MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L‘OBENTION DU DIPLOME

République Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Université Ahmed Draïa Adrar

Faculté des Sciences et de la Technologie

Département des Sciences de la Technologie

MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L‘OBENTION DU DIPLOME

MASTER ACADEMIQUE EN ELECTROTECHNIQUE

Domaine : Sciences et Technologie

Filière : Electrotechnique

Spécialité : Réseaux Electriques

Thème

Présenté par :

SAKOUNI Khamise

OKBAOUI Tayeb

Soutenu publiquement le 19/ 06/2018

Devant le jury :

Président : Mr. CHABACHI Salem M.A.A Univ. Adrar

Promoteur : Mme. MENASRIA Amal M.A.A Univ.Adrar

Examinateur : Mr. DAHBI Hassan M.A.A Univ. Adrar

Année Universitaire : 2017/2018

LOCALISATION DES DÉFAUTS DANS LES

RÉSEAUX D’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE A BASE

DE RELAIS DE DISTANCE

SAKOUNI Khamise

اهـــــداء

.

OKBAOUI tayeb

اهـــــداء

.

تشـكــــــرات

Sommaire :

Liste des Figures……………………………………………………………………………….

Liste des Tableau……………………………………………………………………………….

Nomenclatures………………………………………………………………………………….

Introduction générale …………………………………………………………………………1

Chapitre I: Généralités sur le réseau d’énergie électrique

I.1. Introduction : ........................................................................................................................ 4

I.2. Généralité sur les réseaux électriques ................................................................................. 4

I.2.1. Production d’énergie électrique ................................................................................... 4

I.2.2. Transport d’énergie électrique ..................................................................................... 4

I.2.2.1. Transport d’energie electrique en courant alternatif .............................................. 5

I.2.2.2. Transport d’energie elctrique en courant continu .................................................. 6

I.2.3. Distribution d’energie electrique .................................................................................. 8

I.2.3.1. Le réseau de distribution d’énergie électrique MT ................................................ 8

I.2.3.2. Le réseau de livraison d’énergie électrique BT ..................................................... 8

I.3. Organisation d'un réseau de transport d'énergie electrique .................................................. 9

I.4. Les niveaux de tensions des réseaux electriques .............................................................. 10

I.5. Structures topologiques des réseaux electriques ............................................................... 10

I.5.1. Schéma radial ............................................................................................................. 10

1.5.2. Schéma bouclé ........................................................................................................... 10

1.5.3. Schéma maillé ............................................................................................................ 11

I.6. Les postes électriques ....................................................................................................... 11

I.6.1. Types de postes .......................................................................................................... 11

I.6.1.1. Les postes à fonction d’interconnexion ............................................................... 12

I.6.1.2. Les postes de transformation ............................................................................... 12

I.6.1.3. Les postes mixtes ................................................................................................. 12

I.7. Les différents éléments de poste électrique ...................................................................... 12

I.8. Ligne à haute tension (lignes aériennes) ............................................................................ 14

I.9. Constitution d’une ligne aérienne ..................................................................................... 14

I.9.1. Les Pylônes ................................................................................................................. 14

I.9.1.1. Types des Pylônes ................................................................................................ 15

I. 9.2. Isolateur ..................................................................................................................... 16

1.9.2.1. Chaînes d’ancrage ................................................................................................ 17

I.9.2.2. Chaînes V ............................................................................................................. 17

I.9.2.3. Chaînes droite ...................................................................................................... 17

I.9.3. Les conducteurs de phase ........................................................................................... 17

I.9. 4. Les Eclateurs ............................................................................................................. 18

I.9.5. Câbles de garde .......................................................................................................... 18

I.9.6. Prises de terre des pylônes ......................................................................................... 19

I.10. Conclusion ...................................................................................................................... 19

Chapitre II: Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection

II.1. Introduction ..................................................................................................................... 21

II.2. Définition d’un défaut ..................................................................................................... 21

II.3. Les défauts possibles affectant les lignes de transport .................................................... 21

II.3.1. Le court-circuit .......................................................................................................... 22

II.3.2. La surcharge .............................................................................................................. 22

II.3.3. Les surtensions .......................................................................................................... 22

II.3.4. Les déséquilibre ........................................................................................................ 22

II.4. Les types des défauts ....................................................................................................... 22

II.5. La nature de défauts ......................................................................................................... 23

II.6. Les causes des défauts dans les lignes de transport ......................................................... 24

II.7. Les conséquences des défauts .......................................................................................... 25

II.8. Principe de base de la protection ..................................................................................... 25

II.8.1. Système de protection ............................................................................................... 25

II.8.2 Modèle structural de principe .................................................................................... 26

II.8.3. Chaine principale d’un système de protection .......................................................... 26

II. 9. Le rôle de la protection ................................................................................................... 27

II.10. Protection et localisation des défauts dans des lignes HT ............................................. 27

II.10.1. Les réducteurs de mesures ...................................................................................... 27

II.10.1.1. Transformateur de courant ............................................................................... 27

II.10.1.2. Transformateur de tension ................................................................................ 28

II.10.2. Les relais de protection ........................................................................................... 28

II.10.3. Les disjoncteurs ...................................................................................................... 29

II.11. La sélectivité .................................................................................................................. 29

II.11.1. Types de la sélectivité ............................................................................................. 30

II.11.1.1. Sélectivité chronométrique ............................................................................... 30

II.11.1.2. Sélectivité ampérométrique .............................................................................. 31

II.12. Relais de protection ....................................................................................................... 32

II.12.1. Désignation des relais utilisés pour la protection ................................................... 32

II.12.2. Les types de protection (types des relais) ............................................................... 32

II.12.3. La technologie des protections ................................................................................ 33

II.12.3.1. Relais Electromagnétique ................................................................................. 33

II.12.3.2. Les relais statiques ............................................................................................ 34

II.12.3.3. Les relais numériques ....................................................................................... 35

II.13. Protection de la ligne HT ............................................................................................... 36

II.13.1. Protection de distance ............................................................................................. 36

II.13.2. Protection différentielle .......................................................................................... 37

II.14. Conclusion ...................................................................................................................... 38

III.1. Introduction .................................................................................................................... 40

III. 2. Schéma bloc de relais de distance ................................................................................. 40

III.2.1. Transformateurs de courant .................................................................................... 41

III.2.2. Transformateurs de tension .................................................................................... 41

III.2.3. Filtre anti-repliement : .............................................................................................. 42

III.2.4. Multiplixage ............................................................................................................. 42

III.2.5. Conversion analogique/ numérique ......................................................................... 43

III.2.6. Microprocesseur ...................................................................................................... 43

III.3. Fonctions intégrées au relais de distance ....................................................................... 44

III.3.1. Fonction complémentaire ......................................................................................... 44

III.3.2. Fonction de localisation de défaut. ........................................................................... 44

III.3.3. Fonction de Max I. .................................................................................................... 44

III.3.4. Osciloperturbographe ............................................................................................... 44

III.3.5. Protection de défaillance disjoncteur ........................................................................ 44

III.3.6. Unité de travée ...................................................................................................... 44

III.3.7. Compteurs ................................................................................................................. 44

III.3.8. Enregistreurs. ............................................................................................................ 44

III.3.9. Indicateurs tableau .................................................................................................. 45

III.4. Principe de base de relais de distance (protection de distance) ...................................... 45

III.5. Rôle de Relais de distance .............................................................................................. 46

III.6 . Calcul de l’impédance de défaut ................................................................................... 46

III.7. Zones de protection ........................................................................................................ 47

III.7.1. Diagramme R/X .......................................................................................................... 48

III.7.2. Diagramme temps/distance ...................................................................................... 48

III.7.3. Réglage des zones de protection .............................................................................. 49

III. 8. Identification les différant types de protection .............................................................. 51

III.8.1. Protection principale de distance des lignes ............................................................ 51

III.8.2. Protection de réserve des lignes ............................................................................... 51

III.8.3. Protection complémentaire ...................................................................................... 51

III.8.4. Protection de secours ............................................................................................... 52

III.8.5. Protection de défaillance disjoncteur ....................................................................... 52

III.8.6. Dispositif de réenclenchement automatique ............................................................ 53

III.8.7. Dispositif de localisation de défaut ......................................................................... 53

III.9. Les avantages et les performances de relais à distance .................................................. 54

III.10. conclusion ..................................................................................................................... 54

Chapitre IV : Discussions et présentation des résultats des essais IV.1. Introduction .................................................................................................................... 56

VI.2. la ligne HTB étudiée ...................................................................................................... 56

VI.2.1. Les paramètres de la ligne ....................................................................................... 56

VI.2.2. Les zones de protection ........................................................................................... 57

VI.2.3. Les relais numériques .............................................................................................. 57

VI.3. Les essais ........................................................................................................................ 59

VI.3.1.Cas réseau sain ......................................................................................................... 59

VI.3.2.Injection de défaut .................................................................................................... 61

VI.3.2.1. Défaut monophasé ............................................................................................ 61

VI.3.2.2. Défaut triphasé .................................................................................................. 63

VI.4. Localisation du défaut .................................................................................................... 65

VI.5. Conclusion ..................................................................................................................... 65

Conclusion générale ................................................................................................................ 66

Bibliographie …………………………………………………………………………….…. 67

Liste des Figures

Chapitre I :

Figure I.1 : Les types des lignes ……………………………………………………...…...…5

Figure I .2 : Schéma de réseau a courant alternatif ….…………………………………..........6

Figure I.3 : Schéma de réseau à courant continu …………………………………….…...…..8

Figure I.4 : Le réseau électrique ………..………………………….……………………..…..9

Figure I.5 : Topologie des réseaux ……………………………………...………………......11

Figure I.6 : Les postes d’interconnexion.................................................................................12

Figure I.7 : Les différents éléments dans un poste ………………………………….……....13

Figure I.8 : Parties du pylône (support pour ligne électrique)…………………………….…15

Figure I.9 : Pylône nappe……………………………………………………………….…....15

Figure I.10 : Pylône triangle………………………………………………….….……...…...16

Figure I.11 : Pylône double drapeau………………………………………………………....16

Figure I.12 : les types des chaines isolateurs…………………………………………...…...17

Figure I.13 : Câble conducteur en Alu-acier…………………………………………...….....18

Figure I.14 : Les Eclateurs…………………………………………………………...…..…..18

Chapitre II :

Figure II.1 : Déférents types de défaut ………………………………………………….......23

Figure II.2 : Schéma de principe de la protection………………………………………....... 26

Figure II.3: Chaîne principale de la protection électrique ……………………………..…....27

Figure II.4 : Principe de la sélectivité chronométrique……………………………..…….....30

Figure II.5 : fonctionnement d’une sélectivité ampérométrique ……………………..……..32

Figure II.6: La technologie des relais …………………………………………………….....33

Figure II.7 : Le principe de fonctionnement d'un relais Electromagnétique ………………..33

Figure II.8 : Symbole d’un relais Electromagnétique ……………………………………....34

Figure II.9 : Relais statique……………………………………………………………….... 35

Figure II.10: Relais numérique………………………………………………………...……36

Figure II.11 : le dispositif de protection différentielle de la ligne ……………………...…...38

Chapitre III :

Figure III.1: Eléments de base d’un relais numérique……………………………….…..….40

Figure III.2 : Principe de base du fonctionnement…………………………………….….....45

Figure III.3: Schéma du principe de réglage des zones de protection ……………………....47

Figure III.4: Caractéristiques de déclenchement MHO et quadrilatère……………………...48

Figure III.5 : Caractéristiques typiques de temps / distance pour la protection à distance de

quatre zones…………………………………………………………………………………...48

Figure III.6 : les zones de réglage de protection d’une ligne HTB……………………..…...50

Figure III.7 : les stades de réglage de protection d’une ligne HTB………………….….…...50

Chapitre VI:

