Protection Et Surveillance Des Reseaux de Transport d Energie Electrique

7/11/2019 Protection Et Surveillance Des Reseaux de Transport d Energie Electrique

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Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 1

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Avertissement:

Ce recueil de documents (voir table des matières) a été réalisé à partir d'une expériencesur le réseau de transport d' Electricité de France; mais les principes exposés ont une portéegénérale, et les particularités du réseau français ne sont mentionnées qu'à titre d'exemple.

Il n'a pas la prétention de fournir directement des solutions concrètes à tous lesproblèmes de protection de réseau, mais seulement des méthodes d'approche de cesproblèmes. Il n'engage pas la responsabilité d'EDF.

Les solutions concrètes seront obtenues à partir de documents tels que:

- Normes du Comité Electrotechnique International (CEI)- British standarts (BS)

- Deutsche Institute für Normung (DIN)- American national standards Information (ANSI)

- Normes NF de l'Association Française des normes (AFNOR)- Normes internes EDF (H et HN), publiées par la Direction des Etudes et Recherches

- Notices des constructeurs des différents équipements- Directives internes à chaque compagnie. Ces directives comprennent, pour EDF:

. Notes de doctrines décrivant les plans de protection [49]

. Règles générales d'exploitation [7], [9]

. Directives de construction des lignes aériennes[106], postes [107], canalisations souterraines[108]

. Schémas normalisés de filerie [104]

. Guides de réglage des protections et des automates [57] ,[61]

. Programmes de calcul de court circuit [50], [99], [109]

. Répertoire des caractéristiques d'ouvrages [110]

Ce recueil pourra servir à analyser les normes et notices, et à élaborer les directivesinternes. Il pourra être aussi utilisé par les non-spécialistes qui voudraient avoir une idée

qualitative des problèmes traités.

Parmi les équipements pris comme exemple, se trouvent aussi bien des matérielsanciens, voire même obsolescents, que des matériels nouveaux ou expérimentaux, de manièreà montrer l'évolution des principes et des technologies.




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AVANT PROPOS

IMPORTANCE DES PROTECTIONS ET AUTOMATISMES DU RESEAU DE

TRANSPORT DANS LA FOURNITURE D'ENERGIE

Dans une centrale de production, les protections ont pour but d'éviter la détérioration desalternateurs ou transformateurs en cas de fonctionnement dans de mauvaises conditions, dues à desdéfaillances internes, tels que défauts d'isolement ou panne de régulation. Sur des matériels bienconçus, bien fabriqués, bien installés, bien entretenus et bien exploités elles n'ont à fonctionnerqu'exceptionnellement, et leur défaillance peut passer inaperçue. De plus, si une protection est

défaillante lors d'un incident, les dommages causés à l'alternateur ou au transformateur peuvent avoirdes conséquences financières importantes, mais qui restent internes à la compagnie de productiond'électricité: perte de production, qui doit être compensée par des moyens de production moinséconomiques, et réparation de l'appareil endommagé.

Sur un réseau de transport, le problème se pose de manière totalement différente:

D'abord, une ligne aérienne, qui passe sur le domaine public, est périodiquement sujette à des

courts-circuits, dus aux coups de foudre, aux arbres mal élagués, grues et engins de grande hauteurtravaillant au voisinage, vent, pollution... Une bonne conception de la ligne peut les minimiser, maispas les éliminer. Sur le réseau de transport d'EDF, nous observons en moyenne 7 défauts par an et par100 km.

Ensuite, une ligne qui chauffe s'allonge, et son point bas, en milieu de portée, s'abaisse. Elledevient dangereuse pour les tiers. Les conséquences peuvent alors se chiffrer, non plus en millions defrancs, mais en nombre de vies humaines. Et c'est pourquoi les systèmes de protection comportent desdispositifs de secours qui, en cas de mauvais fonctionnement des équipements devant intervenir pour

un défaut donné, assurent la mise hors tension de l'ouvrage défectueux, quelles qu'en soient lesconséquences pour l'alimentation électrique de la région.

Un fonctionnement défectueux d'une protection peut donc avoir pour conséquence la coupure d'un

ou plusieurs clients, voire même d'une ville entière, prioritaires compris. Or, lorsqu'un client industrielde 10 MW est coupé pendant 6 minutes, par exemple, cela ne correspond pas seulement à 1 MWhd'énergie non vendue pendant cette coupure, mais aussi à l'énergie non vendue pendant les quelquesheures que le client mettra à repartir. Mais cela correspond surtout à un client mécontent, qui aura

perdu plusieurs heures de sa production, et qui aura peut-être subi des détériorations de matériel. S'ils'agit d'une ville entière, EDF devra rendre des comptes, en tant que service public, aux autoritéslocales, voire même nationales.

Enfin, les protections contre les situations anormales de réseau jouent un rôle primordial dans laprévention des effondrements de réseau, et c'est sur elles, autant que sur les régulations de groupes deproduction et les téléréglages de ces groupes, qu'a porté tout l'effort des responsables de la conduitedes réseaux lorsque la leçon a été tirée de la panne du 19 Décembre 1978.

Ces différentes considérations montrent que l'activité "protections et automatismes" du réseau detransport est, à EDF comme dans toute société de distribution d'électricité, une activité stratégique,qui conditionne la légitimité de cette société vis-à-vis de la communauté, nation, région, ville, qu'elledessert.

(allocution que j'ai prononcée le 30 Octobre 1993, à l'intention de MM Ghislain Weisrock et Marcel

Bénard, qui avaient alors la responsabilité du Contrôle Electrique pour la région Est de la France. J'avais alors tenter, vainement, de leur en faire comprendre l'utilité)




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TABLE DES MATIERES

VOLUME 1

Avertissement page 1

Avant propos 3Table des matières 5Bibliographie 13Adresses 17Index 19

PREMIERE PARTIE: GENERALITES 21

1 - Réseaux de transport d'énergie 232 - Généralité sur les protections et automates 293 - Equipements de mesure, comptage, et surveillance 30

DEUXIEME PARTIE: REDUCTEURS DE MESURE 31

1 - Réducteur de courant 332 - Réducteur de tension bobiné 473 - Réducteur de tension capacitif 494 - Problèmes de sécurité liés aux réducteurs de mesure 515 - Mise en service 536 - Réducteurs optiques 55

TROISIEME PARTIE: PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS 57

1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne 59

1 - 1 - Notion de sélectivité 591 - 2 - Protection à maximum d'intensité 621 - 3 - Protection Buchholz 631 - 4 - Protection masse - cuve 641 - 5 - Protection d'antenne passive 651 - 6 - Protection masse - câble 671 - 7 - Protection des batteries de condensateur 681 - 8 - Protection contre les surtensions et la ferrorésonance 70

1 - 9 - Protection à dépassement de flux 731 - 10 Fonctionnement de l'ensemble 74

2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés 77

2 - 1 - Protection de distance 77211 - Principe 772111 - Cas du défaut triphasé 7721111 - Détermination de la direction 77

21112 - Comparaison de réactance 7821113 - Comparaison de résistance 79




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21114 - Discrimination entre défaut et pompage 8421115 - Récapitulation 8521116 - Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension 862112 - Cas du défaut déséquilibré 87

212 - Protections électromécaniques 922121 - Mise en route 922122 - Sélection de phase 932123 - Mesure de distance 942124 - Relais directionnel 962125 - Relais antipompage 962126 - Circuit mémoire - enclenchement sur défaut 972127 - Compensation de l'induction mutuelle homopolaire 972128 - Relais Mho 982129 - Avantages et inconvénients des relais électromécaniques 99

213 - Protections de distance statiques 100

2131 - Comparateur de phase, fonctionnement monophasé 1002132 - Comparateur de phase, fonctionnement triphasé 1062133 - Caractéristique mho, fonctionnement monophasé 1102134 - Caractéristique mho, fonctionnement triphasé 1122135 - Avantages et inconvénients des protections électroniques 113

214 - Protections de distance numériques 114

215 - Téléprotections 1162151 - Principe des différents schémas 11621511 - Interdéclenchement simple 116

21512 - Interdéclenchement contrôlé par la mise en route 11621513 - Déclenchement conditionnel avec dépassement 11721514 - Accélération de stade 11721515 - Extension de zone 11921516 - Schéma à blocage 11921517 - Télédéclenchement inconditionnel 12021518 - Mode écho et mode source faible 121

2152 - Application de ces systèmes aux lignes à trois extrémités 12221521 - Ligne 225 kV, piquage passif court 12221522 - Ligne 225 kV, piquage actif court 12321523 - Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, actif ou passif 123

21524 - Ligne 63 kV ou 90 kV 124

2153 - Application aux lignes doubles 400 kV 1252154 - Compatibilité entre protections 1262155 - Fiabilité des téléactions 1292156 - Supports de transmission 131

22 - Protection à comparaison de phases 134

23 - Protection différentielle 137231 - Protection différentielle de ligne 138

232 - Protection différentielle de canalisation souterraine 140233 - Protection différentielle de liaison courte 141234 - Protection différentielle de barres 142




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2341 - Principe général 1422342 - Protection à haute impédance et seuil fixe 1452343 - Protection à moyenne impédance et à pourcentage 1472344 - Protection à basse impédance sur réducteurs performants 1492345 - Protection à basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés 1502346 - Protection à moyenne impédance et faible consommation 1512347 - Protection différentielle à combinaison linéaire de courant 1512348 - Précautions particulières 1522349 - Protections différentielles de barre numérique 153

24 - Protection homopolaire 153

QUATRIEME PARTIE:

PROTECTION CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU, ET AUTOMATES 157

1 - Protection de surcharge 159

2 - Protection contre les ruptures de synchronisme 1653 - Protection de délestage 1674 - Automate contre les défaillances de disjoncteur 1695 - Réenclencheur 1716 - Automate à manque de tension 1777 - Automate de régulation de tension 1838 - Automate de poste 189

CINQUIEME PARTIE: FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE 191

1 - Plans de protection contre les courts-circuits 19311 - Contraintes 193111 - Coordination des isolements 193112 - Stabilité du réseau 194113 - Tenue des matériels 194114 - Temps d'îlotage des centrales 195115 - Présence de câble de garde sur les lignes aériennes 195116 - Qualité d'alimentation de la clientèle 196

12 - Principe d'élaboration 19713 - Plan électromécanique 19714 - Plan statique 198

2 - Plan de sauvegarde 2033 - Plan de défense 2054 - Plan de reconstitution du réseau 209

SIXIEME PARTIE: REGLAGES 211

1 - Calculs de réseau - principe 2132 - Détermination des réglages, préliminaires 2173 - Protection des lignes à deux extrémités 219

31 - Réglage des protections de distance 219311 - Contraintes dues au réseau 219312 - Contraintes dues à l'appareillage 222313 - Contraintes dues à la protection 223




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314 - Contraintes dues aux autres protections 22532 - Réglage des protections à comparaison de phase 22733 - Réglage des protections différentielles de ligne 22734 - Réglage des protections à puissance homopolaire 22835 - Réglage des protections d'antenne passive 22836 - Réglage des protections masse câble 22937 - Réglage des protections différentielles de câble 23038 - Réglage de l'automate contre la défaillance du disjoncteur 231

4 - Protection des lignes à trois extrémités 23341 - Protections de distance des sorties de centrale 23342 - Ligne 225 kV, piquage passif symétrique court 23343 - Ligne 225 kV, piquage dissymétrique long, passif 23444 - Schémas susceptibles de provoquer des défauts apparemment évolutifs 234

5 - Protection des barres 23551 - Réglage d'une protection différentielle de barres à haute impédance 235

52 - Réglage d'une protection différentielle de barres à basse impédance 237

6 - Protection des couplages 23961 - Postes 400 kV et 225 kV 23962 - Postes 90 kV et 63 kV 239

7 - Protection des transformateurs 240

71 - Protection de la tranche primaire 24072 - Protection de la tranche secondaire 24173 - Protection de la tranche tertiaire 242

8 - Automates 243

SEPTIEME PARTIE:

EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE. 245

1- Capteurs. 2472 - Compteurs 251

21 - Installations de comptage des clients les plus importants251

22 - Alimentation des autres clients 25423 - Liaisons internationales et groupes de production à participation étrangère 25424 - Alimentation des sociétés de distribution n'appartenant pas à EDF 254

25 - Alimentation des centres de distribution EDF 254

3 - Consignateur d'états 255 4 - Téléperturbographe 257 5 - Localisateur de défaut 259 6 - Qualimètre 261

HUITIEME PARTIE: INSTALLATION ET EXPLOITATION 263

1 - Normalisation EDF, documentation contractuelle 265

2- Câblage, précautions contre les surtensions 266 3- Alimentation auxiliaire 268




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4- Organisation de la conduite et de la surveillance 272 5- Mise en service des tranches neuves 274

6- Maintenance préventive 277 7- Analyse d'incident. 278 8- Dépannage. 282 9- Retour d'expérience. 283

NEUVIEME PARTIE: QUALITE DE FOURNITURE D'ENERGIE 285

1 - Harmoniques 28711 - Définition 28712 - Origine des harmoniques 28713 - Inconvénients dus aux distorsions harmoniques 29014 - Comment limiter les tensions harmoniques? 292

2 - Papillotement 29521 - Variation dans la bande de 0,5 à 25 Hz 295

22 - A-coups à plusieurs secondes d'intervalle 29823 - Application: raccordement d'un four à arc sur un réseau 300

3 - Déséquilibre3054 - Creux de tension et coupures brèves 307

41 - Forme de la tension d'alimentation d'un client 30742 - Comportement des installations d'un client 311

5 - Contractualisation de la fourniture d'énergie 319

VOLUME 2 Annexe 1 - Composantes symétriques




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Annexe 2 - Détermination de l'impédance apparente et des reports de charge au cours

des cycles de réenclenchement monophasés et triphasés.Annexe 2-1 : Détermination du courant maximal de transit en cas de report de charge triphasé.

