Protection en HTA

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Plan de protection d’un réseau HTA de distribution publique

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26/08/2008

Michel Lambert 26/08/2008 1

Les protections homopolaires Installées en amont des jeux de barres.

Constitution En ce qui concerne les défauts à la terre, la protection Liaison détecte les défauts francs en aval du point de mise à la terre du neutre. Elle est constituée d’un relais à maximum de courant résiduel alimenté par un transformateur « Tn » placé dans le circuit de mise à la terre du neutre. Cette protection est rendue sélective avec les protections installées en aval par une temporisation. Si la mise à la terre du neutre est effectuée au voisinage immédiat du transformateur HTB/HTA, la protection doit être sélective avec la protection de la cellule Arrivée. Si la mise à la terre du neutre est réalisée sur le jeu de barres HTA1, Il n’y a pas de protection homopolaire sur la Liaison. La protection n’est alors sélective qu’avec les départs HTA. En cas de déclenchement de l’Arrivée, le transformateur maintenu sous tension par la HTB fonctionne alors avec un régime de neutre isolé. La détection des défauts à la terre doit être complétée par un relais à maximum de tension homopolaire alimenté par des transformateurs de tension raccordées aux bornes HTA du transformateur de puissance. Le jeu de barre HTA est normalement protégé par une protection à maximum d’intensité installée dans la cellule Arrivée du jeu de barres HTA. Comme la protection liaison, cette protection est chargée de détecter les défauts francs affectant le réseau aval. Elle doit donc être sélective avec les protections installées sur les départs HTA. Elle peut, sous certaines conditions, assurer le secours d’une protection de départ défaillante.

L’organisation des protections On peut s’interroger sur l’intérêt d’un plan de protection constitué d’une protection Liaison et d’une protection Arrivée.

Cas d’une seule attache HTA Considérons un transformateur HTB/HTA alimentant un jeu de barre HTA, le neutre est mis à la terre au voisinage du transformateur. Rappelons que le réglage d’un relais de courant homopolaire doit offrir la meilleure sensibilité tout en garantissant une bonne sélectivité avec les autres protections. Il faut en effet que ces protections puissent détecter et éliminer les courants résiduels pouvant mettre en danger le dispositif de mise à la terre2 sans pour autant fonctionner pour des défauts devant être éliminés par une protection installée en aval. Dans la mesure où la distance du transformateur au jeu de barres HTA n’excède pas quelques centaines de mètres, on peut considérer que tout défaut à la terre en aval de la cellule arrivée, sera vu d’une même manière par la protection Liaison et la protection Arrivée. On peut alors admettre de n’installer que la protection Liaison assurant d’une part la protection masse câble de la liaison et d’autre part, la protection du jeu de barres HTA. On réalise ainsi une protection à deux stades.

Dans un premier stade, la protection liaison déclenche la cellule Arrivée. Dans un deuxième stade, la protection liaison déclenche le transformateur.

Le réglage d’une telle protection doit obéir aux règles de sécurité et de sélectivité. La protection liaison doit être moins sensible que les protections des départs HTA. Il faut donc tenir compte du réglage le plus élevé des départs, lui affecter un coefficient de sécurité (généralement 20%) corrigé du coefficient β. Exemple: Dans un poste HTB/20kV, le neutre 20 kV est mis à la terre par une résistance de 80 Ω, les réglages des relais homopolaires des départs sont respectivement: 24 A, 48 A, 40 A , 60 A, 72 A et 36 A. Le capacitif homopolaire global du jeu de barre est de l’ordre de 200 A. Pour un capacitif global de 200 A et pour une impédance de neutre de 80 Ω, le coefficient β vaut environ 1,6. On réglera le relais homopolaire de la protection liaison à une valeur voisine de :

Ir L=72 1 2

1 6x ,,

= 54 A

1 On se reportera au livre 3 « Les dispositifs de mise à la terre» 2 idem

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Un défaut sur le jeu de barre sera éliminé en 1er stade par la protection Liaison à l’issu d’une temporisation t2 = t1+0,7s où t1 est la temporisation la plus élevée des protections installée en aval et 0,7s est l’échelonnement des temporisations prenant en compte la possibilité de défauts multiples sur les départs HTA3. Dans le cas où le disjoncteur de la cellule Arrivée refuse de s’ouvrir, le défaut serait éliminé en 2eme stade à l’issu d’un temps minimal t3= t1+0,7s+0,3s.

Cette disposition, ne peut fonctionner que si le transformateur est raccordé à un seul jeu de barres HTA. Lorsque le transformateur possède plusieurs attaches HTA, il est nécessaire de changer d’architecture. On insère alors une protection résiduelle dans chaque cellule Arrivée.

3 Un défaut à la terre affectant un départ, peut, en provoquant le fonctionnement du disjoncteur shunt, générer un défaut double sur le réseau HTA et entraîner un cumul de temps pouvant entrainer le fonctionnement de la protection amont.