Figure VI.1 : schéma unifilaire de ligne Adrar-Timimoun ……………………………..…...56

Figure VI.2 : relais de distance AREVA 442 en haut et SIEMENS 7SA511 en bas …….....57

Figure VI.3 : protection principale 2……………………………………………………….. 58

Figure VI.4 : les fonctions intégrées au relais SIEMENS …………………………………..58

Figure VI.5 : Contrôle de la protection de distance …………………………………….…...59

Figure VI.6 : Contrôle de la protection de distance avec des logiciels…………………...… 60

Figure VI.7 : l’allure des trois courants avant le défaut …………………………………..…61

Figure VI. 8: injecter un défaut monophasé (phase 1-terre) ……………………………..… 62

Figure VI.9 : les signaux des courants pendant le défaut phase 2-terre…………………..… 62

Figure VI.10 : les signaux des tensions lors de défaut phase 2-terre………………...…...… 63

Figure VI.11: injecter un défaut triphasé ……………………………………………...….…63

Figure VI.12 : Signaux des courants lors de défaut triphasé ……………………......………64

Figure VI.13 : Signaux des tensions lors d’un défaut triphasé ………………………...……64

Figure VI.14 : Message d’incident et la localisation de défaut………………...……...…… 65

Liste des Tableau

Tableau I.1 : Définition des niveaux de tension ………………………………….…..…..…..7

Tableau III.1 : Les algorithmes des impédances de défaut………………………………….46

Tableau VI.1 : les paramètres de la ligne Adrar-Tim 220 KV ………………………...……55

Tableau VI.2 : test en utilisant le logiciel SIGRA 4 le 15/12/2017 a 01 :53 :49 ……………59

Tableau VI.3 : Résultats de défaut monophasé (phase 2 -terre) …………………………….61

Tableau VI.4 : résultat du réseau en défaut triphasé …………………………………….….63

Nomenclatures

AC : courant alternatif

ADR : ADRAR

BT : base tension

BTB: Basse Tension classe B

BTA: Basse Tension classe A

CPU : unité centrale d’ordinateur.

CEI : Commission Electrotechnique Internationale

CAN : convertisseur analogique/numérique

CC : courant continu

DRD : Un réenclenchement suivi d’un déclenchement triphasé définitif lorsque le défaut est

permanent.

DR : Un réenclenchement pour les défauts fugitifs.

GRTE : Le Gestionnaire du Réseau de Transport de l’Electricité, SONELGAZ Algérie.

HT : haut tension

HTA: Haute Tension classe A

HTB: Haute Tension classe B

In : courant nominal

KAB : KABERTEN

LED: Light-Emitting Diode (diode electroluminescente)

MHO : Relais classique

MT : moyenne tension

PO : Point d’ouverture

RMA : Relais à maximum de courant ou TA (relais d’intensité).

RMV : Relais à maximum de tension ou TV (relais de tension).

RMZ : Relais à minimum d’impédance ou TZ (relais numérique de distance).

RMX : Relais à minimum de réactance (relais différentiel de courant)

RDW : Relais directionnel de puissance ou TLW.

SF6 : hexafluorure de soufre

TBT: Très Basse Tension

TC : Transformateur de Courant

TI : Transformateur d’Intensité

TT : Transformateur de Tension

TP : Transformateur de Potentiel

TCT : transformateurs condensateurs de tension

TMN : TIMIMOUN

Un : tension nominale

Introduction générale

Localisation des défauts dans les réseaux d’énergie électrique a base de relais de distance 1


Le réseau de transport a pour l’objectif d’acheminer l’énergie électrique de la production

vers les consommateurs avec une bonne qualité et assurer l’alimentation. Cela fait à travers

des lignes de milliers de kilomètres de longueur, ce qui les en mis au sein de différents genres

de perturbations sont généralement climatiques et de manœuvres. De faire suivre et contrôler

ces lignes afin de les protéger contre tous les types des défauts est un grand dilemme pour les

exploitants. Ces derniers rencontrent des fois un autre défi lors de l’existence d’un

défaut «la détection », c’est a quel point le long de la ligne est exactement le défaut « la

localisation» et quel appareil de protection peut réaliser ces deux étapes et élimine le

défaut «l’intervention ». C’est pour cela, il faut construire une forte chaine de protection

nommée « un système de protection » le long de la ligne de transmission. Le système de

protection doit être fiable, précis et réalise une bonne harmonie de réglage entre les appareils.

La révolution technologique en utilisant l’électronique de puissance participe au

développement et de sureté du réseau électrique. Cela permet d’utiliser des outils, des

appareils et des équipements plus sensibles, fiables et rentables sur l’échelle économique,

technique et même dimensionnel.

La technologie numérique a fait son apparition au début des années 1980. Avec le dévelo-

ppement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont été intégrées aux

équipements de protection. Les protections numériques, sont basées sur le principe de la

transformation de variables électriques du réseau, fournies par des transformateurs de mesure,

en signaux numériques de faible tension. Ces dispositifs offrent un excellent niveau de

précision et un haut niveau de sensibilité. Ils procurent de nouvelles possibilités, comme

l’intégration de plusieurs fonctions pour réaliser une fonction de protection complète dans une

même unité, le traitement et le stockage de données et l’enregistrement des perturbations du

réseau (perturbographe). Cette génération intègre des possibilités d’autotest et d’autocontrôle

qui augmente leur continuité de fonctionnement tout en réduisant la durée et la fréquence des

opérations de maintenance [17].



Pour la protection des lignes de transmission, le bon choix du type de relais et son réglage

est important. Le relais de distance qui est classé comme relais numérique ou digital,

considère parmi les relais développés et avantageux pour les exigences du réseau de transport

d’énergie électrique. Le relais de distance est comme les autres appareils de protection détecte

le défaut puis l’élimine, mais sa principale caractéristique est la localisation le lieu de défaut

avant d’éliminer.

Le présent mémoire est structuré comme suit :

Dans le premier chapitre, on présente une généralité sur le réseau d’énergie électrique.

Le deuxième chapitre illustre les défauts sur les lignes HTB et le système de

protection.

Le troisième chapitre étudie le relais de distance et a localisation des défauts.

Le dernier chapitre concerne les discussions et présentation des résultats d’essais.

Ce travail se termine par une conclusion générale dans laquelle on cite les grandes lignes de

ce travail et résume les principaux résultats obtenus.

Chapitre I:

Généralités sur le réseau d’énergie électrique

Chapitre I Généralités sur le réseau d’énergie électrique


I.1. Introduction :

Un réseau électrique est un ensemble d’outils destiné à produire, transporter et distribuer

l’énergie électrique pour l’acheminer de la source (générateur) vers la charge

(consommateur). Cet ensemble comporte des générateurs, des transformateurs, des lignes,

des appareils de mesures (comme les transformateurs de tension et du courant) et de contrôles,

des protections contre tous les types de défauts en veillant sur la qualité de cette énergie,

notamment la continuité de service et la qualité de la tension.

I.2. Généralité sur les réseaux électriques :

Les réseaux sont traditionnellement décomposés en trois parties [1]:

La source d’énergie : la production ;

Le transfert de masse : le transport ;

La fourniture aux consommateurs individuels : la distribution.

I.2.1. Production d’énergie électrique :

La production sert à produire l’énergie électrique soit à travers la transformation de

l’énergie mécanique des turbines pour tourner les alternateurs à partir des sources primaires

(comme le gaz, le pétrole, le carbone et le nucléaire), soit en utilisant les sources

renouvelables qui sont l'énergie solaire, éolienne, hydraulique, géothermique, marine et la

biomasse .

I.2.2. Transport d’énergie électrique : [1], [3]

Beaucoup de gros générateurs exigent un accès facile à leur fourniture de combustible

et d’eau de refroidissement, ils ne peuvent pas être places près des zones de consommation

majeure. Des contraintes environnementales peuvent aussi écarter une situation proche des

zones de consommation. Un réseau de transport d’énergie est donc nécessaire entre les

générateurs et les consommateurs.

Le réseau de transport (en Algérie 220kV, 400kV) ou réseau de haute tension de niveau B

(HTB) est généralement en courant alternatif et aérien a une architecture maillée, ainsi les

productions ne sont pas isolées mais toutes reliées entre elles, cette structure permet une



sûreté de fonctionnement accrue et assure la continuité du service ou d’alimentation en cas

d’aléas comme la perte d’une ligne, d’une production, etc. En effet, lors de l’ouverture d’une

ligne, le fait d’avoir cette structure maillée permet au flux de puissance de trouver un nouveau

chemin pour contourner cette ligne en défaut et donc de garantir la continuité de

l’alimentation en aval du problème. C’est à ce niveau de tension que sont assurées les

interconnections entre régions au niveau nationale et les échanges (importation/exportation)

d’énergie électrique au niveau internationale (ex : Hassi Ameur (Algérie) – Bourdim (Maroc)

et El-hadjar (Algérie) – Djendouba (Tunisie), en 400 kV).

Si un trajet aérien de la ligne est impossible à cause de l’encombrement en zone urbaine ou

pour des raisons environnementales, des câbles enterrés peuvent être employés, mais le cout

est 15 à 20 fois plus élevé que celui de la ligne aérienne équivalente. Dans les traversées

maritimes, un câble sous-marin est la seule solution, mais celui-ci est souvent en courant

continu.

Lignes aériennes les câbles souterrains les câbles sous-marins

Figure I.1 : Les types des lignes [2]

I.2.2.1. Transport l’électricité en courant alternatif :

Le courant alternatif est préféré pour transporter l’électricité à cause des avantages suivants

[28], [4] :

il s’agit du régime de production des alternateurs des centrales et de celui utilisé par de

nombreux appareils de consommation comme les moteurs ;

il permet très facilement d’élever les tensions, de réduire les intensités donc de limiter

les pertes par effet Joule sur les réseaux ;

le maillage des réseaux est facile : le passage d’un niveau de tension à un autre

s’effectue grâce aux transformateurs dont les rendements sont très bons.

https://www.connaissancedesenergies.org/qu-est-ce-que-l-effet-joule-130708



Facilite la coupure des courants par le passage naturel par zéro 2 fois par période c’est-

à-dire 100 fois par seconde.

En regard, on peut considérer comme des inconvénients :

l’alternatif nécessite trois conducteurs et parfois deux conducteur par phase (en total :

six conducteurs). Dès que la ligne est longue, cette économie compense la nécessité

d’avoir des stations de conversion aux deux extrémités pour se raccorder aux réseaux

alternatifs. Au plan économique, le continu (nécessite seulement 2 conducteurs) peut

ainsi devenir plus intéressant dès 600 km ;

le transport de courant alternatif sur longue distance développe, par effet capacitif

entre la ligne et le sol, des effets déstabilisants. Au plan technique, le choix du continu

s’impose au-delà de 1 500 km ;

en cas de lignes souterraines ou sous-marines de plus de 50 km. L’alternatif

développe, par effet capacitif, une puissance réactive qui s’oppose à la circulation du

courant. L’intérêt du continu, qui en est exempt, croît avec la distance du transport ;

Difficulté d’interconnexion de plusieurs réseaux, (il faut avoir même tension, même

fréquence et même phase).

Figure I.2 : Schéma de réseau a courant alternatif [29]

I.2.2.2. Transport l’électricité Courant continu [28], [4] :

Le courant continu est de plus en plus utilise pour le transport à haute tension de l’énergie

électrique. Les principales raisons pour faire appel au courant continu plutôt qu’au courant

alternatif sont :



Le courant continu permet une liaison asynchrone entre deux réseaux alternatifs qui

fonctionnent a des fréquences différentes, ou qui ne sont pas en phase.il permet à la

puissance d’être repartie économiquement, indépendamment des différences dans les

tensions ou les phases aux deux extrémités de la ligne ;

Dans le cas des câbles souterrains ou sous-marins, le courant pour des câbles en

alternatif excède la capacité thermique du câble quand sa longueur dépasse 50 Km, ne

laissant aucune capacité pour le transfert de puissance active. Une liaison en continu

surmonte cette difficulté et un câble de section plus faible peut être utilise pour un

transfert de puissance donné.