Annexe 2 - 2: Fonctionnement du réseau pendant un cycle monophasé

Annexe 3 - Caractéristiques électriques des lignes

Annexe 4 - Critères de choix des réducteurs de courant

Annexe 4 - 1 - Câblage entre TC et protections

Annexe 5 - Enclenchement d'un transformateur de puissance

Annexe 6 - Caractéristiques de quelques protections de distance statiques

Annexe 7 - Protection des générateurs thermiques

Annexe 8 - Présentation du programme Parapluie

Annexe 9 - Notice d'utilisation du programme Parapluie

Annexe 10 - Réglage des lignes à 3 extrémités

BIBLIOGRAPHIE

[1] Vocabulaire électrotechnique, et en particulierCEI 50-321 Transformateurs de mesure - voir aussi NFC 01-321CEI 50-421 Transformateurs de puissance et bobinés - voir aussi NFC 01-421.

CEI 50 441 Appareillage - voir aussi NFC 01-441CEI 50 448 Protection des réseaux d'énergie - voir aussi NFC 01-448CEI 50 601 Production, transport, et distribution de l'énergie électrique - voir aussi NFC 01-601

.

[2] Symboles, et en particulierCEI 617-7 Appareillage et dispositif de commande pour protection - voir aussi NFC 03-207.

[3] Directives de construction des lignes, postes et canalisations souterraines - DEPT - EDF.[4] CEI 185 Transformateurs de courant monophasés - voir aussi NFC 42-502

[5] CEI 186 Transformateurs de tension monophasés - voir aussi NFC 42-501[6] Cahier des spécifications et conditions techniques des réducteurs de mesure - DEPT - EDF.[7] Règles générales d'exploitation - DEPT - EDF[8] UTE C 18 - 510 - AFNOR [9] Carnet de prescription au personnel - SPS - EDF

[10] Combinés de capteurs optiques courant - tension - notice GEC-Alsthom.

[11] Non conventional current and voltage transformers, CIGRE CE/SE 34.[12] Dispositif de protection par détection d'émission de gaz à deux contacts Buchholz - NFC 52-108.

[13] BS 142 - Electrical protective relay[14] Relais de détection de gaz pour transformateur à bain d'huile - notice ABB.[15] Les techniques de diagnostic et la maintenance - symposium CIGRE, BERLIN, Mai 93.[16] Protection d'antenne passive - notice ICE.

[17] Protection masse - câble PMCS 1 - notice ICE [18] NFC 54 - 100 - Condensateurs de puissance

[19] Protection interne de transformateur PTP 3 000 - GEC-Alsthom [20] Etude des différentes causes d'erreur de mesure susceptibles d'apparaître dans les protections




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statiques type PDS 1 100 -Michel Lami - DEPT - EDF

[21] Généralité sur la protection des réseaux électriques - Marcel Pétard - Centre de formation desMureaux - EDF.

[22] La protection du réseau français - Marcel Pétard - Revue Générale d'électricité (RGE) n° 21,Septembre 1961. Il existe une traduction en allemand.

[23] Protections et automatismes de réseau - René Sardin - CRTT Est - EDF.

[24] Protection de distance RXAP - notice Enertec.[25] Protections de distance PD3A 6000 et PDS - notice Enertec.[26] Protection de distance LZ 95 et RAZOA - notice ABB.[27] Protections de distance PXLC et PXLP - notice GEC-Alsthom.

[28] Protection de distance numérique PXLN - notice Enertec.[29] Protection de distance numérique 7SA 511 - notice Siemens.[30] Protections de distance numériques REZ1, REL 100 et REL 316 - notice ABB.

[31] GEC measurement protective application guide.[32] Téléactions haute et basse fréquence à grande sécurité - Système TGS - notices Techniphone.

[33] GEC P10 - notice GEC Alsthom.[34] 7 SD 31 - notice Siemens.

[35] DIFL - notice GEC Alsthom.[36] LFCB - notice GEC Alsthom.

[37] DL 323 - notice GEC Alsthom.[38] PDLC 10 - notice ICE. [39] RADSS - notice ABB / INX5 - notice ABB.

[40] DIFB - notice GEC Alsthom

[41] PMLS 345 - notice ICE.[42] PMCT 10 - notice ICE.

[43] DRS 50 - notice ICE.[44] BEF 301 - notice ICE.[45] TADD- notice ICE.[46] PADD 3000 - notice GEC Alsthom; TADD 1 - notice ICE.

[47] ATRS - notice ICE [48] TART - notice ICE [49] Les plans de protection du réseau de transport, Bernard Duchêne, DEPT, EDF[50] Stabilité des grands sites de production à l'horizon 87 sur défaut 225 kV, P. Vergerio,

M. De Pasquale, M. Lami, DEPT, EDF

[51] Evolution des protections du réseau de transport, journée d'étude SEE (voir RGE) du 3/10/85.[52] Circuits très haute tension et basse tension de liaison d'évacuation d'énergie des centrales

thermiques classiques et nucléaires, DEPT EDF, février 90, (dite brochure rouge)[53] conduite en régime dégradé, note explicative associée à la règle 90-04, Service des mouvements

d'énergie, (SME), EDF.[54] Maquette du plan de défense coordonné, Direction des Etudes et recherches EDF, Ph. Denis, J.C.

Bastide, M. Huchet, 20/3/92

[55] Cours de fonctionnement dynamique des réseaux, Direction des Etudes et Recherches EDF,Service Etudes de réseau, Département Fonctionnement et Conduite des Réseaux.

[56] Protection contre les défauts extérieurs des centrales hydrauliques, notes de doctrines XEL 02 10et XEL 02 11, Direction Production Transport (DEPT), Jacques Lecouturier, 06/92.

[57] Guide de réglage des protections - DEPT EDF, 1993.(régulièrement remis à jour)et notamment: Etude du comportement des protections de distance sur les lignes à trois

extrémités D 633.91/BD/LB/n° 3002 de Bernard Duchêne.[58] PSPT, notice GEC Alsthom.[59] RAKZB notice ABB.




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[60] PTP, notice GEC Alsthom.

[61] Guide de réglage des automates, CRTT Est, EDF.[62] Transducteurs de mesure électrique, notice GEC Alsthom.[63] Dossier d'identification et de maintenance, CDM3 et transducteurs de mesure, Chauvin-Arnoux.[64] TEGETEC, notice Schlumberger Industrie.[65] FAN 1, notice Landis et Gyr.

[66] PAS 692, notice Techniphone.[67] PAS-PCS 21, notice CETT.[68] ECP 80, notice CETT. [69] TPE 2000, notice GEC Alsthom.

[70] SOREL EPC, notice Arthus.

[71] DLD, notice GEC Alsthom [72] Qualimètre Siemens.

[73] APR 8, notice ANPICO [74] Norme HN 46 R 01, appelée communément "Dicot", norme EDF diffusée par la DER

[75] Traitement des signalisations nécessaires à la conduite et à la surveillance des installations, diteBrochure violette, DEPT, EDF.

[76] Guides de mise en service, DEPT, EDF.[77] Guides de maintenance, DEPT, EDF.[78] Norme HN 33 S 34, DER.[79] Directive H 115, DER.

[80] Perturbations électriques et électromagnétiques des circuits basse tension des postes et centrales,

Janvier 1980, diffusé par la division Instrumentation d'exploitation de la DER. [81] Guide de l'ingénierie électrique, par Gérard Solignac, éditions Lavoisier.[82] Contrat pour la fourniture d'énergie au tarif vert, dit contrat Emeraude, EDF, Service National. [83] Les moyens d'action et les téléinformations nécessaires pour la conduite du système production -

transport - consommation, dite "brochure Saumon", DEPT, EDF.[84] Perturbations électriques, comportement des installations industrielles, Claude Mongars,CRTT Est, EDF.

[85] Guide des erreurs à ne pas commettre, Michel Lami, CRTT Est, EDF (projet)

[86] Exposé sur les réducteurs de mesure présenté lors des assises "plan de protection 225 kV"organisées par la DEPT, D63/603 - Benjamin Gaillet - 29/5/1980.

[87] Les techniques de l'Ingénieur, D 135, mesures à très haute tension, Pascal Gayet et JacquesJouaire, 1979.

[88] Les techniques de l'Ingénieur, D 4805, protection des réseaux de transport et de répartition,

Claude Corroyer et Pierre Duveau, 1995.[89] Les techniques de l'Ingénieur, D 69, réseaux électriques linéaires à constantes réparties,

Robert Bonnefille.

[90] Les techniques de l'ingénieur, D 4421, contraintes de conception des lignes aériennes,Yves Porcheron.

[91] Protective relays, their theory and practice, Van Warrigton, Chapman and Hall, 1962[92] Protective relay application guide, GEC, 1975[93] Utilisation des protections contre les surtensions et la ferrorésonance dans les tranches des postes

400 kV en piquage existant sur une ligne double terne, EDF, DEPT, D 564/91-100 C du 9/8/94 -Pierre Duveau

[94] Exploitation d'un poste en antenne, calcul des surtensions en cas d'ouverture d'un poste à lasource, EDF, DER, HM/15-1152 JcK/CB du 12/3/87

[95] Système de protection contre la ferrorésonance, notice ICE.

[96] 7 TUD 15, notice Siemens [97] Capacitive voltage transformers: transient overreach concerns and solutions for distance relayingDaqing Hou and Jeff Roberts, Schweitzer Engineering laboratories




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[98] EPAC 3900, notice GEC Alsthom.[99] Manuel d'utilisation d'EGERIE pour Windows; USI Ile de France.

[100] Protection PSEL 3003, notice GEC Alsthom

[101] Protection 7 SN 21, notice Siemens [102] Mémoire Contrôle Electrique de l'USI Est, n° 22

[103] Comportement des protections complémentaires dans les réseaux de répartition HT, MichaelSommer, Université Paris XI, Orsay

[104] Schémathèque, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT [105] Réglage des protections différentielles de câble, Benoît Lys, EDF, Production Transport, SIRA

[106] Directive de construction des lignes aériennes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT [107] Directive de construction postes, Centre National d'ingénierie Réseau, DEPT [108] Directive de construction des canalisations souterraines, CNIR, DEPT

[109] Programme Courcirc, DER, EDF

[110] Base Platine, DER, EDF[111] Guide de mise en service de la tranche, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT

[112] Note D 6120 / 09 / n° 69 - SCE / HC / MCD "fonctionnement du réseau pendant un cycle deréenclenchement monophasé, dec 72, CNIR (département essais) - DEPT

[113] note 4002 / 54.FDQ 94 / JLL / n° 3045 " réglage des systèmes de protection des réseaux à 400kV" , janvier 1996 - DEPT

[114] note 6100 - 06 - 80 - 1572 LB - BGR / CM " programme CELINE" du 11 janvier 1988 - DER[115] règles générales d"'exploitation - DEPT[116] notice Siemens 7 UM 511 generator protection relay (version V3)

[117] notice Siemens 7 UM 512 generator protection relay (version V3)[118] notice Siemens 7 UM 516 generator protection relay (version V3)[119] notice Siemens protection numérique de surintensité et de surcharge SIPROTEC 7SJ600[120] notice Siemens 7 UT 512 / 513 differential protection relay (version V3) for transformers,

generators, motors ans short lines

[121] distance protective relay S 321 - 5, notice Schweitzer[122] the influence of substation busbar and circuit breaker arrangement upon the substation control

equipment design and reliability - CIGRE WG 23-05, Bengt Andersson, ABB relays AB,S 72171 Västerås (Sverige).

[123] Spécifications fonctionnelles et technologiques des protections et automates du réseau detransport, DEPT, EDF.

[124] Code de travaux, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT

[125] Marchés tarifs, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT

[126] Dossiers de tranche normalisée, Centre National d'ingénierie Réseau (CNIR), DEPT[127] Evolution des protections RXAP, D 5840-E / RXAP-JT / LH du 25-4-94, Jean Thomas, USI Est

[128] Mesures électriques, Maurice Gaillet, 1959 (centre de perfectionnement électrique de Nanterre)

ADRESSES

Normes CEI - 1, Rue de Varembé, Genève, Suisse.

Normes BS - 2, Park street, London W1A2BS.




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Normes DIN - Deutsche Elektrotechnische Kommission im DIN und VDE, Burggrafenstrasse 4,Postfach 1107,

D1000 Berlin 30

Norme ANSI - American National Standards Institute, 1819L Street, NW, 6th FI. Washington DC 20036

Normes NF: AFNOR - Gestion des ventes, tour Europe, Cedex 7, 92 049 Paris la Défense.

Toutes les normes, françaises ou étrangères, peuvent être commandées à cette adresse.

CIGRE, 3 Rue de Metz, 75 010 Paris.

RGE, 48, Rue de la Procession, 75 015 Paris.

DEPT - EDF - Cedex 48, 92 068 Paris la Défense.

EDF, Service National et Service des Mouvements d'énergie (SME), Rue Louis Murat, 75 384 Paris Cedex 08.

EDF, CRTT Est (ou USI Est), 8, Rue de Versigny, 54 521 Villers lès Nancy.

EDF, Service Ingénierie Rhône Alpes (SIRA), 15, rue des Cuirassiers, BP 3074, 69399 Lyon Cedex 03

EDF, USI Ile de France, 32, avenue Pierre Grenier, BP 401, 92 103 Boulogne Billancourt Cedex

Direction des Etudes et Recherches (DER) - EDF - 1, Avenue du Général De Gaulle, 92 141 Clamart

Service Prévention Sécurité (SPS) - EDF - CEDEX 08, 75 382 Paris.