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Cas d’une double attache HTA. Soit un transformateur HTB/HTA alimentant deux jeux de barres HTA. L’impédance de mise à la terre du neutre est une résistance de 80Ω. Les capacitifs des jeux de barres valent respectivement 200 A (β=1,6) et 100 A (β=1,2). Les réglages des protections résiduelles de l’Arrivée obéissent aux principes généraux du paragraphe précédent.

Le réglage de la protection liaison ne doit pas mettre en danger la tenue thermique du matériel de mise à la terre du neutre. Il n’est pas obligatoire de réaliser une sélectivité ampèremétrique entre les protections liaisons et les protections Arrivées. Le réglage de la protection liaison doit, à minima, être le même que le réglage le plus élevé présenté par les protections Arrivées. Le réglage des protections homopolaires doit garantir une bonne sélectivité transversale et éviter les fonctionnements intempestifs provoqués par la dispersion des caractéristiques des TC sur les fortes charges. C’est ainsi que les réglages doivent être supérieurs à un courant correspondant à 6 % du calibre primaire du TC(4) et à la valeur de 1,2 x 3Ico du réseau en aval du point de mesure. Une telle disposition provoque alors une augmentation de la valeur de réglage des protections réduisant leur sensibilité et risquant de mettre en danger la tenue thermique des matériels de mise à la terre du neutre HTA.

4 Dans le cas ou les relais sont alimentés par un jeu de 3 TC.

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Définition de la protection d’un départ HTA

Le contexte des réseaux Français Les réseaux HTA Français ont leur neutre généralement5 relié à la terre au poste source par une impédance à caractère résistive qui limite le courant dans le neutre à une valeur comprise entre 150 et 300 A. La protection des départs est constituée alors de relais à maximum d’intensité. Ces équipements sont souvent complétés par des relais de puissance active homopolaire ou d’une détection des défauts résistants.

La détection des défauts polyphasés Elle est réalisée par des relais dont le réglage doit respecter les conditions suivantes :

EDF GDF SERVICES remplace les conditions et par la condition « Irϕϕϕϕ > 1,3 InpTC » où InpTC est le courant nominal primaire des TC. IMAP est l’intensité maximale admissible en permanence qui peut transiter sur la ligne. IccTriG est le courant de court-circuit maximal généré par les groupes pour un défaut affectant le jeu de barre HTA du poste source ou un départ adjacent au départ Auto-producteur. Si les conditions et sont faciles à déterminer, la condition est plus délicate à calculer lorsque des groupes de production sont raccordés sur le départ. Il faut en effet étudier l’impact de ceux-ci sur la valeur du courant de court-circuit mesurée par la protection du poste source6. Une condition incompatible avec les trois autres conditions nécessite l’installation d’un relais directionnel en association avec la protection à maximum d’intensité.

5 EDF GDF SERVICES a entrepris depuis 1990 une mutation du régime de neutre de ses réseaux HTA vers un neutre compensé. Les dispositions décrites dans le présent document ne sont pas applicables au régime de neutre compensé. 6 On constate que le courant le court-circuit mesuré par la protection du réseau public est sensiblement atténué, dans certaines configurations, par la présence des groupes de production.

Ir ϕϕϕϕ < 0,8 Iccbimini Ir ϕϕϕϕ > 1,5 Ichargemax

Ir ϕϕϕϕ > 1,2 IMAP

Réglage Irϕϕϕϕ

Ir ϕϕϕϕ > 1,2 IccTriG

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La définition des TC En standard, les cellules « Départ » sont livrées avec des TC 200-400/5A; 30 VA classe1. Le choix du calibre est déterminé par la charge maximale du départ telle que InTC > 1,2 Ichargemax.

La détection des défauts à la terre La protection principale est alimentée par la somme des courants secondaires des TC. Le réglage doit respecter les conditions ci-contre. L’application de ces règles est susceptible de dégrader la sensibilité de la protection. l’exploitant du réseau public peut alors installer une protection complémentaire7 plus sensible, alimentée par un tore homopolaire et réglée à sa valeur minimale.

La sélectivité La sélectivité de la protection à maximum d’intensité est assurée par une temporisation fixe réglée généralement à 0,5 s.

Lorsque le réenclencheur rapide est activé, la temporisation est de 0,1 s environ. La figure ci-contre représente les chronogrammes des défauts pour, d’une part, un court-circuit affectant le réseau industriel et d’autre part, un court-circuit sur la ligne. La protection de découplage, si elle existe, doit provoquer l’îlotage de la centrale avec un délai inférieur à 0,4 s.

7 PWH ou EPATR

Iro ≥ 6% Inp TC Iro ≥≥≥≥ 1,2x 3Icodépart

Réglage Iro

3Ico est le capacif résiduel du départ

Inp TC est l’intensité nominale primaire du TC

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