Quand une ligne fait plusieurs centaines de kilomètres de long, une économie et des

améliorations dans l’apparence peuvent être obtenues dans le cas du continu en

utilisant seulement deux conducteurs (un positif et un négatif) a la place des trois

conducteurs nécessaires en alternatif.

Pas d’effets réactifs, le facteur de puissance est unitaire (en dehors de déformations) et

donc pas de puissance réactive pénalisante pour la production.

En regard,

Il faut considérer le cout supplémentaire du matériel de conversion à semi-

conducteurs aux interfaces entre les systèmes continu et alternatif, et le matériel de

correction des harmoniques et de compensation de la puissance réactive qui est

nécessaire dans les sous-stations.

Le manque d’un disjoncteur acceptable pour un fonctionnement souple de circuit,

ainsi que les pertes de puissance légèrement plus élevées dans le matériel de

conversion en comparaison de l’alimentation en alternatif équivalente.

Impossibilité de produire ou d’élever la tension dans les très hautes tensions d’où

des pertes importantes sur les lignes.

Difficulté de couper les courants continus, d’où des dispositifs de coupure plus

performants et plus chers.



Figure I.3 : Schéma de réseau à courant continu [29]

I.2.3. Distribution d’énergie électrique:

La distribution sert à alimenter les consommateurs en moyenne ou en basse tension

(typiquement 400 V), grâce à des postes de transformation MT/BT.

I.2.3.1. Le réseau de distribution d’énergie électrique MT :

Les réseaux de distribution sont les réseaux d’alimentation de l’ensemble de la clientèle, à

l’exception de quelques gros clients industriels alimentés directement par les réseaux THT et

HT. On distingue deux sous-niveaux: les réseaux à moyenne tension (MT: 3 à 33 kV, en

France 20 kV) et les réseaux à basse tension (BT : 110 à 600 V, en France 400 V). [5]

I.2.3.2. Le réseau de livraison d’énergie électrique BT :

C’est le réseau qui nous est en principe familier puisqu'il s'agit de la tension 400/230 V

(380/220 V en Algérie). Nous le rencontrons dans nos maisons via la chaîne : compteur,

disjoncteur, fusibles (micro disjoncteurs). [6]



Figure I.4 : Le réseau électrique [6]

I.3. Organisation d'un réseau de transport d'énergie : [8]

Pour que l'énergie électrique soit utilisable, le réseau de transport et de distribution doit

satisfaire les exigences suivantes :

1. Assurer au client la puissance dont il a besoin.

2. Fournir une tension stable dont les variations n'excèdent pas ± 10 % de la tension nominale.

3. Fournir une fréquence stable dont les variations n'excèdent pas ± 0,1 Hz.

4. Fournir l'énergie à un prix acceptable.

5. Maintenir des normes de sécurité rigoureuses.

6. Veiller à la protection de l’environnement.



I.4. Les niveaux de tensions des réseaux :

Les niveaux de tensions alternatives suivant la CEI sont illustrés dans le tableau suivant :

Domaine haute tension (HT) Domaine basse tension (BT)

HTB : Un > 50.000 (V) BTB : 500 < Un 1000 (V)

HTA : 1000 < Un 50.000(V) BTA : 50 < Un 500 (V)

TBT : Un 50 (V)

Tableau I.1 : Définition des niveaux de tension [5]

I.5. Structures topologiques des réseaux : [9]

Les réseaux électriques peuvent être présentés selon différents types de structures illustrées

comme suit :

I.5.1. Schéma radial :

Ce schéma est aussi appelé en antenne. Son principe de fonctionnement est à une seule

voie d’alimentation. Ceci signifie que tout point de consommation sur une telle structure ne

peut être alimenté que par un seul chemin électrique possible. Il est de type arborescent. Ce

schéma est particulièrement utilisé pour la distribution publique HTA en lignes aériennes en

milieu rural. En effet il permet facilement, et à un moindre coût, d’accéder à des points de

consommation de faible densité de charge (Figure I.5 .a).

I.5.2. Schéma bouclé :

Il est aussi appelé coupure d’artère. Son principe de fonctionnement est à deux voies

d’alimentation (Figure I.5.b). Ceci signifie que tout point de consommation sur cette structure

peut être alimenté par deux chemins électriques possibles, sachant qu’en permanence seul un

de ces deux chemins est effectif, le secours étant réalisé par cette possibilité de bouclage.

Dans un tel schéma, il y a toujours un point d’ouverture (PO) dans la boucle ce qui revient à

un fonctionnement équivalent à deux antennes. Ce type de réseau est utilisé pour la

distribution publique HTA urbaine en réseaux souterrains, il permet à l'utilisateur de

bénéficier d'une source d'alimentation fiable à partir de deux postes sources ou deux départs

HTA, ce qui limite les interruptions pour travaux ou en cas de panne.



I.5.3. Schéma maillé :

Ce sont des réseaux dans lesquels les liaisons (lignes) forment des boucles dont la majorité

a des côtés communs, réalisant ainsi une structure semblable aux mailles d'un filet (figure I.5

c) [7]. Dans ces réseaux, les transits d'énergie dans les différentes branches peuvent

facilement échapper à tout contrôle précis. Cette structure est généralement utilisée pour le

transport et pour les réseaux de distribution à basse tension. [10], [3]

a) Exemple de structure radial b) exemple de structure bouclée

c) exemple de structure maillée

poste d’interconnexion, poste de répartition, poste de distribution

Figure I.5 : Topologie des réseaux [10]

I.6. Les postes électriques :

Selon la définition de la Commission électrotechnique internationale CEI : « un poste

électrique est la partie d'un réseau électrique, située en un même lieu, comprenant

principalement les extrémités des lignes de transport ou de distribution, de l'appareillage

électrique, des bâtiments, et, éventuellement, des transformateurs ».

I.6.1. Types de postes :

On distingue, suivant les fonctions qu’ils assurent, trois grandes catégories de postes

électriques :

https://fr.wikipedia.org/wiki/Commission_%C3%A9lectrotechnique_internationale

https://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9seau_%C3%A9lectrique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Appareillage_%C3%A9lectrique



https://fr.wikipedia.org/wiki/Transformateur



I.6.1.1. Les postes à fonction d’interconnexion :

Qui comprennent à cet effet un ou plusieurs points communs triphasés appelés jeu de

barres, sur lesquels différents départs (lignes, transformateurs, etc.) de même tension peuvent

être aiguillés [10].

I.6.1.2. Les postes de transformation :

Dans lesquels il existe au moins deux jeux de barres à des tensions différentes liés par un

ou plusieurs transformateurs [10].

I.6.1.3. Les postes mixtes :

Les plus fréquents, qui assurent une fonction dans le réseau d’interconnexion et qui

comportent en outre un ou plusieurs étages de transformation [10].

Figure I. 6 : Les postes d’interconnexion. [11]

I.7. Les différents éléments de poste électrique : [6]

On distingue parfois les éléments d'un poste en "éléments primaires" (les équipements

haute tension) et "éléments secondaires" (équipements basse tension). Parmi les équipements

primaires, on peut citer [6] :

Transformateur électrique,

Autotransformateur électrique,



Disjoncteur à haute tension,

Sectionneur,

Sectionneur de mise à la terre

Parafoudre,

Transformateur de courant,

Transformateur de tension,

Combiné de mesure (courant + tension),

Jeux de barres.

Parmi les éléments secondaires on peut citer :

Relais de protection

Équipements de surveillance

Équipements de contrôle

Système de télé conduite

Équipements de télécommunication

Comptage d'énergie.

Figure I.7 : Les différents éléments dans un poste [6]

A : côté primaire, B : côté secondaire.

1. Ligne électrique primaire ; 2. Câble de garde ; 3. Ligne électrique ;4. Transformateur de

tension ; 5. Sectionneur ; 6.Disjoncteur ; 7. Transformateur de courant ; 8. Parafoudre ; 9.

Transformateur (de puissance) ; 10. Bâtiment secondaire ; 11. Clôture ; 12. Ligne électrique

secondaire.



I.8. Ligne à haute tension (lignes aériennes): [12], [13]

Les lignes à haute tension sont la composante principale des réseaux de transport d’énergie

électrique. Elles ont pour lier les postes de transformation, et de transporter l’énergie

électrique vers de lieu très loin au centrale électrique. Les dimensionnements des lignes

dépendent de choix :

de la tension de service

du conducteur

des supports

de l’armement

des isolateurs

de la fixation des conducteurs

I.9. Constitution d’une ligne aérienne :

I.9.1. Les Pylônes

Ce sont des supports en charpente métallique, dit pylône ou Tour leurs but est de maintenir

les conducteurs a une distance minimale de sécurité du sol (hauteur optimum, appelé garde au

sol) et des obstacles environnants, afin d’assurer la sécurité des personnes et des installations

situées aux voisinages des lignes. Les pylônes sont généralement treillis (assemblage formant

une triangulation [30]) d’acier, de plus de 50 m de hauteur et ayant une masse pouvant

atteindre, voire dépasser 100 t [14].

Le choix des pylônes se fait en fonction des lignes à réaliser, de leur environnement et des

contraintes mécaniques liées au terrain et aux conditions climatiques de la zone tels que le

vent et la température. Certains sont étroits et hauts pour diminuer la largeur d’impact de la

ligne, comme en forêt. D’autres sont plus larges que hauts (type chat [14]), lorsqu’il faut

diminuer la hauteur de la ligne, par exemple près d’un aérodrome ou pour limiter l’impact

visuel de loin. Leur silhouette est caractérisée par la disposition des câbles conducteurs [12]



[14],[3].

Figure I.8 : Parties du pylône (support pour ligne électrique).[12]

I.9.1.1. Types des Pylônes

a. Pylône nappe

C’est le pylône le plus utilisé pour les lignes de transport surtout du type chat (en Algérie).

Il est d’usage fréquent pour les lignes HTA et HTB. Il sert aux paliers de tension allant de 110

KV à 735 KV. Ce pylône convient aux lignes qui traversent des terrains très accidentés, car il

peut être assemblé facilement. [14],[3]

Figure I.9 : Pylône nappe



b. Pylône Triangle :

Occupant une place réduite au sol, ce pylône est utilisé pour des paliers de tension allant de 110 KV

à 315 KV. Sa hauteur varie entre 25 et 60 mètres.

Figure I.10 : Pylône triangle

c. Pylône double drapeaux :

Très utilisé sur le réseau 400 kV. Installe depuis les années 1960. Généralement, plus la

tension de la ligne est élevée, plus les pylônes sont hauts. Un pylône soutenant une ligne de

400 000 V peut atteindre 90 m de haut [3],[30].

Figure I.11 : Pylône double drapeau

I. 9.2. Isolateur :

Les isolateurs sont des chaines avec éléments (un empilement d’assiettes) en verre, en

céramique ou en matériau synthétique trempé ou composite dans le but d’assurer l’isolement

électrique entre les câbles conducteurs et les supports.

Sur le réseau de transport, les isolateurs sont utilisés en chaîne, dont la longueur augmente

avec le niveau de tension. La chaîne d’isolateurs joue également un rôle mécanique, elle doit

être capable de résister aux efforts dus aux conducteurs, qui subissent les effets du vent, de la

neige.



Les isolateurs ont deux fonctions principales :

Ils empêchent le courant électrique qui circule dans les conducteurs de phase de

passer dans les pylônes.

Ils accrochent les conducteurs de phase au pylône.

1.9.2.1. Chaînes d’ancrage:

Les chaînes d’ancrage sont utilisées dans le cas de pylône d’ancrage. Ce type de chaîne se

distingue par sa position quasi horizontale (Figure I.12. a).