Les techniques de l'Ingénieur, 8, Place de l'Odéon, 75006 Paris

Constructeurs:

ALSTOM, alias GEC Alsthom, alias Enertec, alias Compagnie des Compteurs -

Lotissement du fond de la Banquière, 34 970 Lattes.

GEC Measurement: voir même adresse, et aussi Saint Leonard's work, Stafford ST 174 LX, England

ICE 41 Rue Crozatier, 75 012 Paris

Techniphone - 31 Rue de l'Union, 78 600 Maisons Laffitte.

ABB - S 72 171 Västerås, Sverige. ; CH 5401 Baden, Suisse; 6, Rue des Peupliers, 92 004 Nanterre

Siemens - Humboldstrasse 59, EVSV PO BOX 4806, 8500 Nürnberg, Deutschland.

Anpico - 82 Rue du Quesnoy, 59 236 Frelinghien - représenté par Ecodime, zone des entrepôts Juliette,

94 310 Orly.

Chauvin- Arnoux, 190 Rue Championnet, 75 018 Paris.

Schlumberger Industrie, BP 620 02, 50 Avenue Jean Jaurès, 92 542 Montrouge Cedex.

Landis et Gyr Energy, 30, Avenue Pré Auriol, 03 100 Montluçon.(adresse en France)

Techniphone, Boite Postale 22, 13 610 Le Puy Sainte Réparade.

CETT ( Compagnie Européenne de télétransmision), 3, Parc des Grillons,

Artus, 6, Rue du Docteur Schweitzer, 91 420 Morangis.

Schweitzer Engineering laboratories, 2350 NE Hopkins Court, Pullmann, WA 99163-5603, Washington, USA.




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INDEX

Accélération de stade 3éme partie, § 21514; 21531 Alternateur 1ére partie, § 22 / Annexe 1, § 1; 23 Amplificateur 2ème partie, § 6 / 3ème partie, § 213 / 8ème partie, § 5 / 9ème partie, § 231

Automates 1ère partie, § 23 / 3ème partie, § 2347 / 4ème partie, § 4;§ 5; §6; §8 / 5ème partie, § 141, § 142 / 6ème partie, § 8 Autocontrôle 3éme partie, § 214 Autotransformateurs 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 2332 / 5ème partie, § 14

Câble de garde 3ème partie, §21321; 21562

Câble pilote 3ème partie, § 2321 Canalisations souterraines 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 232 / 4ème partie, § 13 Capteur de télémesure 7ème partie, § 1 Caractéristiques géométriques des lignes Annexe 3

Coefficient de terre 3ème partie, § 2112 / Annexe 2 Comparateur 3ème partie, § 213; § 222

Compoundage 4ème partie, § 72 Compteur 1ère partie, § 32 / 2ème partie, § 1 / 7ème partie, § 2 / 9ème partie, § 139

Commutateur 7ème partie, § 1 Configurateur 7ème partie, § 32 Consignateur 7ème partie, § 3; § 4 / 8ème partie, § 32; § 7 Courant porteur ligne 3ème partie, § 21561

Défaut biphasé-terre 3ème partie, § 18; § 2112 Dépassement de flux 3ème partie, § 19 Dérivateur 3ème partie, § 2135 Diagramme d'admittance 3ème partie, § 2128

Double défaut monophasé 3ème partie, § 2153; § 2131

Eclateur 3ème partie, § 14 / 3ème partie, § 2347

Faisceaux hertziens 3ème partie, § 21564; § 2132 / 5ème partie, § 312 Ferrorésonance 2ème partie, § 2, 3ème partie, §18 Fibre optique 3ème partie, § 21563 Filerie 1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 2343 / 6ème partie, § 511 / 8ème partie, § 2

Fluage 4ème partie, § 113 Force électromotrice 2ème partie, § 1 / 3ème partie, § 212; 24 / 4ème partie, § 21

Groupe de production 4ème partie, § 5212

Homopolaire 3ème partie, § 15; § 18; § 2112; § 2121; § 2127; § 21321; § 21521; § 21524; § 24 / 4ème partie, § 52122 / 5ème partie, § 142 / 6ème partie, § 13 / 8ème partie,§ 7 / 9ème partie, § 131; § 134; 3 / annexe 1, § 23 / annexe 2

Impédance 2ème partie, § 3 / 3ème partie, § 11; § 2111; § 2112; § 2123; § 2133; § 21516 / 5ème partie, § 111 / 6ème partie, § 13 / 9ème partie, § 121; § 22; § 231; § 234

/ annexe 2

Inductance 2ème partie, § 1; § 2;§ 3 / 3ème partie, § 2121; § 2123; § 2127 / annexe 1, § 11 Inductance mutuelle homopolaire 3ème partie, § 2127

Intégrateur 3ème partie, § 2135 / 7ème partie, § 12; § 15




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Liaison spécialisée 3ème partie, § 21565 Lignes aérienne 1ère partie, § 1; § 2 / 3ème partie, § 16; § 21321; § 221; § 2321 /

4ème partie, § 11; § 511 /5ème partie, § 141 Ligne à constantes réparties annexe 1 / annexe 3

Matrice 6ème partie, § 1 / annexe 1 / annexe 3 Monostable 3ème partie, § 2131

Perturbographe 1ère partie, § 3 / 3ème partie, § 214 / 8ème partie, § 32; § 7 Pilote 3ème partie, § 213; § 232 / annexe 6 Pompage 3ème partie, § 21114 / 4ème partie, § 21

Pont à thyristors 9ème partie, § 424 Protection ampéremétrique 3ème partie, § 12, 8ème partie, § 75

Qualimètre 1ère partie, § 33 / 7ème partie, § 6 / 9ème partie, § 54

Radiobalise 3ème partie, § 222

Réactance 3ème partie, § 21111; § 2112; § 21311 / 5ème partie, § 111 / 6ème partie, § 31; § 42; § 71; §73 / 9ème partie, § 23

Réducteur 2ème partie / 3ème partie, § 2135; § 222; § 2332; § 23423 / 6ème partie, § 73 / 7ème partie, § 14 / annexe 4

Régulateur 4ème partie, § 31 / 8ème partie, § 32 Relais antipompage 3ème partie, § 21113; § 2125; § 21326 / annexe 6 Relais bistables 3ème partie, § 2341

Relais directionnel 3ème partie, § 2124; 21313 Relais mho 3ème partie, § 2128; § 2133; § 2134 Rupture fusible 3ème partie, § 21123

Sectionneurs 1ère partie, § 1 / 3ème partie, § 234 / 8ème partie, § 2 Sélectivité 3ème partie, § 11 Synchrocoupleur 4ème partie, § 524

Téléaction 3ème partie,§ 215 / 4ème partie, § 523; 8 / 5ème partie, § 141 / 6ème partie, § 2 / 8ème partie, § 32 / 9ème partie, § 53

Téléconduite 4ème partie, § 8 / 7ème partie, § 1 / 8ème partie, 32; § 4 Télédéclenchement 3ème partie, § 15; § 21517; § 21522; § 2155 Téléprotection 3ème partie, § 215

Télétransmission 3ème partie, § 215 Temporisation 3ème partie, § 12; § 2123; 2133; § 21541; § 21543 / 4ème partie, § 82 / 5ème

partie, ,§ 4 / 6ème partie, § 38; § 61; § 823

Tension crête 4ème partie, § 22 Topologie 3ème partie, § 2341 Transducteur magnétique 3ème partie, § 2121 Transformateurs de puissance 1ère partie, § 1; § 23 / 2ème partie, § 1; § 2 /

3ème partie, § 11; § 12; § 14; § 18; 2129 / 6ème partie, § 3112 ; § 511 /

9ème partie, § 112; § 12; § 13; § 14; § 234 / annexe 5 Tranche 1ère partie, § 1 / 8ème partie, § 5; § 6 Verrouillage 3ème partie, § 21516; § 21541




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PREMIERE PARTIE

(en cliquant ci-dessus, tu retournes à la table des matières générale)

GENERALITES

1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE

2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS

3- EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE, ET SURVEILLANCE




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1 - RESEAUX DE TRANSPORT D'ENERGIE

Ils sont constitués d'ouvrages triphasés, à savoir: des lignes aériennes, des canalisations

souterraines, des transformateurs de puissance, et des jeux de barre, agencés suivant le schéma ci-

dessous:(les tensions et puissances indiquées sont celles utilisées couramment sur le réseau français)

Production Alternateur de Alternateur de

centrale hydarulique centrale nucléaire

ou thermique de essentiellement, de

puissance ≤ 250 MW puissance comprise

entre 600 et 1400

MW

Un ≤ 12 kV Un = 20 à 24 kV

Un ≤ 225 kV Un = 400 kV

Jeu de barres 400 kV

Ligne 400 kV

Transport Autotransformateur

400 / 225 kV

de 300 à 600 MVA


Ligne 225 kV


Ligne 225 kV Transformateur

Répartition 225 kV / 90 kV*

de 70 à 170 MVA

Jeu de barres 90 kV

Ligne 90 kV* Ligne 90 kV*

Jeu de barres 90 kV

Distribution

Transformateur

Ligne 20 kV 90 kV* / 20 kV

20 ou 36 MVA

* ou 63 kV, suivant les régions




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Il existe aussi des transformateurs de puissance permettant la transformation directe du 400 KV en

90 KV ou 63 KV, ou du 225 KV en 20 KV, ainsi que quelques autotransformateurs 90 / 63 KV.

En ce qui concerne les intensités on définit deux niveaux de référence:

- les intensités nominales, qui sont des intensités permanentes, et auxquelles on se réfère pour

déterminer les échauffements des ouvrages.

- les intensités de court-circuit, qui ne durent généralement que quelques centaines de

millisecondes, et auxquelles on se réfère pour la tenue des ouvrages aux efforts électrodynamiques.

Les valeurs normalisées sont:

en 400 KV In = 2000 A ou 3150 A Icc = 40 000 A ou 63 000 A

en 225 KV In = 1250 A ou 2000 A Icc = 31 500 A

en 90 KV In = 1000 A ou 2000 A Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases

8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre

en 63 KV In = 1000 A ou 2000 A Icc = 20 000 A ou 31 500 A entre phases

8 000 A ou 10 000 A entre phase et terre

Chaque ouvrage peut être

- connecté au reste du réseau, et déconnecté, en charge ou en court-circuit, par un disjoncteur.

- séparé du reste du réseau, hors charge par des organes à coupure visible: les sectionneurs

- protégé par des équipements de protection et des automates qui détectent les courts-circuits et les

situations anormales du réseau à partir des courants circulant dans les ouvrages, et les tensions sous

lesquels ils se trouvent. Ces équipements actionnent ensuite les disjoncteurs.

Les protections et les automates n'utilisent pas les tensions et les courants du réseau, mais des

grandeurs beaucoup plus faibles qui leur sont proportionnelles. La transformation se fait par des

réducteurs de mesure.

Les différents appareils haute tension d'un poste sont regroupés en cellules, chacune d'ellescomprenant un disjoncteur. L'ensemble des équipements basse tension d'une cellule est appelé

tranche.

Les schémas les plus courants des cellules haute tension sont les suivants:




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DEPART LIGNE

Barres d'un poste Barre 1

d'interconnexion

Barre 2

Sectionneurs d'aiguillage

X Disjoncteur

Réducteur de courant Relais de protection

Et d'automatisme

Sectionneur de Sectionneur tête de ligne

mise à la terre

Réducteur de tension capacitif

Circuit bouchon

Ligne aérienne

Circuits haute tension

Circuits mesure

Circuit commande




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DEPART TRANSFORMATEUR

Barre 1

Jeux de barres

du poste primaire Barre 2

autres

départs Sectionneurs d'aiguillage

Protection différentielle

de barres du poste X Disjoncteur primaire (djp)

Réducteur de courant primaire

TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE

Protection masse - cuve Réducteur de courant secondaire

Réducteur de tension bobiné

Vers djp vers djs

Protections et

automates

au poste secondaire

Protection différentielle

de la liaison

Réducteur de courant au poste

secondaireX

Vers djp Disjoncteur secondaire (djs)

Sectionneur d'aiguillage

Jeux de barres Barre 1

du poste secondaire Barre 2




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COUPLAGE ENTRE JEUX DE BARRES

Sectionneurs de couplage

Barre 2

X Disjoncteur

de couplage Réducteur de tension

capacitif (sur une

seule phase)

Réducteur de

courant

Barre 1Protections

et automatesRéducteur de tension capacitif

(sur les trois phases)

Nota: les protections peuvent être utilisées soit comme protection de couplage, soit comme protection

de ligne. Dans ce dernier cas, une barre est affectée à une seule ligne, dont le disjoncteur est ponté ou

condamné fermé, et les protections hors service. On dit alors que le couplage est utilisé en transfert.




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TRONÇONNEMENT

Les postes importants peuvent comporter quatre jeux de barres

Barre A1 T1 Barre B1

X

X X

C1 C2

Barre A2 Barre B2

X

T2

C1 et C2 sont des couplages traités comme ci-dessus

T1 et T2 sont des tronçonnements. Ils ne peuvent pas être utilisés en transfert.

Nota 1: notion de nœud électrique

C'est un ensemble de jeux de barres pouvant être isolé du réseau par des disjoncteurs, mais ne

pouvant pas être lui-même coupé en deux par un disjoncteur. Par exemple le poste de la figure 5

comporte quatre nœuds électriques. Pendant une manœuvre de changement de barres, les barres A1 etA2, par exemple, peuvent se trouver reliées entre elles lorsque les deux sectionneurs d'aiguillage d'un

départ sont simultanément fermés.

