup plus fiable que lorsque desTP sont utilisés : le mode commun quereprésentait le TP disparaît.L’évolution des capteurs renforceencore l'intérêt des protectionsdirectionnelles, en améliorant leursperformances en facilitant leur mise enœuvre.

en guise de conclusionLes avancées technologiques(systèmes de protection numérique- nouveaux capteurs - sélectivitélogique…) facilitent l’emploi desprotections directionnelles.

Aujourd’hui, ces protectionsperformantes et faciles à mettre enœuvre, sont d’un concours précieuxpour améliorer la disponibilité del’énergie électrique. Elles sont de plusen plus utilisées pour la protection desréseaux et des machines tournantes,qu’il s’agisse de protection défaut entrephases ou de protection de terre.

Le lecteur intéressé par uneconnaissance plus générale desdiverses protections utilisées en MT peutse reporter au Cahier Technique n° 174.

Documents

Les protections directionnelles · Cahier Technique Merlin Gerin n° 181 / p.2 lexique angle de branchement (d’une protection directionnelle de phase) : angle entre la grandeur