I.9.2.2. Chaînes V:

Les chaînes d’isolateurs en V sont utilisées pour les pylônes de suspension lorsque que

l’on souhaite limiter le balancement latéral des conducteurs (Figure I.12 .b).

I.9.2.3. Chaînes droite :

Les chaînes de suspension droite sont la solution de base pour les pylônes de suspension.

Ce type d’isolation est le plus fréquemment utilisé (Figure I.12 .c).

a. Chaînes d’ancrage b. Chaînes V c. Chaînes droite

Figure I.12 : Les types des chaines isolateurs

I.9.3. Les conducteurs de phase :

Les conducteurs sont «nus» c'est-à-dire que leur isolation électrique est assurée par l’air.

La distance des conducteurs entre eux et avec le sol garantit la bonne tenue de l’isolement.

Cette distance augmente avec l’augmentation du niveau de tension. La plupart des

conducteurs à haute tension sont en aluminium ou aluminium allié avec noyau en acier, lequel

assure la résistance mécanique du câble, pour éviter l’oxydation de ce dernier. [12], [3]



Figure I.13. : Câble conducteur en Alu-acier [12]

I.9. 4. Les Eclateurs :

L'éclateur est généralement constitué de deux électrodes, l'une reliée à l'élément à protéger

et l'autre à la terre. Leur distance est généralement réglable de façon à ajuster la tension

d'amorçage. Son écartement est réglé pour provoquer l’amorçage si les surtensions des

réseaux sont importantes.

Figure I.14 : Les Eclateurs

I.9.5. Câbles de garde :

Les câbles de gardes ne conduisent pas le courant. Ils sont situés au-dessus des

conducteurs de phase. Ils jouent un rôle de paratonnerre au-dessus de la ligne, en attirant les

coups de foudre, et en évitent le foudroiement des conducteurs. Ils sont en général réalisés en

acier. Au centre du câble d’acier on place parfois un câble fibre optique qui sert à la

communication de l’exploitant.



I.9.6. Prises de terre des pylônes :

Les pylônes des lignes de transport d'énergie sont reliés à des prises de terre conçues avec

grande précaution afin de leur assurer une faible résistance effectivement. Il ne faut pas que la

chute de tension dans la prise de terre provoquée par un courant de foudre qui frappe le

pylône dépasse la tension de contournement des isolateurs. Sinon les trois phases de la ligne

se mettent en court-circuit entre elles et à la terre.

I.10. Conclusion :

On a présenté dans ce chapitre les trois parties du système d’énergie électrique sous forme

générale et on essaye d’illustrer les principaux éléments du réseau d’énergie électrique

notamment le réseau de transport représenté essentiellement par les lignes aériennes. Ces

dernières sont le cœur du réseau de transport et peuvent affecter par plusieurs défauts qui

influent souvent sur la qualité d’énergie, la stabilité du réseau global et sur la continuité de

service. Ces défauts sont le sujet du chapitre suivant.

Chapitre II:

Les défauts sur les lignes HTB et le système de

protection

Chapitre II Les défauts sur les lignes HTB et le système de protection.


II.1. Introduction :

Chaque système de transmission d'énergie électrique représenté par les lignes de transport,

occupant une longue distance généralement de nature rurale, est le siège des perturbations et

des défauts qui peuvent engendre des interruptions de l’alimentation d’électricité ou

endommagement des éléments du réseau électrique, cela influe effectivement sur la qualité et

la stabilité de tension. Donc, Il est nécessaire de connaitre la nature et le type de défaut et ses

conséquences afin de construire un système de protection solide. Ce dernier est une chaine de

multi dispositifs de protection au but de protéger les équipements du réseau et les êtres vivants

contre tous les défauts qui doivent être éliminés seulement eux-mêmes et en un minimum de

temps pour maintenir un réseau sain et stable.

Le grand défi pour les lignes du réseau de transport est d’assurer la protection, il faut

choisir des appareils de protection aptes de détecter et localiser le lieu de défaut puis

intervenir le plus vite possible pour l’éliminer. Cette tache nécessite en plus du choix des

organes adéquats (sensibles, fiables, rapide et précis), une certaine technique assure un bon

réglage des appareils du système de protection et une chronologie en éliminant le défaut :

c’est la sélectivité.

II.2. Définition d’un défaut :

Un défaut est caractérisé par un phénomène non conforme au fonctionnement normal du

réseau et pouvant, dans certain cas, conduire à un effondrement électrique de celui-ci et à la

mise en danger de son environnement [15].

Le défaut peut être causé par des facteurs externes (naturels) ou internes (par l'action

humaine ou par un mauvais équipement).

II.3. Les défauts possibles affectant les lignes de transport :

Les lignes de transport sont construites avec des conducteurs nus, ces conducteurs sont

installés dans des structures métalliques spéciales “des pylônes“ dans lesquels ces conducteurs

sont séparés du pylône lui-même par des composants isolants et séparés entre eux par des

espaces suffisants permettant à l’air d’agir comme isolant) [16].



Plusieurs classifications des défauts selon leurs types, leurs natures, leurs origines et même

leurs durées. Cependant les défauts les plus fréquents sont des surtensions, la plupart se

produisent temporairement résultant un court-circuit au niveau de l’isolation due à des

faScteurs environnementaux tels que les éclairs (foudre). Ils peuvent aussi se produire par un

défaut dans l’isolation due à la détérioration du matériel d’isolation en lui-même.

Donc, on peut les citer comme suit :

II.3.1. Le court-circuit :

Est une élévation brutale de l’intensité 𝐼 > (10 𝑎 1000)𝐼𝑛 dans un circuit due à une

liaison accidentelle de deux points de potentiel déférents alimentés par la même source ou des

sources en parallèles.

Les courts-circuits peuvent provoquer des dégâts économiques importants s’ils ne sont pas

éliminés rapidement par les systèmes de protection [17].

II.3.2. La surcharge :

Lorsqu’une installation est traversée par un courant électrique supérieur à celui pour lequel

a été construite on dit qu’il y a une surcharge (courant de charge supérieur au courant

nominal 𝐼 > (1 𝑎 10)𝐼𝑛 ).

II.3.3. Les surtensions :

Augmentation soudaine et importante de la tension nominale due par exemple a un coup de

foudre.

II.3.4. Les déséquilibre :

Un système électrique triphasé est déséquilibré lorsque les trois courants de phases et les

trois tensions ont des valeurs différentes.

II.4. Les types des défauts :

Il existe quatre types :

Défaut monophasé à la terre : correspond à un défaut entre une phase et la terre, c’est

le court-circuit le plus fréquent. [17].



Défaut biphasé à la terre : Il correspond à un défaut entre deux phases de la ligne de

transport et la terre.

Défaut biphasé isolé : Il correspond à un défaut entre deux phases de la ligne de

transport. Le courant résultant est plus faible que dans le cas du défaut triphasé, sauf

lorsqu’il se situe à proximité immédiate d’un générateur.

Défaut triphasé : Il correspond à la réunion des trois phases de la ligne de transport. Il

est peu fréquent [6].mais c’est le courant de CC le plus élevé.

Figure II.1 : Déférents types de défaut [5]

II.5. La nature de défauts :

fugitif : Ce défaut nécessite une coupure très brève du réseau d'alimentation de l'ordre

de quelques dixièmes de seconde [17]. Par exemple : balancement des conducteurs

sous l'effet du vent, objets divers charriés par le vent, brouillard givrant, pluie en zone

polluée, branche d'arbre proche d'une ligne…etc.

permanent : Ce défaut provoque un déclenchement définitif de l’élément de

protection. Il nécessite l'intervention du personnel d'exploitation [17]. Par exemple :

rupture d'un câble, ou de sa pince d'ancrage, et chute sur le sol, chute d'un arbre sur la

ligne, acte de malveillance conduisant, par exemple, à la ruine d'un pylône, détoronage

d'un brin de conducteur, qui s'approche d'une autre masse métallique.



auto-extincteur : C'est le défaut qui disparu spontanément en des temps très courts

sans qu’il provoque le fonctionnement de la protection ou la coupure de

l’alimentation.[17],[10]

semi-permanent : Ce défaut exige une ou plusieurs coupures relativement longues de

l'ordre de quelques dizaines de secondes pour disparaitre. Il ne nécessite plus

l'intervention du personnel d'exploitation.

Au niveau des réseaux aériens de transport de SONELGAZ, les défauts sont [17]:

De 70 à 90% fugitifs.

De 5 à 15% semi permanents

De 5 à 15% permanents.

II.6. Les causes des défauts dans les lignes de transport : [18]

II.6.1. Les courts-circuits :

Origine électrique : altération d’un isolant, arcs…

Origine mécanique : rupture d’un conducteur, chute d’un corps étranger…

Origine atmosphérique : foudre, tempête…

Origine humaine : fausse manœuvre


Contact avec une ligne de plus forte tension.

Coupure brutale d’une ligne.

Capacité des longues lignes à vide.

Coups de foudre directs ou indirects.

II.6.3. Les surcharge :

Courts-circuits résistants.

Couplage difficiles, démarrage de moteur.

Report de charge sur une ligne ou une machine, lors de la coupure de la parallèle.


Coupure d’une bretelle sans mis à la terre.

Pôles de sectionneurs ou de disjoncteurs laissés ouverts.



II.7. Les conséquences des défauts : [18]

II.7.1. Les courts-circuits :

détérioration des isolants.

fusion des conducteurs.

incendie et danger pour les personnes.

les efforts électrodynamiques, avec : déformation des jeux de barres.

arrachement des câbles.

sur-échauffement par augmentation des pertes joules.

les creux de tension pendant la durée d’élimination du défaut, de quelques

millisecondes à quelques centaines de millisecondes.

la mise hors service d’une plus ou moins grande partie du réseau.


Vieillissement des isolants et claquage.

Surcharge des lignes en cas de durée prolongée.

Amorçage de court-circuit en cas de claquage des isolants.

II.7.3. Les surcharges :

Effets calorifiques.

Effets déjà exposés pour les surintensités dues aux courts-circuits.


Dans les réseaux HT ne comportant que 3 fils, la somme des courants n’est plus nulle.

Un courant de retour passe dans le sol par le neutre des transformateurs et induit des

tensions dangereuses dans les câbles de télécommunication voisins.

En outre ce courant de retour produit dans l’appareillage, des courants de circulation

engendrant des échauffements anormaux.

II.8. Principe de base de la protection :

II.8.1. Système de protection :

Un système de protection consiste d’un ensemble de dispositifs destinés à la détection des

défauts et des situations anormales des réseaux afin de commander le déclenchement d’un ou

de plusieurs éléments de coupures [17]. La technologie de la protection numérique a



l’avantage de non seulement de détecter le défaut, mais aussi de localiser le lieu en défaut

(protection de distance ou relai de distance) puis de l’éliminer. Cela permet de limiter les

dégâts des défauts possibles.

II.8.2 Modèle structural de principe :

Le schéma suivant représente le principe de base d’un système de protection :

Figure II.2 : Schéma de principe de la protection [19]

II.8.3. Chaine principale d’un système de protection :

Quelque soit la technologie, le système de protection dans le réseau de transport est

composé de trois parties fondamentales [17] :

Des réducteurs de mesure qui abaissent les valeurs à surveiller (courant, tension…) à

des niveaux utilisables par les protections ;

Des relais de protection ;

Un appareillage de coupure (un ou plusieurs disjoncteurs).

Un exemple d’un système de protection pour une ligne HT est montré sur la figure ci-

dessous. L’autre extrémité de la ligne possède un système de protection similaire. Dans le cas

d’un défaut, les deux relais ont besoin de fonctionner, donc les deux disjoncteurs s’ouvrent et

la ligne est mise hors service.