Dans certains postes, les jeu de barres sont disposés comme sur la figure 5, mais en T1 et T2 il n'y

a que des sectionneurs. Le poste ne comporte que deux nœuds électriques.

Nous verrons que cette notion est importante pour la mise en œuvre des protections différentielles

de barres.

Nota 2:

il existe d'autres schémas de postes à l'étranger: postes en anneau, postes à un disjoncteur et demi,

postes à barre de transfert. Chacun a ses avantages et ses inconvénients, mais il importe de ne pasmélanger les types de poste dans un même réseau.




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2 - GENERALITES SUR LES PROTECTIONS ET LES AUTOMATES

Ce document traite de l'ensemble des protection et automates installés sur le réseau de transport. Un

aperçu est aussi donné de protections des groupes de production en annexe 7

On distingue:

2 - 1 - LES PROTECTIONS CONTRE LES COURTS CIRCUITS

Lorsque un court-circuit apparaît sur un ouvrage, les protections provoquent le déclenchement

des disjoncteurs encadrant cet ouvrage. Si cette fonction est correctement exécutée, les disjoncteurs

des autres ouvrages ne doivent pas être déclenchés. Dans le cas contraire, les disjoncteurs d'autres

ouvrages doivent être déclenchés, pour assurer l'élimination du défaut, mais en nombre aussi réduit

que possible.

2 - 2 - LES PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU

Elles comprennent:

- les protections de surcharge, qui mettent hors tension les ouvrages parcourus par des intensités

trop élevées, susceptibles de les détériorer ou de les rendre dangereux.

- les protections contre les ruptures de synchronisme, destinées à éviter le déclenchement des

alternateurs des centrales lorsque l'un d'eux, ou plusieurs d'entre eux, tournent à une vitesse différente

de l'ensemble des autres alternateurs débitant sur le même réseau

- les protections de délestage, destinées à rétablir l'équilibre production - consommation, et ainsi

à éviter une chute de fréquence susceptible de conduire à un effondrement général des moyens de

production.

2 - 3 - LES AUTOMATES

La plupart des défauts créés par la foudre sur les ouvrages aériens disparaissent

spontanément au bout de quelques dixièmes de secondes après mise hors tension de l'ouvrage. Après

certains contrôles il est alors possible de remettre l'ouvrage sous tension. Des automates sont chargés

de ces contrôles.

D'autres automates permettent, lorsque plusieurs ouvrages se trouvent hors tension, de

remettre rapidement en service ceux qui sont sains.

D'autres permettent d'éviter les déclenchements par surcharge par des manœuvres

préventives sur d'autres départs.

D'autres, enfin, sont utilisés pour maintenir une tension correcte sur le réseau, par action surles régleurs des transformateurs




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3- GENERALITE SUR LES EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE

3 - 1 - MESURE

Les grandeurs, tension et courant, présents sur le réseau, ne sont pas directement utilisables, et

on passe, là aussi, par des réducteurs de mesure. Au secondaire de ces réducteurs se trouvent connectés

des capteurs qui élaborent les grandeurs nécessaires à la conduite du réseau, à savoir la puissance

active et la puissance réactive sur les ouvrages, et la tension efficace sur les barres, et les transmettent

aux équipements de téléconduite sous forme de courants continus proportionnels à ces grandeurs.

3 - 2 - COMPTAGE

Utilisant les mêmes circuits secondaires, on trouve des compteurs d'énergie, mais seulement sur les

départs suivants:

. les centrales de production

. les clients industriels

. les compagnies de distribution non nationalisées.les points de livraison aux centres EGS (centres de distribution EDF -GDF)

Ils sont à haute précision et doublés uniquement lorsqu'ils intéressent des sociétés extérieures à

EDF: centrales à participation étrangère, clients industriels, distributeurs non nationalisés.

3 - 3 - SURVEILLANCE LOCALE

On trouve, dans chaque poste:

. un tableau synoptique, ou une console de conduite, permettant la conduite locale du poste en

cas de panne de téléconduite

.un consignateur d'état, où sont imprimées les manœuvres et signalisations issues des appareilshaute tension et équipements basse tension de chaque départ

.des oscilloperturbographes, où sont restituées des grandeurs électriques lors d'un défaut

.éventuellement des localisateurs de défaut, calculant la distance d'un défaut sur une ligne

.des qualimètres, sur les départs client, et permettant de mesurer les perturbations qu'il a subies.

3 - 4 - SURVEILLANCE AU PUPITRE DE COMMANDE GROUPE ( PCG )

Les PCG sont situés dans des postes où se trouve du personnel en permanence aux heures

ouvrables. Le personnel attaché à un PCG exploite, outre le poste qui l'héberge, un ensemble de

postes appelés postes satellites. Par exploitation, on entend essentiellement l'entretien du matériel, et

en situation exceptionnelle la conduite du réseau.

3 - 5 - SURVEILLANCE AU CENTRE REGIONAL DE CONDUITE ( CRC )

C'est de ce point que se fait la conduite du réseau en situation normale. Seules les informations

nécessaires à cette conduite y sont envoyées. Les informations concernant la surveillance du matériel

restent au PCG




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DEUXIEME PARTIE

REDUCTEURS DE MESURE


1 - REDUCTEURS DE COURANT

2 - REDUCTEURS DE TENSION BOBINES

3 - REDUCTEURS CAPACITIFS DE TENSION

4 - PROBLEMES DE SECURITE

5 - MISES EN SERVICE

6 - REDUCTEURS OPTIQUES




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1 - REDUCTEUR DE COURANT

Cet appareil est destiné à alimenter les protections et les équipements de mesure et de comptage.

Les performances requises sont très différentes, suivant qu'il s'agit d'alimenter une protection contre

les courts-circuits ou un autre équipement: la première doit recevoir une image correcte d'un courant

dont la valeur peut être très élevée, et qui peut comporter une composante transitoire, alors que les

autres doivent recevoir une image précise d'un courant permanent inférieur ou égal au courant

nominal. C'est pourquoi le réducteur de courant comprend au minimum deux enroulements, sur deux

noyaux distincts. Dans ce qui suit, nous étudierons uniquement l'enroulement "protection".

Le réducteur de courant est un système à contre réaction totale, et son étude complète est assez

complexe, surtout si on veut tenir compte de phénomènes non linéaires, tels que la saturation et

l'hystérésis. Nous donnerons ici une suite d'études simplifiées, de manière à faire apparaître l'origine

des contraintes présentes dans leurs spécifications, des erreurs inhérentes à leur fonctionnement, et de

leurs limites d'utilisation.

1-1- Présentation

Un transformateur de courant est un transformateur élévateur dont l'enroulement secondaire se

trouve pratiquement en court-circuit.

i1 i2

Charge secondaire

enroulement primaire enroulement secondaire (protections

ou comptage)

Coté primaire, le nombre de spires est faible. Dans le cas des réducteurs de type tore, il n'y a même

pas, à proprement parler, de spire, puisque le conducteur primaire traverse en ligne droite le circuit

magnétique de forme torique, autour duquel est bobiné le circuit secondaire. Dans les autres

réducteurs, il peut y avoir une ou deux spires.

Dans un transformateur parfait, le courant secondaire instantané est lié au courant primaire

par

n1i'2 = - * i1 (1)

n2

tandis que la tension aux bornes de l'enroulement secondaire est liée à la chute de tension aux

bornes de l'enroulement primaire par le rapport inverse.

n1 et n2 sont respectivement les nombres de spires primaires et secondaires.

nota: Dans les réducteurs de type tore, on démontre que la traversée du conducteur primaire

en ligne droite est équivalente à une spire.

Dans la pratique, les valeurs nominales de courant primaire vont de 100 A à 3000 A, et le

courant nominal secondaire vaut 1 A ou 5 A.




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1 - 2 - Première approche

Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire, quelle que

soit l'impédance de charge du circuit secondaire.

En particulier, lorsque le circuit secondaire est ouvert, la tension secondaire devient infinie.

Une telle approche est bien entendu aberrante, mais elle montre qualitativement qu'en cas

d'ouverture intempestive du circuit secondaire, la tension prend une valeur très élevée (voir § 4 de ce

chapitre).

1 - 3 - Deuxième approche

Nous supposons que le courant secondaire est l'image exacte du courant primaire lorsque

l'impédance du circuit secondaire est faible par rapport à l'inductance magnétisante du réducteur.

Nous étudions alors le comportement du réducteur lors d'un court circuit sur le réseau primaire.

1 - 3 - 1 - Forme du courant primaire

Lorsque un court circuit apparaît sur une ligne, le courant circulant dans cette ligne a

approximativement la forme que l'on peut trouver lorsqu'on enclenche une bobine de réactance.

R1 L1

u1

La tension instantanée fournie par la source est donnée par:

u1 = U1 * sin (ωt + ϕ), avec: U1 = tension crête

ω = pulsation, soit 2p fois la fréquence

ϕ = paramètre déterminant la valeur de u1 quand t= 0

A l'instant t = 0 on ferme l'interrupteur. Le système est alors décrit par l'équation:

u1 = R1 * i1 + L1 * di1 / dt

R1 et L1 étant la résistance et l'inductance du circuit, et i1 étant le courant instantané.

Après résolution, la solution s'écrit:

- t / τ

i1 = I1 * [ -sin (ϕ - α) * e + sin ( ωt + ϕ - α)] (2)

composante composante




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apériodique sinusoïdale

avec

U1

I1 =

R1² + L1² * ω²

τ1 = L1 / R1 : constante de temps du réseau haute tension alimentant le court circuit

tg α = t1 * ω

la condition initiale étant: i1 = 0 pour t = 0, l'asymétrie est maximale pour ϕ - α = - π / 2

Par exemple, si la constante de temps du réseau vaut 60 ms, α = 87°, et l'asymétrie maximale

est obtenue pour ϕ = - 3°, c'est à dire lorsque la tension au moment de l'apparition du défaut est

pratiquement nulle.

D'où les courbes suivantes, obtenues pour I1 = 1 et U1 = 1, le temps étant indiqué en ms.

Statistiquement parlant, les défauts apparaissent plutôt lorsque la tension est proche du maximum.

Cependant la situation décrite ici peut se reproduire, surtout lors d'un enclenchement sur défaut.

0 , 0 0 0 5 0 , 1 5 7 0 7 9 5 0 , 1 5 6 4 3 4 3 3

0 , 0 0 1 0 , 3 1 4 1 5 9 0 , 3 0 9 0 1 6 7 4

0 , 0 0 1 5 0 , 4 7 1 2 3 8 5 0 , 4 5 3 9 9 0 1 5

0 , 0 0 2 0 , 6 2 8 3 1 8 0 , 5 8 7 7 8 4 8 2

0 , 0 0 2 5 0 , 7 8 5 3 9 7 5 0 , 7 0 7 1 0 6 3 1

0 , 0 0 3 0 , 9 4 2 4 7 7 0 , 8 0 9 0 1 6 5 3

0 , 0 0 3 5 1 , 0 9 9 5 5 6 5 0 , 8 9 1 0 0 6 1

0 , 0 0 4 1 , 2 5 6 6 3 6 0 , 9 5 1 0 5 6 1 9

0 , 0 0 4 5 1 , 4 1 3 7 1 5 5 0 , 9 8 7 6 8 8 1 5

0 , 0 0 5 1 , 5 7 0 7 9 5 1

0 , 0 0 5 5 1 , 7 2 7 8 7 4 5 0 , 9 8 7 6 8 8 5 7

0 , 0 0 6 1 , 8 8 4 9 5 4 0 , 9 5 1 0 5 7 0 1

0 , 0 0 6 5 2 , 0 4 2 0 3 3 5 0 , 8 9 1 0 0 7 3 1

0 , 0 0 7 2 , 1 9 9 1 1 3 0 , 8 0 9 0 1 8 0 9

0 , 0 0 7 5 2 , 3 5 6 1 9 2 5 0 , 7 0 7 1 0 8 1 9

0 , 0 0 8 2 , 5 1 3 2 7 2 0 , 5 8 7 7 8 6 9 7

0 , 0 0 8 5 2 , 6 7 0 3 5 1 5 0 , 4 5 3 9 9 2 5 1

0 , 0 0 9 2 , 8 2 7 4 3 1 0 , 3 0 9 0 1 9 2 7

0 , 0 0 9 5 2 , 9 8 4 5 1 0 5 0 , 1 5 6 4 3 6 9 5

0 , 0 1 3 , 1 4 1 5 9 2 , 6 5 3 6 E - 0 6

0 , 0 1 0 5 3 , 2 9 8 6 6 9 5 - 0 , 1 5 6 4 3 1 7 1

0 , 0 1 1 3 , 4 5 5 7 4 9 - 0 , 3 0 9 0 1 4 2 2

0 , 0 1 1 5 3 , 6 1 2 8 2 8 5 - 0 , 4 5 3 9 8 7 7 8

0 , 0 1 2 3 , 7 6 9 9 0 8 - 0 , 5 8 7 7 8 2 6 8

0 , 0 1 2 5 3 , 9 2 6 9 8 7 5 - 0 , 7 0 7 1 0 4 4 4

0 , 0 1 3 4 , 0 8 4 0 6 7 - 0 , 8 0 9 0 1 4 9 7

0 , 0 1 3 5 4 , 2 4 1 1 4 6 5 - 0 , 8 9 1 0 0 4 9

0 , 0 1 4 4 , 3 9 8 2 2 6 - 0 , 9 5 1 0 5 5 3 7

0 , 0 1 4 5 4 , 5 5 5 3 0 5 5 - 0 , 9 8 7 6 8 7 7 4

0 , 0 1 5 4 , 7 1 2 3 8 5 - 1

0 , 0 1 5 5 4 , 8 6 9 4 6 4 5 - 0 , 9 8 7 6 8 8 9 8

0 , 0 1 6 5 , 0 2 6 5 4 4 - 0 , 9 5 1 0 5 7 8 3

0 , 0 1 6 5 5 , 1 8 3 6 2 3 5 - 0 , 8 9 1 0 0 8 5 1

0 , 0 1 7 5 , 3 4 0 7 0 3 - 0 , 8 0 9 0 1 9 6 5

0 , 0 1 7 5 5 , 4 9 7 7 8 2 5 - 0 , 7 0 7 1 1 0 0 6

0 , 0 1 8 5 , 6 5 4 8 6 2 - 0 , 5 8 7 7 8 9 1 2

0 , 0 1 8 5 5 , 8 1 1 9 4 1 5 - 0 , 4 5 3 9 9 4 8 7

0 , 0 1 9 5 , 9 6 9 0 2 1 - 0 , 3 0 9 0 2 1 7 9

0 , 0 1 9 5 6 , 1 2 6 1 0 0 5 - 0 , 1 5 6 4 3 9 5 8

0 , 0 2 6 , 2 8 3 1 8 - 5 , 3 0 7 2 E - 0 6

- 1 , 5

- 1

- 0 , 5

0

0 , 5

1

1 , 5

2

1 4 7 1 0 1 3 1 6 1 9 2 2 2 5 2 8 3 1 3 4 3 7 4 0




35 / 320

1 - 3 - 2 - Flux dans le circuit magnétique du réducteur

Soient R2 et L2 la résistance et l'inductance du circuit secondaire du réducteur.