Figure II.3: Chaîne principale de la protection électrique. [17]

II. 9. Le rôle de la protection :

Le rôle des protections est de provoquer rapidement la mise hors tension de la partie du

réseau affectée par le défaut afin d’en limiter les conséquences. La sélectivité vise à ne mettre

hors tension que cette partie du réseau et seulement celle-ci.[20]

II.10. Protection et localisation des défauts dans des lignes HT :

Le système de protection d’une ligne de transport HT est constitué les éléments ou les

organes suivants :

II.10.1. Les réducteurs de mesures :

Les réducteurs de mesures sont l’appellation normalisée des transformateurs de tension et

de courant [21], fournissant les tensions (phase-neutre) courantes de chaque phase ainsi que le

courant dans le neutre éventuellement. Ils ramènent les valeurs courant et tension, des valeurs

nominales (quelques dizaines ou centaines de kV et d’ampères), à des valeurs

conventionnelles (110 V p.e. et 5 A) qui peuvent alimenter directement le relais. Ce traitement

pourrait changer dans le futur avec l’avènement des transformateurs «optiques » qui donnerait

l’information directement digitalisée.

II.10.1.1 Transformateur de courant:

Les transformateurs de courant TC ou d’intensité TI, appelés aussi transformateurs séries

[19], sont des transformateurs de haute précision dont le rapport de transformation demeure

essentiellement constant même lorsque la charge au secondaire varie. On atteint un haut



niveau de précision en réduisant au minimum le courant d'excitation. Les transformateurs de

courant sont utilisés pour ramener à une valeur facilement mesurable les courants intenses des

lignes à haute tension. Ils servent aussi à isoler les appareils de mesure ou de protection des

lignes à haute tension. Le primaire de ces transformateurs est monté en série avec la ligne

dont on veut mesurer le courant. Ces transformateurs sont employés seulement pour fins de

mesure et de protection ; donc leur capacité est faible et est normalement de l'ordre de 15 à

200 VA. Un transformateur de courant ayant un rapport de 150 A/5 A a donc 30 fois plus de

spires au secondaire qu'au primaire. L'emploi des transformateurs de courant sur les lignes à

haute tension est indispensable pour des raisons de sécurité. L'isolation entre le primaire et le

secondaire doit être suffisante pour éviter toute possibilité de court-circuit. La valeur de la

tension maximale que cette isolation peut supporter est normalement inscrite sur la plaque

signalétique.[22]

II.10.1.2 Transformateur de tension :

Les transformateurs de tension TT ou potentiel TP sont des transformateurs de haute

précision dont le rapport de transformation varie très peu avec la charge. Ils sont utilisés sur

les lignes à haute tension pour alimenter des appareils de mesure (voltmètres, wattmètres,

etc.) ou de protection (relais). Ils servent à isoler ces appareils de la haute tension et à les

alimenter à des tensions appropriées. Le rapport de transformation est choisi de façon que la

tension secondaire soit d'une centaine de volts, ce qui permet l'utilisation d'instruments de

fabrication courante (0-150 V) pour la mesure de tensions élevées. Le primaire des

transformateurs de tension est branché en parallèle avec le circuit dont on veut connaître la

tension. Les transformateurs de tension installés sur les lignes HT sont toujours raccordés

entre une ligne et le neutre. On doit toujours connecter un des fils de l'enroulement secondaire

à la masse, sans quoi on risque de prendre un choc électrique en touchant l'instrument de

mesure ou un de ses fils de raccordement. En effet, bien que le secondaire paraisse isolé du

primaire, la capacitance distribuée entre les deux enroulements effectue une connexion

invisible qui peut produire au secondaire une tension très élevée par rapport au sol si l'on

néglige de la raccorder à la masse.[22]

II.10.2. Les relais de protection :

Le relais est un dispositif à action mécanique ou électrique provoquant le fonctionnement

des systèmes qui isolent une certaine zone du réseau en défaut ou actionnant un signal en cas



de défaut ou de conditions anormales de marche (alarme, signalisation,…..)[23]. Les relais de

protection sont connectés aux transformateurs de mesure (TC et TT) pour recevoir des

signaux d’entrée et aux disjoncteurs pour délivrer des commandes d’ouverture ou de

fermeture. Donc en cas de défaut, sa tâche est de détecter l’existence de ce défaut par la

surveillance continue.

Plusieurs types de relais de protection de différentes techniques sont utilisés dans le

système de protection des lignes HT. Ces relais et ces techniques sont présentés

ultérieurement.

II.10.3. Les disjoncteurs :

Le disjoncteur est un appareil à commande manuelle ou automatique. Son rôle est la

protection des personnes et des installations électriques contre tous les défauts. Lors d’un

défaut, la tâche du disjoncteur consiste à éliminer le défaut, il est un appareil de sécurité par

excellence.

Les disjoncteurs les plus utilisés en haute tension grâce à leurs grands pouvoirs de coupure

et à la technique utilisée pour l’extinction de l’arc électrique (courant de court-circuit) sont

cités ci-dessous.

Les disjoncteurs à l’huile.

Les disjoncteurs à air comprimé.

Les disjoncteurs utilisant le gaz SF6.

Les disjoncteurs à vide.

Les disjoncteurs existants au niveau du système de protection du réseau de transport

algérien (Sonelgaz : GRTE) sont celles à l’huile et au SF6.

II.11. La sélectivité :

La sélectivité est une méthode qui consiste à coordonner et régler les protections de sorte

que, lorsqu’un défaut apparaît sur un circuit, seule la protection placée en tête de ce circuit se

déclenche, évitant la mise hors service du reste de l’installation électrique. L’étude de la

sélectivité consiste à déterminer les différents réglages (temporisations et seuils) des appareils

de protection tout en vérifiant la compatibilité entre les temps d’intervention définis pour les

appareils amont et ceux définis pour les appareils aval. [20]



II.11.1. Types de la sélectivité :

Différents moyens peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la

protection d’un réseau électrique :[24]

1. sélectivité chronométrique par le temps,

2. sélectivité ampérométrique par les courants,

3. sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique,

II.11.1.1. Sélectivité chronométrique :

Sélectivité dans laquelle les protections sollicitées sont organisées pour fonctionner de

manière décalée dans le temps. La protection la plus proche de la source a la temporisation la

plus longue.

Ainsi, sur le schéma (Fig.II.4), le court-circuit représenté est vu par toutes les protections (en

A, B, C, et D). La protection temporisée D ferme ses contacts plus rapidement que celle

installée en C, elle-même plus rapide que celle installée en B. Après l’ouverture du

disjoncteur D et la disparition du courant de court-circuit, les protections A, B, C qui ne sont

plus sollicitées, revient à leur position de veille. La différence des temps de fonctionnement

∆T entre deux protections successives est l’intervalle de sélectivité. [25]

Figure II.4 : Principe de la sélectivité chronométrique.[25]



Ce type de sélectivité permet d’assurer son propre secours ; par exemple si la protection D

est défaillante, la protection C est activée ΔT plus tard, b il est simple.

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, (Raccordement au réseau électrique d’un distributeur par

exemple).

II.11.1.2. Sélectivité ampérométrique :[24]

Elle est basée 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.

Une protection ampérométrique 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).

L’avantage de cette sélectivité est que 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 il est simple, de coût réduit et rapide (déclenchement sans retard).

Comme 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.



Figure II.5 : Fonctionnement d’une sélectivité ampérométrique [24]

II.12. Relais de protection :

II.12.1. Désignation des relais utilisés pour la protection :

Un relais est désigné selon la grandeur surveillée (tension, courant, puissance, fréquence,

impédance,…). Donc, il y a :

Relais à maximum de courant RMA ou TA (relais d’intensité).

Relais à maximum de tension RMV ou TV (relais de tension).

Relais à minimum d’impédance RMZ ou TZ (relais numérique de distance).

Relais directionnel de puissance RDW ou TLW.

Relais à minimum de réactance RMX (relais différentiel de courant).

II.12.2. Les types de protection (types des relais) :

Le type de protection choisi dans les lignes aériennes haute tension est basé sur le choix et

le type du relais de protection :

Protection de distance.

Protection différentielle

Protection à maximum de courant.

Protection de surcharge thermique.



Protection à maximum ou à minimum de tension.

II.12.3. La technologie des protections :

Des protections à technologies différentes sont illustrées dans la figure ci-dessus :

Figure II.6: La technologie des relais

II.12.3.1. Relais Electromagnétique :

A. Principe :

Le principe de fonctionnement d'un relais est illustré par la figure ci-dessous :

Figure II.7 : Le principe de fonctionnement d'un relais Electromagnétique [26]

La palette en fer doux est attirée par la bobine lorsque celle-ci est alimentée. La palette

entraîne les contacts mobiles. Ceux-ci passent alors de la position repos (R) à la position

travail (T).

Dans la figure ci-dessus, le relais possède deux contacts mobiles. Il peut n'y en avoir qu'un

seul, ou plus. De même, il n'y a pas forcément de bornes de sortie du contact repos. [26]



B. Symbole normalisé du relais :

Les contacts prennent le même nom que la bobine. Ils sont représentés sur le symbole dans

leur position de repos. [26]

Figure II.8 : Symbole d’un relais Electromagnétique [26]

II.12.3.2. Les relais statiques :

Le circuit d’entrée, équivalent de la bobine du contacteur est isolé électriquement du

circuit de puissance par un opto-coupleur, (aussi nommé photocoupleur) composé d’un LED

et d’un phototransistor. [27]

Ce composant électronique miniature permet de séparer deux circuits électronique ou

électriques dont les masses ne sont pas au même potentiel la commande du circuit d’entrée

est en général réalisée par des impulsions de basse tension en courant continu, et consommant

quelques milliampères.

Ce circuit d’entrée commande un circuit de puissance en général constitué de triacs ou

thyristors.

Les relais statiques remplacent de plus en plus les relais électromagnétiques pour les

avantages suivants :

Plus précis, plus sensibles, plus rapides, plus sélectifs, rapidité de dépannage, durée de vie

plus longue, faible consommation, moins encombrants.



Figure II.9 : Relais statique [27]

II.12.3.3. Les relais numériques :

Le principe de base du relais numérique de distance se fonde sur le fait que l’impédance

de la ligne est assez constante suivant le long de la ligne et proportionnelle à la longueur de la

ligne. Cette particularité est pratiquement vraie et indépendante des amplitudes de la tension

et du courant.

Donc, l'impédance vue à partir de l'endroit du relais à n'importe quel point de défaut

suivant le long de la ligne est proportionnelle à la distance entre le relais et le point de défaut

et l'endroit de défaut peut être déterminé s'il fait partie de la ligne protégée. En conséquence,

le relais protecteur, qui fonctionne en basant sur la mesure de distance, est désigné sous le

nom du relais de distance. Bien que les techniques qui sont utilisés pour traités et calculés les

signaux soient différentes d’un fabricant à l’autre, tous les relais de distance fonctionnent de

la même manière en calculant l'impédance à partir des tensions et des courants des trois

phases de la ligne. Le principe de base de fonctionnement des relais de distance est que si

l'impédance mesurée par le relais est moins que l'impédance d'arrangement (normalement sa

valeur est un pourcentage de la valeur de l’impédance de la ligne de transport a protégée),

alors le relais conclurait qu'il y a un défaut dans la ligne de transport à protégée. [16]



Figure II.10: Relais numérique

II.13. Protection de la ligne HT :

Généralement, la protection des lignes aériennes du réseau de transport se base sur deux

types plus efficaces et fiables que les autres types. Ces deux types de protection sont la

protection numérique de distance et la protection différentielle.

II.13.1. Protection de distance :

Avec le développement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont

été intégrées aux équipements de protection. Les protections numériques, sont basées sur le

principe de la transformation de variables électriques du réseau, fournies par des

transformateurs de mesure, en signaux numériques de faible tension. Ces dispositifs

nécessitent une source auxiliaire, offrent un excellent niveau de précision et un haut niveau de

sensibilité. Ils procurent de nouvelles possibilités, comme l’intégration de plusieurs fonctions

pour réaliser une fonction de protection complète dans une même unité, le traitement et le

stockage de données et l’enregistrement des perturbations du réseau (perturbographe). Cette

génération intègre des possibilités d’autotest et d’autocontrôle qui augmente leur continuité de

fonctionnement tout en réduisant la durée et la fréquence des opérations de maintenance [17].

Une des tâches importantes de la protection de distance du réseau de transport consiste à

traiter correctement l’occurrence des défauts. En général, on distingue trois niveaux de

traitement suite à l’apparition d’un défaut sur un réseau de transport.

La détection du défaut,



La localisation du défaut,

L’élimination du défaut.

A. La détection doit être très rapide car elle entraîne l'ouverture des disjoncteurs qui

mettront hors tension la partie défectueuse du réseau. Elle est réalisée à partir des

relais de protection (courants et tensions mesurés). Lors du défaut polyphasé, le

courant de défaut est très grand, la détection de ce type de défaut est donc simplement

effectuée par le franchissement d’un seuil de courant. Par contre, lors du défaut

monophasé, le courant de défaut est faible, la détection de défaut est beaucoup plus

compliquée. [5]

B. La localisation précise ou indique le lieu du défaut sur la ligne aérienne. C’est la

caractéristique principale de ce type de protection. Cela fait à travers le calcul de

l’impédance de la ligne en fonction de la longueur de la ligne. La localisation peut être

plus lente que la détection. En revanche, elle doit être plus précise afin de pouvoir

manœuvrer les interrupteurs de réseau de façon optimale. [5]

C. L’élimination du défaut [10] : Les courts-circuits sont des incidents qu’il faut

éliminer le plus rapidement possible. C’est le rôle des protections dont la rapidité de

fonctionnement est une des performances prioritaires. On n’oubliera pas que le temps

d’élimination des défauts comprend deux composantes principales :

Le temps de fonctionnement des protections (quelques dizaines de millisecondes).

Le temps d’ouverture des disjoncteurs (élimination du défaut).

II.13.2. Protection différentielle :

La protection différentielle est l'une des techniques les plus fiables et les plus populaires

dans la protection des systèmes d'énergie. La protection différentielle compare les courants

qui entrent avec les courants qui quittent la zone de protection. Si la somme des courants qui

entrent et les courants qui quittent la zone de protection est égale à zéro, on conclut qu'il n'y a

aucun défaut. Cependant, si cette somme n'est pas égale à zéro, la protection différentielle

conclut qu'un défaut existe dans la zone et prend des mesures pour isoler la zone en défaut du

reste du système [16]. Cette protection est auto sélective et peut donc être instantanée. Cet

avantage doit être conservé dans des périodes où se produisent des phénomènes transitoires ;

mais sa sensibilité doit cependant être limitée aux phénomènes dus à des défauts, et non pas à



d’autres qui sont normaux (courants d’enclenchement, courant de défauts traversant dont le

siège est extérieur à la zone...). [17]

Le système de protection des lignes contient un appareil sur chaque côté de la ligne qu’on

veut le Protéger à condition qu’il ait un moyen pour transmettre le signal entre les deux

appareils comme câble pilote « pilote wires » ou les fibres optique « obtical fibers »ou

n’importe quel autre moyen du communication. Dans le cas de défaut, le relais va transmettre

un signal de déclenchement du disjoncteur de deux côtes.[6]

Figure II.11 : Le dispositif de protection différentielle de la ligne [6]

II.14. Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons vu que le système de protection des lignes haute tension est

une chaine d’éléments bien choisie et bien réglée au but de construire une protection fiable et

d’assurer l’alimentation.

La protection numérique se base sur trois étapes : la détection de défaut, puis la

localisation de son lieu au niveau de la ligne et finalement l’élimination. Ces avantageuses

caractéristiques ont mis les relais de distances les plus répondues pour le réseau de transport.

Grace à la localisation de défaut faite par le relais de distance, les exploitants peuvent éviter

plusieurs essais d’ouverture et de fermeture des interrupteurs et réduire ainsi le temps de

localisation du défaut le long du réseau de transport, donc le temps de coupure d’électricité

pour les clients.

Chapitre III:

Relais de distance et la localisation des défauts

Chapitre III Relais de distance et la localisation des défauts


III.1. Introduction :

La protection des lignes du réseau de transport contre les défauts surtout les courts-circuits

monophasés ou polyphasés exploite les avantages et les grandes performances de la protection

de distance comme la sensibilité et la localisation du défaut, la rapidité et la précision. Cela

rend l’utilisation de relais de distance, ce multifonctions appareil, essentielle pour protéger

une partie vitale du système d’énergie électrique.

III. 2. Schéma bloc de relais de distance :[16]

Le relais numérique est un dispositif à base de microprocesseur qui utilise un logiciel pour

le traitement des signaux échantillonnés et mettre en application la logique du relais. La

majeure partie de la recherche dans le secteur de la protection à relais numériques est liée au

développement des algorithmes pour des applications spécifiques. Les éléments de base d’un

relais numérique sont résumés sur la Figure (III.1).

Figure III.1: Eléments de base d’un relais numérique. [16]



III.2.1. Transformateurs de courant :

Le comportement du circuit magnétique des transformateurs de courant (TC) joue un rôle

essentiel. Ce circuit est soumis au flux magnétique crée par le courant primaire et en

particulier par la composante apériodique du régime transitoire du court-circuit. Selon les

amplitudes et les polarités respectives de ces flux le risque de saturation du circuit magnétique

est plus ou moins grand. Lorsque la saturation se produit, le courant secondaire est déformé et

n’est plus l’image du courant primaire, en d’autres termes une information incorrecte est

présentée a l’entrée des différentes fonctions des protections peuvent en être affectées :

fonction directionnelle, mesure de distance, fonction différentielle...etc. Ces phénomènes sont

à prendre en compte non seulement à l’établissement du court-circuit mais également lors

d’un réenclenchement automatique sur défaut.

III.2.2. Transformateurs de tension :

Il existe deux types de transformateur de tension : les transformateurs de tension bobinée

(TT) et les transformateurs condensateurs de tension (TCT) dont la partie capacitive est

utilisée comme système de couplage pour la transmission par courants porteurs haute

fréquence sur ligne.

Les régimes transitoires qui affectent le plus le fonctionnement des transformateurs de

tension est l’apparition de court-circuit sur le réseau. La mise hors tension et l’accroissement

brutal de la fréquence varie de quelques centaines d’hertz à quelques kilohertz. Dans le cas

des transformateurs de tension ses oscillations s’amortissent rapidement : l’erreur qui en

résulte est négligeable après 10 à 20 ms.

Ces phénomènes sont beaucoup plus difficiles à amortir dans le cas des transformateurs

condensateurs de tension et plus gênant surtout avec les protections de distance, ils entraînent

souvent une erreur de mesure de distance importante. Sur les lignes courtes, la précision

nécessaire pour un fonctionnement en zone réduite risque de ne plus être assurée, il faut alors

choisir un schéma de protection du type à zone étendue et à verrouillage.

L’accroissement brutal de la tension appliquée se rencontre sur les phases saines d’un

réseau dont une phase est affectée d’un défaut à la terre. Les conséquences sont de même

nature que celles consécutives à la mise sous tension. Il faut souligner que les transformateurs

de tension sont en générale plus coûteux que les transformateurs condensateurs de tension.



III.2.3. Filtre anti-repliement :

Dû aux limites pratiques des taux d’échantillonnage dans un relais numérique, le

convertisseur analogique/numérique (CAN) est ‘aveugle’ en dehors des moments où il fait sa

conversion. A la réception du top (impulsion) de l’horloge, le CAN effectue sa conversion

quasi instantanément. Il y a donc perte de l’information contenue entre les impulsions. Le

repliement (aliasing) spectral, est un phénomène qui change l’identité d’un signal lorsqu’il est

échantillonné à une fréquence trop faible.

Pour éviter l’apparition des fréquences de repliement, il faut respecter le principe de la

conduite de Shannon disant qu’il faut au moins (c’est-à-dire plus que) 2 échantillons sur une

période pour décrire un signal. Pour ne pas perdre aucune information dans un signal, il suffit

d’échantillonner a au moins 2fmax, fmax : étant la fréquence maximale dans le spectre

d’amplitude. Pour ce faire les relais sont équipés de filtre anti-repliement (un filtre par signal)

qui sont des filtres passe-bas de très forte pente éliminant ainsi la partie haute fréquence des

signaux qui perturberaient l’interprétation de l’analyse spectrale.

Les fréquences supérieures à la moitié de la fréquence d’échantillonnage doivent être

supprimées. La présence d’un filtre anti-repliement analogique relié à la fréquence

d’échantillonnage est donc indispensable à une mesure correcte. La fréquence de coupure du

filtre anti-repliement doit être au plus égale à la moitié de la fréquence d’échantillonnage.

III.2.4. Multiplexage :

Les CAN sont relativement chers, pour n’utiliser qu’un seul convertisseur on fera appel à

un multiplexeur. Le multiplexage est la technique permettant de faire passer plusieurs signaux

analogiques sur un même circuit ou un même câble. Le multiplexage (temporel) consiste à

diviser le temps, par exemple chaque seconde, en petits intervalles, et à attribuer un intervalle

de temps donne à chaque signal. Le multiplexeur est une sortie d’aiguillage. A chaque

impulsion de l’horloge, il met successivement en contact pendant une durée très courte (qu’on

peut en première approximation considérer comme nulle) le signal issu de chacune des voies

avec le convertisseur. Le reste du temps c'est-à-dire pratiquement en permanence, il

fonctionne comme un interrupteur ouvert, chargeant chacune des voies sur l’impédance

d’entrée du système d’acquisition, mais n’assurant aucune liaison physique entre les voies et

le convertisseur.



III.2.5. Conversion analogique/ numérique :

La conversion numérique d’un signal analogique consiste à prélever des échantillons de ce

signal à des instants réguliers. Pour échantillonner un signal, on définit une durée, appelée

période d’échantillonnage, qui est l’intervalle de temps entre deux valeurs converties. Cette

période doit être choisie suffisamment courte pour que l’échantillonnage soit significatif. Elle

ne doit pas non plus être exagérément petite, afin que la quantité d’informations ne soit pas

trop importante. Le circuit assurant cette fonction est appelé échantillonneur/bloqueur (E/B),

puisqu’il doit conserver (bloquer) pendant la période d’échantillonnage la valeur du signal

d’entrée. A la sortie du E/B, le signale est encore analogique et continu en amplitude. II s’agit

encore d’une tension (en volts) qui peut prendre des valeurs quelconques. Le signal est ensuite

numérisé par le Convertisseur Analogique/ Numérique (CAN). A sa sortie, le signal est

quantifié en temps et en amplitude. La quantification consiste à associer une suite binaire à

chaque échantillon. Le signal n’est défini qu’aux instants d’échantillonnage. Le choix de la

période d’échantillonnage est crucial : un sous-échantillonnage détériora trop le signal

d’entrée, alors qu’un sur-échantillonnage va augmenter le volume de données à traiter. La

condition de Shannon fixe la limite inférieure absolue de la fréquence d’échantillonnage. Il

montre que la fréquence d’échantillonnage doit être supérieure au double de la plus haute

fréquence contenue dans le signal d’entrée afin de pouvoir reconstituer fidèlement le signal.

En général, pour s’assure de cette condition, on applique un filtre passe-bas (filtre anti-

repliement) avant l’échantillonnage du signal.

III.2.6. Microprocesseur :

Il considère le cœur du relais numérique, c’est lui qui exécute le programme de

l’algorithme choisi pour la détection ou la localisation des défauts. Un microprocesseur est un

composant électronique minuscule, fabriqué le plus souvent en silicium, qui regroupe un

certain nombre de transistors élémentaires interconnectes. Le microprocesseur exécute les

fonctions de l’unité centrale d’ordinateur (CPU). Il interprète les instructions et traite les

données du programme.