La tension aux bornes du circuit secondaire vaut:

di'2

u2 = R2 * i'2 + L2 * L2

dt

R2

Le flux dans le circuit magnétique du réducteur est donné par:

φ = u2 * dt = L2 * i'2 + R2 * i'2 * dt

soit, en remplaçant i par sa valeur exprimée dans l'équation n° 3:

I'2 - t / τ1 - t / τ1

φ = * R2 * [ τ1 * ω (1 - e ) - sin ω * t] + L2 * ω * (e - cos ω*t) (4)

ω

Nous voyons que l'expression du flux comporte un terme périodique, et un terme apériodique.

Dans ce dernier, la partie due à l'inductance tend vers zéro lorsque le temps augmente, tandis que la

partie due à la résistance tend vers I'2 * R2 * τ1 .

Dans les cas usuels, c'est cette dernière partie qui crée l'essentiel du flux.

Nous supposerons par la suite que la charge est purement résistive, car c'est le cas le plus

contraignant. L'équation (4) s'écrit alors:

- t / τ1

φ = φo * [τ1 * ω * (1 - e ) - sin ω * t] en posant:

I'2

φo = * R2ω




36 / 320

et le flux a l'allure suivante:

Variation de φ/φο avec le temps à l'apparition d'un défaut, avec asymétrie maximale et τ1 = 120 ms

t (ms)

1 - 3 - 3 - Saturation

L'induction présente dans le noyau du réducteur est proportionnelle au flux. Lorsqu'elle

dépasse une valeur Bmax, de l'ordre de 2 Tesla, elle ne peut pratiquement plus augmenter. Le circuit

magnétique est saturé. Le courant secondaire est pratiquement nul. Les équipements utilisant ce

courant comme grandeur d'entrée ne peuvent plus fonctionner correctement.

Le calcul précédent montre, de manière sommaire, que si nous ne voulons pas dépasser Bmax

lorsque le courant atteint sa valeur nominale de court circuit, qu'il comporte une composante

apériodique, et que l'asymétrie est maximale, l'induction ne doit pas dépasser Bmax / (t1*w) lorsque le

courant de court circuit atteint sa valeur nominale, mais qu'il n'y a pas d'asymétrie.

Au § suivant, nous ne supposons plus que le courant secondaire est l'image exacte du courant

primaire, mais nous représentons le réducteur par un modèle simple, et nous écrivons les équationsdécrivant le fonctionnement de ce modèle dans le réseau.

- 5

0

5

1 0

1 5

2 0

2 5

1 1 7 3 3 4 9 6 5 8 1 9 7 1 1 3 1 2 9 1 4 5 1 6 1 1 7 7 1 9 3 2 0 9 2 2 5 2 4 1 2 5 7 2 7 3 2 8 9 3 0 5 3 2 1 3 3 7 3 5 3 3 6 9 3 8 5 4 0 1




37 / 320

1 - 4 - Troisième approche

Nous cherchons un modèle simple pour représenter le réducteur lorsqu'il n'est pas saturé et

qu'il n'a pas d' hystérésis. De plus nous négligeons les flux de fuite.

Soit l l'inductance propre d'une spire. Un courant i circulant dans cette spire crée un flux

φe = λ * i

Le courant i1 circulant dans le circuit primaire crée alors un flux f1= n1* l * i1 , n1 étant le

nombre de spires primaires

Le courant i2 circulant dans le circuit secondaire crée un flux φ2 = n2* l * i2 , n2 étant le

nombre de spires secondaires

Aux bornes de la bobine secondaire apparaît une force électromotrice e = - n2* d (φ1 + φ2) / dt

Si la charge est nulle, la force électromotrice est nulle: φ1 = - φ2

D'où: - i1 / i2 = n2 / n1 = n, qui est le rapport de transformation

Mais la charge n'est jamais nulle. Nous la supposerons purement résistive (voir § précédent). Soit R2

cette charge, comprenant la résistance de la bobine secondaire, de la filerie et des équipements

récepteurs. L'équation de la boucle secondaire est:

e = - n2 * dφ / dt = R2 * i2 , avec φ = φ1 + φ2

D'où l'équation différentielle liant le courant primaire au courant secondaire:

(n1 * n2 * di1 / dt + n2² * di2 / dt) * λ = -R2 * i2 (1)

i1 étant donné par l'équation n° 3 du § 131.

Nous pouvons aussi l'écrire: n2² * λ * ( di'2 / dt - di2 / dt) = R2 * i2

i'2 étant le courant secondaire du transformateur parfait,

ou encore: iµ + t2 * diµ / dt = i'2 (2)

avec : Lµ = inductance magnétisante = n2² * λ

t2 = constante de temps secondaire = Lµ / R2iµ = courant magnétisant = courant d'erreur = i'2 - i2

Nous pouvons alors représenter le réducteur par le modèle suivant:

i'1 i'2

Lµ iµ R2




38 / 320

1 - 4 - 1 - Asymétrie maximale sur le courant primaire

Dans l'équation n° 2 nous remplaçons i'2 par sa valeur trouvée dans l'équation n° 3 du § 131,

qui correspond à l'asymétrie maximale:

-t / τ1iµ + τ2 * diµ / dt = I'2 * ( e - cos ω * t) (3)

La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ1 :

τ1 - t/ τ1 1 τ1 1 -t/ τ2

iµ1 = I'2* [ * e - * (cos ω*t + ω*τ2 *sin ω*t) - ( - ) * e ]

τ1 - τ2 1 + ω² * τ2² τ1 - τ2 1+ω² *τ2²

(4)

Le flux dans le circuit magnétique est proportionnel au courant d'erreur:

φ = Lµ * iµ soit φ / φο = iµ * t2 * ω / i'2

Cas particulier (pour mémoire): τ1 = τ2

t -t / τ1 1 -t / τ1

iµ = I'2 * [ * e - * (cos ω*t + ω*τ1 *sin ω*t - e ) ] (5)

τ1 1 + ω²*τ1²

D'où les courbes ci-dessous

Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 1 s, I'2= 20* 2 A, soit φ / φo = 11,2 * Iµ

temps en ms

0

5

1 0

1 5

2 0

2 5

3 0

3 5

1 1 3 2 5 3 7 4 9 6 1 7 3 8 5 9 7 1 0 9 1 21 1 33 1 45 1 5 7 1 69 1 81 1 93 2 0 5 2 17 2 29 2 41 2 53 2 65 2 77 2 8 9 3 01 3 13 3 25 3 3 7 3 49 3 61 3 73 3 85 3 97




39 / 320

Courbe donnant φ / φo pour τ1 = 120 ms, τ2 = 5 s, I'2= 20 * 2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ

temps en ms

1 - 4 - 2 - Courant primaire symétrique

C'est le cas où ϕ = 87°(voir § 131). La tension à l'instant t=0 est alors proche du maximum.

Dans ce cas, l'équation différentielle n° 3 du § 141 s'écrit:

iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * sin ω * t

(6)

La résolution de cette équation donne le courant d'erreur, que nous appelons iµ2:

I'2 - t / τ2

iµ2 = * (sin ω*t - ω*t2 * cos ω*t + ω*τ2 * e ) (7)

1 + ω²*t2²

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 3 8 7 5 1 12 1 49 1 86 2 23 2 6 0 2 97 3 34 3 71 4 08 4 4 5 4 8 2 5 19 5 56 5 9 3 6 30 6 6 7 7 04 7 41 7 7 8 8 1 5 8 5 2 8 8 9 9 2 6 9 6 3 1 00 0




40 / 320

Courbe donnant φ / φο, pour t2 = 5 secondes, I'A = 20 * 2 A, soit φ / φo = 56 * Iµ

temps en ms

1 - 4 - 3 - Enclenchement avec ϕ − α = π ϕ − α = π ϕ − α = π ϕ − α = π / 4

L'équation différentielle devient:

iµ + t2 * diµ / dt = I'2 * (- sin (π / 4) + cos (ω * t + π / 4)

La solution s'écrit, en reprenant les équations (4) et (7):

iµ3 = (iµ1 + iµ2) / 2 (7bis)

1 - 4 - 4 - Notions sur le calcul du noyau du réducteur

Les réducteurs sont généralement spécifiés 5 P 20, ce qui signifie que l'erreur sur l'image du

courant qu'ils délivrent doit être inférieure à 5% lorsque le courant primaire est égal à 20 * In. Cette

erreur maximale peut être garantie en régime permanent, pour les réducteurs de qualité standard, et en

régime transitoire pour une constante de temps donnée pour les réducteurs de haute qualité. D'autre

part, il est spécifié pour chaque type de réducteur sa puissance de précision, c'est à dire la puissancedélivrée au circuit secondaire sous In, au-delà de laquelle la précision n'est plus garantie.

Nous étudions comme exemple un réducteur de rapport 2000 / 1, et de puissance de précision

15 VA. Ceci signifie que la résistance de son circuit secondaire R2, qui est la somme des résistances

d'entrée des différents équipements utilisateurs et de la filerie, est au maximum de 15 Ω.

Nous supposons que le noyau du réducteur est de forme torique.

1 - 4 - 4 - 1 - Approximations

Lorsque cette précision est tenue, la constante de temps τ2 est toujours très supérieure à τ1 ,

qui est elle même très supérieure à 1 / ω. D'où les approximations suivantes:

- 0 , 5

0

0 , 5

1

1 , 5

2

2 , 5

1 1 3 2 5 3 7 4 9 6 1 7 3 8 5 9 7 1 0 9 1 2 1 1 3 3 1 4 5 1 5 7 1 6 9 1 8 1 1 9 3 2 0 5 2 1 7 2 2 9 2 4 1 2 5 3 2 6 5 2 7 7 2 8 9 3 0 1 3 1 3 3 2 5 3 3 7 3 4 9 3 6 1 3 7 3 3 8 5 3 9 7




41 / 320

a) régime asymétrique (voir formule (4) du § 141)

l'erreur passe par un maximum égal à:

iµ τ1 1

= +I'2 τ2 ω ∗ τ2 (8)

à l'instant t = τ1 * Ln (τ2 / τ1) (9)

puis tend vers zéro

b) régime symétrique

l'erreur passe par un maximum égal à:

iµ / I'2 = 2 / (ω * τ2) (10)

puis tend vers 1 / (ω * τ2)

1 - 4 - 4 - 2 - Rayon du tore

Il existe deux types de réducteurs:

- les réducteurs sans entrefer .

Ils sont sensibles aux phénomènes non linéaires inhérents aux circuits magnétiques, tels que la

non - linéarité de la courbe d'aimantation et l'hystérésis. En revanche leur inductance magnétisante est

très élevée, et l'erreur due au courant magnétisant est très faible. Ils sont généralement utiliséslorsqu'on ne cherche pas à passer correctement la composante asymétrique,

- les réducteurs avec entrefer

Tant qu'ils ne sont pas saturés, leur réponse est linéaire, c'est à dire que le courant secondaire

est lié au courant primaire par l'équation différentielle linéaire (2) du § 14. En revanche leur constante

de temps est plus faible que celle des précédents, ce qui introduit une erreur systématique connue,

mais importante. Ils sont utilisés lorsqu'on cherche à passer correctement la composante asymétrique.

Pour chacun d'eux nous allons chercher le rayon minimal du tore permettant d'éviter la

saturation, en régime symétrique et en régime asymétrique. Pour cela nous allons nous fixer la valeur

de constante de temps secondaire τ2 permettant de ne pas dépasser une erreur de 5%:

- régime asymétrique: la formule 8 nous donne approximativement: τ2 > 0,120 / 0,05 = 2,4 s

- régime symétrique: la formule 10 nous donne: τ2 > 2 / (ω * 0,05) = 0,12 s

Nous retiendrons la valeur de 2,4 s dans les deux cas.