III.2.7. Commande des organes de coupure : Après détection du défaut et identification de

l’ouvrage atteint. La protection élabore un ordre de sortie qui sert à commander l’ouverture du

disjoncteur associe à cet ouvrage dont les caractéristiques sont adaptées au courant de défaut à

couper.



III.3. Fonctions intégrées au relais de distance :

Le relais de distance contient plusieurs fonctions Intégrées dans un microprocesseur, sont

les suivantes :

III.3.1. Fonction complémentaire : son rôle est de protéger la ligne contre les défauts

résistants pour lesquels les protections de distance sont insensibles. Elle fonctionne souvent

sous l'allure d'une courbe de puissance résiduelle (parfois de courant résiduel directionnel) à

temps inverse, choisie parmi un faisceau de courbes plus ou moins rapides.

Pour éviter de devancer les protections principales et de réserve et en raison de son action

triphasée sur le disjoncteur, cette protection est temporisée et agit dans tous les cas après les

deuxièmes stades des protections de distance.

III.3.2. Fonction de localisation de défaut : permet de situer le lieu de défaut sur la ligne

pour faciliter la tâche des agents de la maintenance chargés de la réparation de la ligne.

III.3.3. Fonction de Max I : son rôle est de protéger la ligne contre les courant max et les

courants violents pour lesquels la protection ne peut pas lire la tension.

III.3.4. Osciloperturbographe : enregistre la perturbograghie des signaux analogiques

courant et tension et les topologiques (ordres des protections) lors d’un incident réseau,

permettant d’analyser l’incident.

III.3.5. Protection de défaillance disjoncteur : cette protection fonctionne en cas de refus

d’ouverture du disjoncteur de la travée, un ordre de déclenchement est élaboré et entraîne les

ouvertures du couplage et de tous les départs aiguillés sur la même barre afin d’isoler le

départ en incident.

III.3.5. Unité de travée : sa fonctionnalité est de rassembler les informations, les

signalisations, les mesures, le contrôle et les verrouillages de la travée et

permet de commander le disjoncteur et les sectionneurs de la travée.

III.3.6. Compteurs : équipement d’enregistrement de l’énergie active et réactive

transitée sur une ligne

III.3.7. Enregistreurs : inscrivent sur un papier les grandeurs électriques de la ligne et de la

barre, ils déroulent le papier par un moteur dont la vitesse est réglée en fonction du temps.



III.3.8. Indicateurs tableau : appareils qui mesurent instantanément les grandeurs

transitées sur une ligne.

III.4. Principe de base de relais de distance (protection de distance) :

Un relais distant comme son nom l’indique, à la capacité de détecter une panne à une

distance prédéfinie sur une ligne de transport depuis son emplacement. Chaque ligne

électrique à une résistance et une réactance par kilomètre en fonction de sa construction ; ainsi

son impédance totale sera une fonction de sa longueur ou de sa distance. Un relais distant

observe donc le courant et la tension et compare ces deux quantités en s’appuyant sur la loi

d’Ohm.[6]

Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous :

Figure III.2 : Principe de base du fonctionnement

Le principe de la protection de distance se base sur la loi d’Ohm :

𝑈 = 𝑍 × 𝐼 (III.1)

Sachant que :

𝑍𝐿 = 𝑅𝐿 + 𝑗𝑋𝐿 (III.2)

Le relais de distance contrôle en permanence l'état électrique du réseau en surveillant les

grandeurs électriques caractéristiques de tension et du courant.

En l'absence de défaut, les réducteurs de mesure mesurent l'impédance de service :

𝑍𝑠 =𝑈𝑆

𝐼𝑠 (III.3)



En cas de défaut, le courant I augmente, la tension U diminue ce qui fait que l'impédance

mesurée de la ligne varie et correspond au point de défaut et est égale au rapport entre la

tension en défaut et le courant de défaut.

𝑍𝑓 =𝑈𝑓

𝐼𝑓 (III.4)

Notons que l’impédance d'une ligne est directement proportionnelle à sa longueur (L) :

𝑍𝐿 = 𝑧𝐿 × 𝐿 (III.5)

III.5. Rôle de Relais de distance :

Le rôle de relais de distance est résumé en trois étapes :

Détecter le défaut dans la ligne HTB au niveau de la phase (les phases) de la ligne.

Localiser le lieu de défaut à partir du point de mesure.

commander le disjoncteur à éliminer le défaut.

III.6. Calcul de l’impédance de défaut :

Sur une ligne HTB, les défauts phase-phase et phase-terre engendre une impédance de

défaut. Cette dernière est calculée suivant un algorithme cité sur le tableau ci-dessous :

Types de defaults Algorithme

AB ou ABG (VA-VB)/(IA-IB)

AC ou ACG (VA-VC)/(IA-IC)

BC ou BCG (VB-VC)/(IB-IC)

AG VA/(IA+3K0I0)

BG VB/(IB+3K0I0)

CG VC/(IC+3K0I0)

ABC ou ABCG VA/IA=VB/IB=VC/IC

Tableau III.1 : Les algorithmes des impédances de défaut [23]



Avec :

A, B et C indique les phases défectueuses, G indique défaut à la terre. VA, VB et VC indique

les tensions des phases.

IA, IB et IC indique les courants des phases.

K0 : facteur de compensation résiduel où K0 = (Z0 -Z1 ) / K.Z1 ou K peut être 1 ou 3 dépendent

de la conception de relais.

Z0 : impédance homopolaire de la ligne.

Z1 : impédance de séquence positive (direct) de la ligne.

III.7. Zones de protection :

Pour réaliser une protection sure, une ligne à protégée doit être partagée par trois zones

aval (Z1, Z2, Z3) et une zone amant (Z4) (Figure III.3). Tout dépend de l’exigence et la

philosophie de la protection et même l’évolution technologique de relais de distance, la

protection est satisfaite en trois zones ou elle exige cinq zones de protection.

Le schéma conventionnel de la protection à distance est illustré à la figure suivante :

Figure III.3: Schéma du principe de réglage des zones de protection [23]



Généralement, la protection de distance se base sur deux sortes de diagrammes illustrant

les zones et les stades de protection.

III.7.1. Diagramme R/X : représente les zones de protection et suivant le, on peut déterminer

et localise les valeurs de l’impédance sur les zones de protection. Il y a plusieurs types de

diagrammes, les plus utilisés sont celles de MHO et quadrilatère (figure III.4).

(a) MHO (b) quadrilatère

Figure III.4: Caractéristiques de déclenchement MHO et quadrilatère

III.7.2. Diagramme temps/distance :

C'est la relation entre la distance du défaut et le temps de déclenchement de la protection.

Pour les protections de distance, on ne parle plus de temps de fonctionnement mais de

stade.

En HT, la notion de distance est remplacée par la notion de zone et la notion du temps par

la notion de stade[CT5 ]. Effectivement le nombre des stades est égale au nombre des zones.

Figure III.5 : Caractéristiques typiques de temps / distance pour la protection à distance de

quatre zones



III.7.3. Réglage des zones de protection :

Le réglage des zones et des stades de protection se base sur des calculs bien déterminés.

Notons ici que les stades de protection sont concernés par la sélectivité chronométrique au

niveau des zones de protection.

III.7.3.1. Réglage des zones et des stades de protection :[6][23]

Les zones de protection sont illustrées sur la (figure III.6) et les stades sont représentés sur

la (figures III.7).

Zone 1 :

La zone 𝑍1 est réglée entre 80 à 90 % de l’impédance totale de la ligne protégé AB (𝑍𝐴𝐵)

avec un temps instantané (𝑇1= 0 sec) de déclenchement de disjoncteur HT.

𝑍1 = 80%𝑍𝐴𝐵 = 0.8 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 (III.6)

Zone 2 :

La zone Z2 doit prendre en considération l’impédance totale de la ligne protégée (100 %

de 𝑍𝐴𝐵) plus une partie de l’impédance totale de la ligne adjacente (20 % de𝑍𝐵𝐶), avec un

temps de déclenchement temporisé (𝑇2= 0,3 sec).

𝑍2 = 𝑍𝐴𝐵 + 20% 𝑍𝐵𝐶 = 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 + 0.2 𝑅𝐵𝐶 + 𝑗𝑋𝐵𝐶 ( III.7)

Zone 3 :

La zone 𝑍3 doit prendre en considération l’impédance totale de la ligne protégée (100 %

de 𝑍𝐴𝐵) plus une partie de l’impédance totale de la ligne BC adjacente (40 % de 𝑍𝐵𝐶), avec

un temps de déclenchement temporisé (𝑇3= 1,5 sec).

𝑍3 = 𝑍𝐴𝐵 + 40% 𝑍𝐵𝐶 = 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 + 0.4 𝑅𝐵𝐶 + 𝑗𝑋𝐵𝐶 (III.8)



Zone 4 : (Zone amont)

La zone 𝑍4 doit protéger la ligne AB en cas de changement du sens de la puissance de

transit entre les jeux de barre (de B vers A). Elle est réglée à 60 % de l’impédance totale

𝑍𝐴𝐵, avec un temps de déclenchement temporisé (𝑇4= 0,6 sec).

𝑍4 = −60% 𝑍𝐴𝐵 = −0.6 𝑅𝐴𝐵 + 𝑗𝑋𝐴𝐵 (III.9)

Figure III.6 : Les zones de réglage de protection d’une ligne HTB

Figure III.7 : Les stades de réglage de protection d’une ligne HTB



III. 8. Identification les différant types de protection :

III.8.1. Protection principale de distance des lignes :

Les protections de distance sont généralement caractérisées par un démarrage et une

mesure de distance et de direction dont les réglages sont calculés compte tenu des

caractéristiques de construction de la ligne et des rapports de transformation des réducteurs de

mesure.

Dans les nouvelles installations, ou celles qui ont été mises à niveau le choix des réglages

sur les protections de distance principale 1 et 2, est identique.

III.8.2. Protection de réserve des lignes :

Cette protection existe uniquement dans quelques postes en attendant sa mise en parallèle

avec la protection principale.

La Protection de réserve de distance est utilisée pour pallier à une défaillance de la

protection principale. Elle améliore la fiabilité de fonctionnement du matériel.

Dans les anciennes installations, cette protection n’est pas associée au dispositif de

réenclenchement automatique. Son action est cependant triphasée définitive quelque soit le

type et la nature du défaut.

Dans le souci d’assurer la continuité d’alimentation des consommateurs, les ordres de

déclenchement monophasée sont temporisés (0.2 Sec ou 0.4 Sec) pour permettre à l’ensemble

protection principale et réenclencher de réussir les cycles DR (déclenchement et

réenclenchement) lors des défauts monophasée fugitifs.

On rappellera que ces protections équipent l’ensemble des lignes de transport et

d’interconnexion. Elles sont parfois adoptées sur les liaisons HT de certains postes jugés

stratégique.

III.8.3. Protection complémentaire :

La protection complémentaire a pour rôle l’élimination des défauts très

résistants pour lesquels les protections de distance sont insensibles. Elle fonctionne souvent

sous l’allure d’une courbe de puissance résiduelle (parfois de courant résiduel directionnel) à

temps inverse, choisie parmi un faisceau de courbes plus ou moins rapides. Pour éviter de

devancer les protections principales et de réserve et en raison de son action triphasée sur le



disjoncteur, cette protection est temporisée et agit dans tous les cas après les deuxièmes stades

des protections de distance.

Les protections complémentaires des lignes THT, doivent entre réglées à 0,8 sec, par

contre sur les lignes HT, il est préférable d’adopter une temporisation de 1 sec afin d’éviter les

fonctionnements intempestifs pour les défauts sur le réseau MT.

De plus, pour assurer une sélectivité de fonctionnement vis-à-vis des protections de

distance, on réalise le verrouillage de la protection lors d’un cycle en cours de

réenclenchement du disjoncteur.

La détermination des valeurs de réglage en puissance résiduelle ou en courant

résiduel nécessite un calcul de court-circuit qui tiendrait compte d’une résistance maximale

de défaut, en bout de ligne, de 100 Ohm (cette valeur est estimée largement suffisante pour la

détection ces défauts résistants des régions rocailleuses, montagneuses ou sablonneuses).

III.8.4. Protection de secours :

La protection de secours des lignes HT est réalisée par l’intermédiaire d’un relais à

maximum de courant triphasé a temps constant. Son rôle est d’assurer en premier lieu le

secours des protections principales et complémentaires contre les Courts-circuits de nature

quelconque, mais aussi de déclencher les surcharges inadmissibles sur la ligne.

Son réglage tient compte du courant de surcharge maximal (défini par le courant

admissible des conducteurs ou par le courant de surcharge maximal des transformateurs de

courant de la ligne) et du courant de défaut minimal en bout de la ligne (défaut biphasé).

Le temps d’action de cette protection est choisi compte tenu des temporisations des

protections à maximum de courant des lignes et transformateurs environnants, pour assurer

une bonne sélectivité de fonctionnement.

Cette temporisation est généralement choisie entre le troisième et quatrième stade des

protections distance.

III.8.5. Protection de défaillance disjoncteur :

L’installation d’une protection de défaillance disjoncteur se justifiée parce qu’elle de

service. Cette protection fonctionne en cas de refus d’ouverture du disjoncteur de la travée.



Son démarrage est effectué par l’ordre de déclenchement des protections principales et/ou de

réserve. A l’échéance d’une temporisation de 0,3 Sec, si un critère de courant confirme la

position fermée du disjoncteur, un ordre de déclenchement et entraine les ouvertures du

couplage et de tous les départs aiguillés sur le même barre que le départ en défaut.

III.8.6. Dispositif de réenclenchement automatique :

Les statistiques annuelles des incidents montrent que près de 75% des défauts sur les lignes

aériennes sont monophasés fugitifs.

A cet effet, et dans le souci d’assurer la continuité d’alimentation, il est associé aux

protections principales un dispositif de ré enclenchement automatique du disjoncteur qui

assure :

En monophasé

1. Un réenclenchement pour les défauts fugitifs(DR)

2. Un réenclenchement suivi d’un déclenchement triphasé définitif lorsque le défaut est

permanent (DRD).

En triphasé

1. Un déclenchement définitif sur les lignes du réseau maillé.

III.8.7. Dispositif de localisation de défaut :

Les lignes longues sont généralement équipées à une extrémité par un dispositif de

localisation de défaut. Cet automate permet de situer le lieu de défaut pour faciliter la tâche

des agents de la maintenance chargés de réparation de la ligne. Le fonctionnement de cet

appareil est provoqué par les déclenchements monophasés de la protection principale et

consiste à mesurer l’impédance de court-circuit qui est directement proportionnelle à la

longueur de la ligne.

Dans les protections de distance, numérique, cette fonction est intégrée dans la base pour

certaine protection et en option sur d’autre.

La mesure de localisation de défaut est effectuée au moment du passage du courant par

zéro. Cet artifice permet d’éliminer l’influence de la résistance de défaut et de résistance de la

ligne sur la mesure de distance.



Ces protections à maximum de courant à temps constant équipent chaque enroulement du

transformateur.

III.9. Les avantages et les performances de relais à distance :

Flexibilité d’application : Programmé a utilisé plusieurs logiciels pour différentes

applications.

Réglages simplifiés : réglez seulement les éléments voulus.

Le relais est adaptable aux schémas plus complexes sans coût additionnel.

logiciel PC performant pour la configuration, le réglage et l'évaluation des

perturbations

La fonction localisateur de défauts réduit le temps de patrouille et d’interruption.

Interrogation à distance par une interface sérielle.

Autosurveillance étendue avec enregistreur des évènements internes

Sélective : n’éliminer que la partie en défaut

Sensible : notamment détecter les défauts très résistants

Rapide : pour réduire les conséquences des courts-circuits, décision en 20 ms, coupure

après 70 à 100 ms.

Fiable : éviter les déclenchements intempestifs.

autonome : ne pas devoir changer les réglages fréquemment.

consommer peu d’énergie.

être insensible aux composantes apériodiques.

facile à mettre en œuvre et à maintenir.

Petite taille : il est léger en poids et besoin de moins d’espace que les relais

électromécanique et statique

III.10. conclusion :

On a présenté dans ce chapitre le schéma bloc de relais de distance où le microprocesseur

considère comme son cœur, cela a mis le relai de distance un appareil de multifonctions et

assure à la fois la protection principale et de secours, plusieurs fonctions de plusieurs

dispositifs ont été intégrés dans un seul appareil. Son principe de base est de mesurer

l’impédance de la ligne. L’impédance de défaut au niveau de la ligne HTB est calculée à

travers des algorithmes différents suivant le type de défaut. On a illustré aussi dans ce

chapitre l’importance du relais de distance pour la protection du réseau de transport. Cette

dernière est réalisée sous forme des zones et des stades.

Chapitre IV:

Discussions et présentation des résultats des essais

Chapitre IV Discussions et présentation des résultats des essais


IV.1. Introduction :

Ce sujet nous offre une chance de créer un pont reliant entre la théorie et la pratique de

notre spécialité et surtout de notre option. Durant la préparation de ce travail, et la recherche

concernant le relais de distance, nous rencontrons plusieurs dispositifs et techniques utilisés

au sein du GRTE. Le chapitre concerne le fonctionnement de relais de distance au niveau de

travée ligne (Adrar-Timimoun) HTB 220 KV en faisant des tests d’essais pour voir leur

performance. Ces essais sont périodiques et ont fait pour contrôler et surveiller la qualité de la

protection de relais de distance qui fait plusieurs taches en même temps. Un essai par an est

réalisé pour contrôler la ligne HTB Adrar-Timimoun.

VI.2. la ligne HTB étudiée :

Figure VI.1 : Schéma unifilaire de ligne Adrar-Timimoun

VI.2.1. Les paramètres de la ligne :

Les paramètres de la ligne sont illustrés sur le tableau ci-dessus :

Ne Paramètres Valeurs

01 Long de ligne 192,1 Km

02 Tension de la ligne 220 KV

03 Fréquence 50 Hz

04 Résistance de ligne R1 0.12 Ohm/Km

05 Résistance de ligne R0 0.36 Ohm/Km

06 Réactance de ligne X1 0.4 Ohm/Km

07 Réactance de ligne X0 1.26 Ohm/Km

Tableau VI.1 : Les paramètres de la ligne Adrar-Tim 220 KV



VI.2.2. Les zones de protection :

La ligne Adrar- Timimoun est devisée en trois zones en aval et une en amont sont comme

suites :

Z1 = 80% Z (L1+L2)

Z2 = 100% Z (L1+L3) + 20% ZT

Z3 = 100% Z (L1+L3) + 50% ZT

Z4 = 20% ZL1

Avec ZT : impédance du transformateur de KAB

VI.2.3. Les relais numériques :

Il y a deux marques des relais des distances qui sont utilisés au niveau de la protection de

distance afin de protéger la ligne Adrar-Timimoun : AREVA type 442 et SIEMENS type

7SA511.

Figure VI.2 : relais de distance AREVA 442 en haut et SIEMENS 7SA511 en bas



Le relais de distance AREVA représente la protection principale 1 et celle de

SIEMENS représente la protection principale 2.

Figure VI.3 : Protection principale 2

Figure VI.4 : Les fonctions intégrées au relais SIEMENS



VI.3. Les essais :

Les essais sont fait au moyen d’un PC contient des logiciels programmés pour les relais

AVERA 442 et SIEMENS 7SA511. On a utilisé le relais SIEMENS.

VI.3.1. Cas réseau sain :

Figure VI.5 : Contrôle de la protection de distance



Figure VI.6 : Contrôle de la protection de distance avec des logiciels

Tableau VI.2 : Test en utilisant le logiciel SIGRA 4 le 15/12/2017 a 01 :53 :49



Avant le défaut Pendant le défaut Après le défaut

Curseur 1 Curseur 2

Figure VI.7 : L’allure des trois courants avant le défaut

Les résultats des courants et des tensions du tableau (VI. 2) ont pris à l’instant -72.9 ms,

c’est-à-dire avant d’injecter un défaut (avant le court-circuit). Durant cette période, on

remarque que les tensions sont équilibrées surtout en module et les courants sont presque

équilibrés en module et en phase. Le réseau est stable avec une faible perturbation considère

comme négligeable.

VI.3.2.Injection de défaut :

La technologie numérique favorise la possibilité d’injecter différents types de défauts.

VI.3.2.1. Défaut monophasé :

Un défaut (phase L1- terre) est injecté dans la caisse d’injection OMICRON.



Figure VI. 8: Injecter un défaut monophasé (phase 1-terre)

Tableau VI.3 : Résultats de défaut monophasé (phase 2 -terre)

Pendant Le défaut

Figure VI.9 : Les signaux des courants pendant le défaut phase 2-terre



Figure VI.10 : Les signaux des tensions lors de défaut phase 2-terre

La phase 2 contient une valeur énorme du courant de court-circuit qui égale à 1.23 KA

comparant par les deux autres phases (IL1=219 A et IL3=630A) et la plus faible valeur en

tension qui égale à 36KV. Les tensions dans les phases L1 et L3 sont égales (UL1=UL3=109

KV).

VI.3.2.2. Défaut triphasé :

Figure VI.11: Injecter un défaut triphasé



Tableau VI.4 : Résultat du réseau en défaut triphasé

Figure VI.12 : Signaux des courants lors de défaut triphasé

Figure VI.13 : Signaux des tensions lors d’un défaut triphasé



Les courants au niveau des trois phases sont entre 0.0001KA a 0.0002 KA (IL1=0.0001

KA et IL2=IL3=0.0002KA) et les valeurs des tensions sont faibles (UL1=0.023 KV, UL2=

0.018KV et UL3=0.014KV).

VI.4. Localisation du défaut :

Cette figure illustre les grandes performances du relais de distance et qui est un appareil de

protection par excellence. Parmi ces fonctions, il nous donne la distance de défaut en km

(15.7 Km) et en pourcentage (21.2%).

Figure VI.14. : Message d’incident et la localisation de défaut

VI.5. Conclusion :

Dans ce chapitre, nous avons présenté les résultats obtenus à travers les essais des courts-

circuits monophasé et polyphasé au niveau du GRTE en utilisant le relais de distance

SIEMENS. Nous avons essayé d’illustrer les multifonctions de relais de distance. Ce dernier

est basé sur des applications à base du logiciel SIGRA 4.

Conclusion Générale


Conclusion Générale :

Le réseau de transport comporte des éléments très importants, très sensibles et doivent être

bien choisis et bien réglés afin d’assurer une protection efficace contre les différents types les

défauts affectant les lignes HTB.

Le but général de ce travail est d’illustrer le rôle primordial du relais de distance sur le

système de protection des lignes HTB contre les défauts monophasés ou polyphasés qui

peuvent affecter la stabilité des réseaux électriques et interrompre la continuité de service et

engendrer des pertes financières importantes pour les industriels et des désagréments pour

consommateurs. A cet effet, une protection à distance a été développée pour localiser et

éliminer les défauts et même prendre la charge de plusieurs d’autres dispositifs tel que : la

surveillance des courants, tensions, fréquence, puissance,…etc. Le relais de distance occupe

la protection principale et de secours.

En perspective de ce travail, nous citons :

L’utilisation d’un outil de simulation plus performant pour qu’on peut faire la

comparaison entre les résultats obtenus par les logiciels utilisés par le relais de distance et

ceux de MATLAB-SIMULINK.

L’utilisation des nouvelles techniques et approches pour l’optimisation de lieu de

défaut.

Bibliographie


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MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L‘OBENTION DU DIPLOME