42 / 320

a) réducteurs sans entrefer

Nous cherchons quel est le courant magnétisant maximal possible

r

ρ

L'induction élémentaire moyenne créée par une spire est:

µo * µr * iµ

Be = (11)

2 * π ∗ ρ

avec µ r = perméabilité magnétique du noyau

ρ = rayon moyen du tore

L'induction totale vaut:

B = n2 * Be

Elle atteint la valeur de saturation Bs = 2 Tesla pour:

Bs * 2 * π ∗ ρiµ = (12)

µo * µr * n2

Or le courant maximal i'2 vaut 20 * 2 A, d'où

- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique

iµ < i'2 * τ1 / τ2 = 1,4 A

Si nous prenons µr = 10000, nous trouvons, avec la formule (12), un rayon minimal de 2,8 m.

- s'il ne doit pas se saturer seulement en régime symétrique

i µ = 2 * i'2 / (ω ∗ τ2) = 0,07 A

et, d'après la formule 12:

ρ = 0,14 m

La précision devient alors 0,07 / (20 * 2) = 0,25 %




43 / 320

On peut même diminuer le rayon ρ en utilisant des réducteurs de courant nominal secondaire

5 A, ce qui conduit à un rapport n2 cinq fois plus petit, mais à une charge secondaire plus

importante.

b) réducteur avec entrefer

Les noyaux de ces réducteurs ont des entrefers de quelques dixièmes de millimètre chacun,

répartis sur le tore. Nous supposons que la réluctance de leur circuit magnétique est entièrement due à

ces entrefers, et nous cherchons quelle doit être leur valeur minimale pour que l'induction ne dépasse

pas 2 Tesla lorsque le courant primaire est maximal et l'erreur maximale.

L'induction élémentaire créée par une spire est:

Be = µo * iµ / e e étant la longueur totale des entrefers.

L'induction totale vaut B = n2 * Be = n2 * µo * iµ / e

Elle doit être inférieure à 2 Tesla, d'où: e > n2 * µo * iµ / 2

- si le réducteur ne doit pas se saturer en régime asymétrique, e = 1,8 mm

- sinon e = 0,09 mm

Le rayon minimal du tore est ensuite fixé par le rayon minimal r de sa section.

L'inductance magnétisante vaut, dans tous les cas:

Lµ = τ2 * R2 = 2,4 * 15 = 36 Henry

1 - 4 - 4 - 3 - Calcul du rayon r de la section du tore

a) réducteur sans entrefer

Le flux élémentaire créé par une spire vaut (formule 11 du § 1431):

µo * µr * iµ * π * r²

φe = Be * π r² =

2 * π * ρ

Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut:

φ = n2² * φe = Lµ * iµ

D'où, en remplaçant φe par sa valeur:

2 * π ∗ ρ * Lµ 1 2 * ρ * Lµ

r = = *

n2² * µr * µo * π n2 µr * µo




44 / 320

ce qui, dans l'application numérique, donne:

- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques: r = 64 mm

- sinon: r = 15 mm


Le flux élémentaire créé par une spire vaut:

φe = Be * π * r² = π * r² * µo * i / e

Le flux total auto - induit par les spires secondaires vaut:

φ = n2² * φe = Lµ * iµ

d'où: Lµ = n2² * π * r² * µo / e

1 Lµ * eet: r = * (11)

n2 π * µo

- si le réducteur doit passer les régimes asymétriques: r = 64 mm

sinon: r = 15 mm

Nous voyons ainsi que si nous voulons que les réducteurs ne se saturent pas sur régime

apériodique, ses dimensions s'accroissent fortement.

Nous voyons d'autre part que, dans l'exemple pris ici, la présence d'un entrefer a permis dediminuer la longueur du circuit magnétique, mais pas sa section.

1 - 4 - 5 - Tension de coude

C'est la valeur efficace de la tension sinusoïdale qui, appliquée au secondaire du réducteur,

lorsque le primaire est ouvert, provoque la saturation du circuit magnétique. De manière plus précise,

c'est la valeur à partir de laquelle il suffit de l'augmenter de moins de 10 % pour que le courant

circulant dans le circuit secondaire augmente de 50%. Dans le cas étudié, elle vaut au minimum:

a) réducteur sans entrefer :

V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,0018 *20 = 405 V


V coude = Lµ * ω * Iµ = 36 * 314 * 0,05 *20 = 11,3 k V

Nous voyons que la présence d'un entrefer accroît la tension de coude.

Lorsque le courant circule au primaire du réducteur et que le secondaire est ouvert, la tension

maximale pouvant apparaître à ses bornes est approximativement la même que la tension de coude.

Ceci montre que les réducteurs à entrefer doivent être impérativement protégés par des parafoudres,

généralement réglés à 2 kV (voir § 4-1).




45 / 320

1-5- Types usuels de réducteurs de courant

Il existe sur le réseau EDF 3 types de réducteur:

-réducteur dit "classe PS", (dénomination EDF), dont l'induction est à la limite de sa valeur de

saturation en régime symétrique, pour le courant de court-circuit maximal spécifié. Ce type d'appareil

est conforme à la norme CEI 185. Son courant nominal secondaire est 5 A. Il ne comporte pas

d'entrefer.

Lorsqu'il est saturé, une alternance sur deux est correcte. Il ne peut être utilisé qu'avec des

protections capables de ne pas émettre d'ordre intempestif dans ces conditions. Nous verrons plus loin

qu'il s'agit alors des anciens modèles de protection, ou de modèles comportant un système

d'insensibilisation à la saturation.

-réducteur dit "ME 21", dont l'induction ne dépasse pas la moitié de l'induction de saturation

en régime symétrique, pour le courant de court circuit maximal spécifié. Son courant nominal

secondaire est 5 A. Il comporte un petit entrefer. Sa tension de coude est de 600 V

Lors d'un réenclenchement sur défaut, si son circuit magnétique a gardé une induction

rémanente, son induction ne dépasse pas, en régime périodique, l'induction de saturation, et l'intensité

secondaire reste correcte pour une alternance sur deux. Cet appareil est, en principe, lui aussi réservé

aux protections insensibles à la saturation. En fait, des essais ont montré que les autres protections

peuvent elles aussi être utilisées dans certaines conditions de réseau, à déterminer pour chacune

d'elles. Nous verrons, dans la sixième partie et l'annexe 4, comment déterminer si ce type de réducteur

convient ou pas pour une protection donnée, dans un environnement donné.

-réducteur dit "MA 102" (400 et 225 KV) et "MA 103" (90 et 63 KV), qui est spécifié pour

donner une réponse correcte même en cas de régime transitoire asymétrique, y compris avec

réenclenchement. Son courant nominal secondaire est 1 A. Il est conforme à la norme CEI 44-6, typeTPY. Sa tension de coude est de 6 kV.

Le comportement de ce réducteur aux régimes apériodiques a été spécifiée comme suit:

Ils ne doivent pas se saturer lorsqu'ils sont soumis au courant de court circuit maximal, avec la

composante apériodique maximale, pendant un temps t', puis à un courant nul pendant un temps tfr,

puis de nouveau parcourus par le courant de court circuit maximal pendant un temps t''

* 400 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1505 ms, t" = 200 ms

* 225 KV: la constante de temps est 120 ms, avec t' = 155 ms, tfr = 1005 ms, t" = 60 ms

* 90 KV et 63 KV, au secondaire des transformateurs: la constante de temps est de 180 ms,

avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms

* 90 KV et 63 kV pour les départs ligne: la constante de temps est de 40 ms,

avec t' = 175 ms, tfr = 1505 ms, t" = 395 ms

Ces appareils sont appelés familièrement "Réducteurs de courant grosse tête"

Bibliographie [4],[6], [86]




46 / 320

2 - REDUCTEUR DE TENSION BOBINE

C'est un véritable transformateur, dont le primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire

restitue une tension image égale à 100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la

tension nominale.

C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements.

Les difficultés rencontrées pour la réalisation de cet appareil sont:

- fourniture d'une tension secondaire avec la précision requise lorsque la tension primaire est

faible. En effet, dans ce cas, les phénomènes d'hystérésis sont particulièrement sensibles. Pour les

appareils de précision on est conduit à utiliser des circuits magnétiques avec entrefer.

- charges "piégées" lors de cycles de déclenchement et réenclenchement. En effet, après

ouverture des disjoncteurs d'une phase saine, la phase reste chargée. Un régime oscillatoire amorti

apparaît, créé par la capacité de la ligne et l'inductance de l'appareil. Elle peut être à très basse

fréquence, ce qui provoque la saturation de son circuit magnétique. Au réenclenchement il fournit

alors une tension très faible, ce qui peut entraîner un fonctionnement incorrect des protections. Làaussi, pour se prémunir de ce phénomène, il faut fonctionner avec une induction nominale faible, en

utilisant un entrefer. Mais ceci conduit à une puissance de précision faible.

- Ferrorésonance:

on appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à dire

à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une bobine

saturable, ici le transformateur, est liée à un élément sous tension par un condensateur. La tension

primaire peut alors atteindre une valeur dangereuse pour le matériel. Ce cas se rencontre, entre autres,

pour les réducteurs de tension bobinés placés sur les barres des postes (voir 3ème partie, § 18).

Condensateur C1

Réducteur bobiné

X

Condensateur C2 bobine charge

additionnelle

C1 est le condensateur interne au disjoncteur de puissance

C2 représente la capacité du jeu de barres par rapport au sol

Pour éviter ce phénomène, on place en parallèle avec la charge une bobine additionnelle se saturant

lorsque la tension dépasse largement la tension nominale - par exemple 110 V- mais d'inductance

suffisamment élevée pour ne pas dégrader, en régime établi, le courant circulant dans la charge. De

plus, cette bobine possède une résistance suffisante pour amortir les phénomènes oscillatoires qu'elle

pourrait engendrer.

Bibliographie [5], [6], [20]

3 - REDUCTEUR DE TENSION CAPACITIF




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C'est un appareil hybride, comportant un diviseur capacitif, formé par les condensateurs C1 et

C2, et un transformateur T. On ajoute une bobine L pour accorder les deux systèmes.

C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements.

Le schéma de principe est le suivant:

400 kV ou 225 kV

C1 L

A B

S1T charge

C2 secondaire

S2

transformateur de couplage

pour transmission àcourant porteur ligne

L'inductance doit être choisie de telle manière que, du point B, la tension V1 soit celle qu'on

obtiendrait en A avec une impédance de charge infinie.

V1 = V* C1 / ( C1 + C2 )

Nous supposerons que la charge ramenée en B est purement résistive. Elle a pour valeur :

R = R charge * n² n étant le rapport de transformation.

Ceci nous conduit, après calcul, à la condition:

L*ω * ( C 1 + C 2 ) = 1

Cette condition n'est vraie que si la fréquence est bien la fréquence nominale du réseau. Pour les

fréquences différentes, ou pour les régimes transitoires, l'image de la tension fournie est entachée

d'erreur. C'est pourquoi ces appareils ne peuvent pas être employés pour des protections qui ne filtrent

pas les régimes transitoires.

Cependant, plus l'impédance de charge est élevée (charge faible), plus la précision reste bonne

à des fréquences différentes de la fréquence nominale.

Ferrorésonance:




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ce phénomène n'a pas, jusqu'à ce jour, été observé sur les réducteurs de tension capacitifs

utilisés sur le réseau EDF.

Il semble toutefois que ce problème soit apparu sur d'autres réseaux, ce qui a conduit à

développer des circuits de suppression de la ferrorésonance:

charge

circuit actif

On interpose un circuit résonant à 50 Hz entre le réducteur et une résistance additionnelle.

Lorsque la fréquence est différente de 50 Hz, la résistance du circuit secondaire augmente rapidement,

ce qui "casse" le phénomène.

charge

Rf Lf R

Circuit passif

Un éclateur s'amorce en cas de surtension due à la ferrorésonance. La résistance R se trouve

alors introduite dans le circuit. Si la ferrorésonance se maintient, la réactance Lf se sature et court-

circuite Rf, ce qui modifie l'impédance du circuit.





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4 - PROBLEMES DE SECURITE LIES AUX REDUCTEURS DE MESURE

4 - 1 - Réducteurs de courant.

En fonctionnement normal, le flux créé par le courant primaire est presque intégralement

compensé par le flux créé par le courant secondaire. Mais si le secondaire est ouvert, la tension au

secondaire est proportionnelle à la dérivée du flux primaire et peut atteindre des valeurs très

importantes; plusieurs milliers de volts pour les réducteurs classe PS ou ME 21 qui se saturent

rapidement, et plusieurs dizaines de milliers de volts pour les réducteurs type MA 102 ou MA 103,

qui ne se saturent pas. C'est pourquoi:

Toute intervention sur un circuit courant se fait en court-circuitant au préalable le circuit

secondaire par un organe de sécurité appelé court circuiteur d'intensité.

De plus, les différentes connexions sont réalisées avec des connecteurs spéciaux, type

SECURA ou ENTRELEC. Enfin, pour les réducteurs type MA 102 et MA 103, un dispositif limiteur

de tension est installé.

Lorsqu'un réducteur possède plusieurs noyaux, le circuit secondaire associé à chacun de ces

noyaux est protégé par un seul court - circuiteur d'intensité.

4 - 2 - Réducteurs de tension

Quand des personnes, travaillant sur les équipements basse tension d'un départ, injectent ausecondaire d'un de ces appareils une tension alternative de quelques dizaines de volts, une tension de

plusieurs dizaines de milliers de volts apparaît au primaire. Si d'autres personnes travaillent sur des

conducteurs raccordés à ce primaire, elles peuvent être électrocutées.

Il est impératif, avant de travailler sur le primaire d'un réducteur de tension, de séparer son

circuit secondaire des équipements basse tension qu'il alimente par un organe de sécurité.

Un réducteur de tension possède un seul circuit secondaire, qui est ensuite scindé en plusieurs

parties, trois généralement, pour alimenter les différents équipements utilisateurs. Schématiquement,

la répartition est la suivante:

- automates et capteurs

- protection principale

- protection de secours

Chaque circuit est protégé individuellement, soit par des fusibles, soit par un disjoncteur. Le

choix de la protection peut imposer le type de protection (voir "rupture fusible", §21123)


5 - MISE EN SERVICE




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5 - 1 - Problèmes de repérage

Pour les réducteurs de courant, la norme NFC 42-502 indique que la borne P1 est isolée du

capot métallique entourant la tête, et P2 au potentiel de cette tête. Les bornes P1 et S1 sont à des

potentiels de même sens.

Sur les schémas normalisés EDF, la borne P2 est côté ligne. La recommandation CEI en

référence ne donne pas d'indication sur ce sujet et de nombreux pays utilisent la convention inverse.

Pour les réducteurs de tension, la norme NFC 42-501 spécifie que la borne P1 est au potentiel

de la ligne, et que la borne P2 est reliée à la terre. Les bornes P1 et S1 sont à des potentiels de même

sens. Mais la recommandation CEI donne des indications différentes.

Il importe donc, pour chaque pays, de se renseigner sur les conventions qu'il utilise.

5 - 2 - Essais de mise en service

A EDF, nous faisons très peu d'essais de mise en service, les certificats d'essai de réception

des constructeurs faisant foi. Nous vérifions

- que la borne P2 est bien du côté des barres,

- que le limiteur de tension des réducteurs de courant à entrefer fonctionne correctement.

Pour cela, nous déconnectons ce limiteur de l'équipement, et l'alimentons avec une tension

croissante. Il doit devenir passant pour une tension supérieure à 550 V. Nous faisons ensuite décroître

le courant jusqu'à ce qu'il redevienne non passant, et notons la valeur du courant juste avant qu'il ne se

coupe.

Bibliographie [4], [5], [6], [76]




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6 - REDUCTEURS OPTIQUES

Ces appareils sont encore expérimentaux. Ils utilisent l'effet des champs électriques et

magnétiques sur le plan de polarisation de la lumière:

- les réducteurs de tension utilisent l'effet POKKELS.

On fait circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique réalisée avec un verre

de qualité particulière, flint lourd, et enroulée dans un champ électrique crée par la tension. Le plan de

polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel à ce champ. Un analyseur et un

amplificateur placés à l'extrémité de la fibre permettent d'obtenir un signal électrique image de la

tension primaire.

- les réducteurs de courant utilisent l'effet FARADAY.

On fait de même circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique enroulée dans

un champ magnétique crée par le courant primaire. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'unangle proportionnel au champ magnétique. Le traitement est ensuite identique au précédent.

Ces appareils, outre les améliorations escomptées sur la précision, l'encombrement et le prix,

ont l'avantage de s'affranchir totalement des problèmes de saturation. De plus les contraintes de

sécurité inhérentes aux réducteurs classiques sont supprimées. Cependant ils ne sont compatibles

qu'avec des protections à faible niveau d'entrée. De plus, il n'existe pas, actuellement, de protocole de

dialogue normalisé entre les réducteurs et les équipements utilisateurs: protections, automates. Ceci

impose de confier au même constructeur l'ensemble réducteurs - protections, ce que les utilisateurs

n'acceptent pas.

Un consensus semble toutefois se dessiner, qui pourrait conduire à un protocole de dialogue

normalisé.

Bibliographie [10], [11]




57 / 320

TROISIEME PARTIE


PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS

1 - Protection contre les courts-circuits des réseaux en antenne

- notion de sélectivité

- protection à maximum d'intensité - protection Buchholz - protection masse - cuve - protection d'antenne passive - protection masse - câble - protection des batteries de condensateurs

- protection contre la ferrorésonance - protection contre les flux trop élevés - fonctionnement de l'ensemble

2 - Protection contre les courts-circuits des réseaux bouclés

- protection de distance

. principe

. protection électromécanique

. protection statique

. protection numérique

. téléprotection

- protection à comparaison de phase

- protection différentielle

. de ligne

. de canalisation souterraine

. de liaison courte

. de barres

- protection homopolaire




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1 - PROTECTION CONTRE LES COURTS-CIRCUITS DES RESEAUX EN ANTENNE

1 - 1 - NOTION DE SELECTIVITE

Considérons un cas simple : celui d'un réseau alimentant une charge passive à travers un

transformateur. De plus nous supposerons que les défauts affectent simultanément les trois phases et

ne sont pas résistants. Le réseau peut alors être représenté par ses grandeurs directes (voir la théorie

des composantes symétriques, en annexe 1 )

P2

Poste A Poste B Poste C X

P3

Zs = 2,5 Ω Zl = 10 Ω Zdt = 37 Ω (16%) X

P4

X X X

P5

Icc = 20 kA U = 90 kV XP = 36 MVA P6

X

Zs est l'impédance directe de source , c'est à dire l'impédance directe du réseau qui alimente le poste A

IccA est le courant de court-circuit au poste A, lié à Zs par :

IccA = 90 kV / 3 * Zs

ZL est l'impédance directe de la ligne. Elle est de l'ordre de 0,4 Ω par km , mais doit être mesurée, ouà défaut calculée, pour chaque ouvrage [annexe 3].

Zcc est l'impédance de court-circuit du transformateur . Elle est souvent donnée en pourcentage de

l'impédance nominale Zn.

Zn = U² / P = (90 kV)² / 36 = 225 Ω

Zcc = 16 % de Zn = 37 Ω

Le courant maximal circulant dans la ligne AB est de 230 A .C'est celui qui permet de fournir les

36 MVA au transformateur. Au poste A, une protection à maximum d'intensité P1 a été placée sur

chacune des phases , au départ de la ligne AB. De même, au poste C, une protection à maximum

d'intensité a été placée sur chacun des départs 20 kV: P2,P3,P4,P5,P6. Dans chacun d'eux circule une

intensité maximale de 207 A .

Lorsque un défaut apparaît sur un élément de ce réseau , le rôle de chaque relais de protection est

d'abord de commander, s'il y a lieu, l'ouverture du disjoncteur situé sur le même départ, de telle sorte

que l'ouvrage où se trouve le défaut, et lui seul, soit mis hors tension. On dit alors que le défaut est

éliminé .Si un relais de protection, ou un disjoncteur , ne fonctionne pas , d'autres protections doivent

faire ouvrir d'autres disjoncteurs, de telle manière que le défaut soit quand même éliminé. D'où deux

types de déclenchement :




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a - déclenchement instantané , c'est à dire dans le cas où tout fonctionne correctement.

Le seuil de courant de la protection P1 doit être réglé de telle manière que tous les défauts

situés sur la ligne AB soient éliminés, mais qu'aucun de ceux situés sur les lignes 20 kV ne provoque

son fonctionnement. Un court-circuit en B provoque la circulation en A d'un courant de:

Icc1 = 90 000 / 3 * (2,5 + 10) = 4 150 A

Un court-circuit au départ d'une des lignes 20 kV crée un courant donné par :

Icc2 = 90 000 / 3 * (2,5 + 10 + 37) = 1 050 A

Pour que le relais situé en P1 émette un ordre de déclenchement correct , il faut que le seuil de

courant soit situé entre 1050 A et 4150 A . Nous prendrons par exemple 2600 A .

Le seuil de courant de la protection P2 est réglé à 300 A , c'est à dire légèrement au dessus du

courant maximal de la ligne . Il en est de même pour les protections des autres départs 20 KV .

b - déclenchement temporisé, c'est à dire en secours.

Supposons qu'un défaut apparaisse sur une ligne 20 kV, L2 par exemple , et que le disjoncteur

correspondant ne s'ouvre pas . Dans ce cas , c'est la protection P1 qui devra commander l'ouverture de

son disjoncteur , mettant ainsi hors tension la ligne 90 KV et les lignes 20 kV. Mais pour cela il

faudra avoir la certitude que le disjoncteur de L2 devait s'ouvrir , et qu'il ne l'a pas fait . D'où deux

réglages :

- Réglage de seuil : Is > 300 * (20 / 90) = 66 A, afin qu'il ne soit pas plus sensible que P2 ,

Is > 230 A, afin qu'il soit insensible au courant de transit normal .

Nous prendrons 300 A

- Réglage de temporisation . Il faut attendre que :

. P2 ait eu le temps d'émettre son ordre de déclenchement , (temps maximal )

. son disjoncteur ait eu le temps de couper le courant de court-circuit , (temps maximal )

. P1 ait eu le temps de s'apercevoir que le courant était coupé , et d'arrêter la temporisation ,

. un temps de sécurité

C'est la somme de ces quatre temps , diminuée du temps minimal au bout duquel P1 met en

route sa temporisation , qui donne la valeur de réglage de la temporisation . Pour des protections et

des disjoncteurs modernes ils sont de l'ordre de :

. déclenchement de P2 = 40 ms

. ouverture du disjoncteur = 50 ms

. retombée de P1 = 45 ms

. temps de sécurité = 35 ms

. mise en route de P1 = 20 ms

Nous prendrons donc 40 + 50 + 45 + 35 - 20 = 150 ms.

Cette notion de sélectivité, obtenue en combinant d'une part des réglages de grandeurs électriques, et

d'autre part des réglages de temporisations, se retrouve dans tous les systèmes de protection.




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Nota:

Dans le réseau décrit ci-dessus, pourtant simple, le système de protection est nettement

insuffisant: il manque une protection pour le transformateur et pour le jeu de barres 20 kV, et le

défaut entre une phase et la terre n'est pas traité. D'autre part, les fourchettes de réglage sont très

larges. En fait, dans bien des cas elles peuvent être beaucoup plus étroites. On pourra par exemple le

constater en installant trois transformateurs au lieu d'un seul , chaque ligne 20 KV transportant une

charge triple. Enfin , dans ce réseau , tout défaut sur la ligne 90 KV, ou sur le transformateur, ou sur

les barres 20 kV, provoque la coupure de tous les clients alimentés par les lignes 20 kV. Un tel

inconvénient, s'il peut être admis pour les tensions de cet ordre, doit être évité pour les tensions plus

élevées, et pour cela le réseau doit être interconnecté. Il devient alors, comme nous le verrons plus

loin, beaucoup plus difficile à protéger .

Bibliographie [21], [22], [23], [88], [91], [92]




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1- 2 - PROTECTION A MAXIMUM D'INTENSITE

Cette dénomination regroupe les fonctions suivantes:

- Relais instantané:

lorsqu'un seuil de courant est dépassé , le relais émet aussi rapidement que possible un ordre de

déclenchement .

- Relais temporisé:

lorsqu'un seuil de courant est dépassé , une temporisation est mise en route . Si à l'échéance de cette

temporisation le seuil est toujours dépassé , le relais émet un ordre de déclenchement .

- Relais à temps inverse:

le déclenchement est émis au bout d'un temps inversement proportionnel à la valeur du courant .

- Relais directionnel:

c'est une fonction supplémentaire , que l'on ajoute à l'une ou l'autre des précédentes: l'ordre de

déclenchement n'est émis que si la puissance transite dans un sens donné. Pour élaborer cette fonction

le relais doit être alimenté aussi en tension, car le sens de transit est donné par le déphasage entre la

tension et le courant.

Les relais de protection utilisés sur les réseaux sont généralement des combinaisons de ces fonctions.

Par exemple un relais est mis en route par le dépassement d'un seuil de courant, puis attend un temps

fixe , puis , à échéance de ce temps attend un temps inversement proportionnel au courant, puis émetun ordre de déclenchement si la puissance circule dans un sens donné. Il revient au repos lorsque le

courant retombe au-dessous du seuil initial .

Ces relais peuvent être installés sur chacune des phases d'un ouvrage . On les appelle alors relais de

surintensité .

Ils peuvent aussi utiliser la somme des trois courants de phase de l'ouvrage. On les appelle alors relais

de courant homopolaire. Ils utilisent soit un transformateur annexe réalisant la somme des trois

courants issus des réducteurs principaux , soit un réducteur placé sur la connexion de neutre primaire

ou secondaire du transformateur de puissance .

Ils peuvent aussi être installés sur les connexions de gaine des câbles ou sur la connexion de mise à laterre des cuves de transformateurs de puissance .

Bibliographie [13]




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1 - 3 - PROTECTION BUCHHOLZ

C'est un dispositif destiné à protéger les transformateurs de puissance à huile contre les défauts

internes. Son principe n'est pas basé sur une mesure électrique, mais sur un critère mécanique: lors

d'un amorçage interne, ou d'un échauffement anormal, il se produit un dégagement de gaz. Si ce

dégagement est faible, un flotteur s'abaisse progressivement et fait fonctionner un relais d'alarme. Si le

dégagement est plus violent, il provoque un mouvement d'huile qui fait basculer une palette et

provoque le déclenchement du disjoncteur.

Le gaz qui s'est accumulé dans la cloche du relais peut être récupéré et analysé, ce qui permet

d'obtenir des indications sur la nature et l'emplacement du défaut. Il existe trois niveaux d'analyse :

- analyse visuelle . Si le gaz est :

. incolore , c'est de l'air . On purge le relais et on remet le transformateur sous tension

. blanc , c'est qu'il y a échauffement de l'isolant

. jaune , c'est qu'il s'est produit un arc contournant une cale en bois

. noir , c'est qu'il y a désagrégation de l'huile

- tube DraegerOn fait passer le gaz recueilli dans un tube contenant un réactif. Suivant la couleur prise par le réactif

on peut réaliser une analyse plus précise que précédemment.

- analyse de l'huile

Par analyse chromatographique et essai diélectrique on peut déterminer de manière plus précise

l'élément en panne. Mais cette analyse ne peut être réalisée que par un laboratoire spécialisé.





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1 - 4 - PROTECTION MASSE-CUVE POUR TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE

C'est une protection de transformateur, destinée à détecter les défauts d'isolement entre la partie active

du transformateur et la cuve. Pour cela, on détecte le courant qui s'écoule entre la cuve et la terre, par

un relais de protection à maximum d'intensité instantané. Ceci impose l'isolation de la cuve par

rapport à la terre, de manière à ce que d'une part la totalité du courant passe par la connexion, et

d'autre part il ne se forme pas de boucles. En effet, le courant circulant dans les conducteurs haute

tension crée alors par induction un courant susceptible de faire fonctionner le relais. Sur un court-

circuit en ligne on met alors le transformateur hors tension, par "sympathie ". Les précautions à

prendre sont:

- bien faire passer les conducteurs basse tension, dont le blindage se trouve relié à la terre du

poste à une extrémité, et à la cuve à l'autre extrémité, à l'intérieur du tore;

- veiller à ce que les éléments reliés à la terre du poste, mais en contact avec la cuve, soient

correctement isolés, sinon des surtensions transitoires sont susceptibles de percer l'isolant, puis, une

fois le cheminement établi, une boucle se trouve formée.

Primaire Secondaire

DJ primaire DJ secondaire

éclateur éclateur

protection à

maximum

d'intensité

Cales isolantes




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1 - 5 - PROTECTION D'ANTENNE PASSIVE

Sur certaines lignes on veut, lorsqu'un défaut affecte une seul phase, ne déclencher que cette

phase. C'est le cas, sur le réseau français, des lignes 225 kV et 400 kV.

DJ1 DJ2

X X

X X

X X

poste 1 poste 2

Si un défaut apparaît sur la phase A , une protection à maximum d'intensité placée sur la phase A au

poste 1 détecte le défaut et fait ouvrir le pôle correspondant du disjoncteur. Après quoi, au poste 2, un

courant subsiste sur la phase A , provenant des autres phases à travers les bobines du transformateur.

Ce courant, inférieur au courant de charge, n'est pas suffisant pour faire fonctionner une protection de

surintensité, mais suffit à empêcher l'arc de s'éteindre. Un essai de réenclenchement au poste 1

retrouve alors le défaut, ce qui conduit à un déclenchement triphasé définitif.

Pour faire ouvrir le disjoncteur de la phase A au poste 2 , on place un sélecteur voltmétrique S2

constitué de trois relais de seuil de tension au poste 2 . la phase dont la tension est inférieur au seuilest celle où se trouve le défaut . Le fonctionnement est alors le suivant :

a - Le disjoncteur D1 déclenche sur une seul phase.

C'est le cas lorsqu'il s'agit d'un défaut monophasé et que la ligne considérée est une ligne 225 kV ou

400 kV. Il existe alors deux types d'installation:

- Si une bonne qualité d'alimentation est recherchée pour la clientèle, la protection P1 émet un

ordre de télédéclenchement lent (100ms, voir § 2-1-5) à destination de S2. Cette dernière émet alors

un ordre de déclenchement monophasé sur la phase où le relais de seuil constate une tension

inférieure à 80 % de la tension nominale. C'est la protection d'antenne passive instantanée.

- Si une qualité d'alimentation moins bonne peut être acceptée, l'équipement de

télédéclenchement n'est pas installé, et le sélecteur voltmétrique émet seul son ordre de

déclenchement, en attendant un intervalle sélectif de plus que les deuxièmes stades (voir § 21111) des

postes encadrants. Ceci signifie d'une part un temps de cycle monophasé plus long, et d'autre part un

risque de déclenchement intempestif sur défaut éloigné mal éliminé. C'est la protection d'antenne

passive temporisée.

b- Le disjoncteur D1 déclenche en triphasé , soit parce qu'il s'agit du réseau 63 kV, soit parce que le

défaut est polyphasé.

La protection S2 n'est en principe plus utile.




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Il peut cependant arriver que l'antenne soit légèrement active, en particulier si , parmi la clientèle il

existe des producteurs autonomes de faible puissance. Cette production peut alors être insuffisante

pour faire fonctionner une protection de distance, mais suffisante pour empêcher l'extinction de l'arc.

C'est pourquoi la protection S2 émet un ordre de déclenchement triphasé, soit à réception du

télédéclenchement, soit à échéance d'une temporisation, si elle détecte une baisse de tension sur au

moins deux phases.

c- Le défaut est trop résistant pour faire fonctionner les protections de distance du poste 1 .

- Si le télédéclenchement a été installé, la protection d'antenne passive comporte un relais à

courant résiduel alimenté par le courant du neutre primaire du transformateur. Elle émet alors un

ordre de déclenchement triphasé au bout de 500 ms après réception de l'ordre de télédéclenchement ,

- Si le télédéclenchement n'a pas été installé, le sélecteur S2 ne sait pas si le disjoncteur situé

à l'extrémité active a déclenché. Une protection de puissance homopolaire (voir § 24), indépendante

de la PAP, et sélective avec les autres protections à puissance homopolaire du réseau, est nécessaire.

d - Déclenchement en secours des défauts entre phases

L'élimination des défauts polyphasés est assurée par une protection de secours polyphasée, fortement

temporisée.

Nota: nous avons vu que le télédéclenchement est lent. Ceci est dû au fait que l'on a retenu un

système à haute sécurité, afin d'éviter les déclenchements intempestifs sur défaut apparaissant sur un

autre ouvrage. Mais alors cet ordre risque d'être retombé, coté émission, avant d'être reçu. C'est

pourquoi l'équipement de téléaction chargé de transmettre l'ordre de télédéclenchement garde en

mémoire cet ordre pendant un temps de 120 à 650 ms.

Bibliographie [16]




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1 - 6 - PROTECTION MASSE-CABLE

X

X

Défaut entre âme et gaine

X

réducteur de courant protection de surintensité parafoudre de gaine

Elle est destinée à protéger la partie souterraine des liaisons comportant une partie en ligne aérienne et

une partie en câble souterrain, lorsque la gaine de ce câble est mise à la terre uniquement côté poste.

Dans la bibliographie en référence sont précisées les règles de mise à la terre des gaines de câbles.

Le principe est le suivant : un court - circuit entre âme et gaine provoque la circulation d'un courant

dans la connexion de mise à la terre de cette gaine. Ce courant est détecté par une protection desurintensité instantanée, qui provoque le déclenchement du disjoncteur DJ1 situé à proximité du

câble. Comme les défauts sur les câbles sont toujours permanents, le déclenchement est toujours

triphasé, et la protection inhibe le réenclencheur correspondant.

Le disjoncteur DJ2 situé à l'autre extrémité de la liaison est déclenché par les autres protections de la

liaison, comme s'il s'agissait d'un défaut situé sur la ligne aérienne. Cependant, pour des raisons de

sécurité des personnes, si le câble se trouve dans une zone urbaine ou industrielle, le disjoncteur DJ2

est télédéclenché en triphasé par la protection masse - câble, et son réenclencheur est inhibé.

X X

DJ1 DJ2

Nota:

Comme pour les protections masse- cuve , il est impératif qu'il n'y ait pas d'autres mises à la terre que

celle qui passe à travers le réducteur de courant .


1 - 7 - PROTECTION DES BATTERIES DE CONDENSATEURS




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Les batteries de condensateurs sont protégées contre deux types d'anomalies

1 - 7 - 1 - Anomalies extérieures

Ce sont :

- une tension trop élevée, qui a deux effets. Le premier est d'approcher la tension de service de

la tension de claquage, et donc d'augmenter le risque de claquage à l'occasion de surtensions de

manœuvre par exemple, et le second d'augmenter l'énergie dissipée dans la batterie,

proportionnellement au carré de la tension, et par conséquent son échauffement,

- une tension non sinusoïdale. En effet le courant alimentant la batterie est proportionnel à la

dérivée de la tension. Le taux d'harmoniques de courant est alors amplifié par rapport au taux

d'harmoniques de tension, d'un facteur égal au rang de l'harmonique.

Ces facteurs se traduisent tous les deux par une augmentation du courant d'alimentation, de la batterie,

à laquelle la norme NFC 54-100 a fixé une limite:

La batterie ne doit en aucun cas supporter de manière durable une intensité supérieure à 1,3 * In

Nous choisissons un relais réglé à 1,2 * In , et temporisé à 20 secondes pour laisser aux régleurs en

charge le temps d'amener la tension à une valeur correcte.

1 - 7 - 2 - Anomalies intérieures

Les batteries de condensateurs sont formés de condensateurs élémentaire de 5,5 kVAR , et de tension

assignée 1540 V, chacun d'entre eux étant muni d'un fusible incorporé. Ces données sont fournies à

titre d’exemple, mais les valeurs usuelles restent proches de ces chiffres. Ces condensateursélémentaires sont regroupés en bidons de 200 kVAR, sous forme de trois séries de 12 condensateurs

en parallèle. De cette manière, si un condensateur se met en court-circuit, il provoque la décharge des

11 autres, et la fusion de son fusible. Il est alors hors service.

Les bidons sont alors connectés entre eux pour obtenir une branche capable de tenir la tension

d'alimentation. Par exemple, pour obtenir une batterie de 9,6 kVAR sous 63 kV, on installe 8 bidons

en série.

Les branches sont ensuite disposées en double étoile suivant le schéma ci-dessous:

a b c a b c

protection à maximum d'intensité vers disjoncteur de la tranche

condensateur




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Le claquage d'un condensateur élémentaire provoque un déséquilibre entre chacune des deux étoiles,

et le passage d'un courant dans la protection à maximum d'intensité.

Dans l'exemple ci-dessus, les réglages sont les suivants:

- courant de déséquilibre normal inférieur à 40 ma.

- seuil d'alarme 80 ma

- seuil de déclenchement 270 ma .

Ce dernier seuil est déterminé de telle manière que sur aucun condensateur élémentaire la tension ne

dépasse de 10 % celle qu'il recevrait si la batterie était saine. Ceci correspond au claquage de trois

condensateurs élémentaires situés sur une même parallèle. Si les condensateurs sont répartis

différemment, leur nombre peut être plus important, mais la contrainte sur les autres condensateurs

reste du même ordre. Cette protection émet un ordre de déclenchement instantané.

En secours de ces deux types d'anomalies, on utilise une protection à maximum d'intensité, réglée à 3*

In, et temporisée à 100 ms.

Bibliographie [18]




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1 - 8 - PROTECTION CONTRE LES SURTENSIONS ET LA FERRORESONANCE

On appelle ferrorésonance l'ensemble des phénomènes de relaxation à très basse fréquence, c'est à

dire à 50 HZ ou à une fréquence sous harmonique, généralement 3 ou 5, apparaissant lorsqu'une

bobine saturable, généralement un transformateur, est liée à un élément sous tension par un

condensateur. Nous avions déjà rencontré ce phénomène sur les réducteurs de tension bobinés (voir

deuxième partie, § 2). Il a aussi été observé sur les postes raccordés en piquage sur le réseau 400 kV.

Lorsque la bobine n'est pas saturée, le circuit est inductif. Lorsqu'il est saturé, le circuit est capacitif.

Lorsque la saturation apparaît, il existe un point instable où le circuit est résonant. Des oscillations derelaxation apparaissent alors, accompagnées de surtensions et de surintensités dangereuses pour les

ouvrages concernés. Leur modélisation, qui porte sur des phénomènes non linéaires, nécessite des

logiciels très élaborés, tels que PDMS.

En fait, les phénomènes observés sur les piquages 400 kV sont de deux types:

- les surtensions,

- la ferrorésonance.

1 - 8 - 1 - Surtensions

Le transformateur du poste en piquage est alimenté en antenne par le réseau sur une ou deux phases.

Une surtension à 50 Hz peut se produire. Il s'agit ici d'un phénomène linéaire. L'apparition du

phénomène de surtension est instantané dès l'instant où les conditions nécessaires sont réunies.

Ligne

X X

X X

X X

X X X

Poste en piquage

Transformateur 400 kV / 90 kV

La valeur du coefficient de surtension S est d'autant plus grand que l'impédance homopolaire Zo du

transformateur et que la capacité phase - terre Cp de la ligne seront élevées. En effet, l'étude a montré

que le coefficient de surtension S valait:

V Xc 1

S = = avec Xc = et Xo = j * Lo * ω Vn Xc - 3 * Xoç j * Cp * ω




70 / 320

1 - 8 - 2 - Ferrorésonance

Son risque d'apparition existe lorsqu'un transformateur à vide ou très faiblement chargé est alimenté

en piquage par un des circuits d'une ligne 400 kV double terne, et lorsque ce circuit est ouvert sur les

trois phases aux deux extrémités, le deuxième circuit étant sous tension.

X X

X X

X X

X X

X X

X X

Le phénomène de ferrorésonance est trop dépendant des conditions initiales pour pouvoir être prévu

par le calcul. Il faut donc considérer qu'il y a risque potentiel de ferrorésonance sur tout

transformateur alimenté en piquage par une ligne double terne. L'étude a cependant montré que, pour

un réseau donné, plus les surtensions sont élevées et plus les risques de ferrorésonance sont

importants.

La ferrorésonance apparaît lentement. Quelques secondes sont nécessaires pour qu'elle atteigne sonamplitude maximale. Ce délai peut être mis à profit pour détecter le phénomène et ordonner le

déclenchement du disjoncteur du transformateur.

1 - 8 - 3 - Mesures prises pour éviter les détériorations de matériel dues à ces phénomènes:

- Eviter les schémas de réseau où le coefficient de surtension est supérieur à 1,5. Nous

retiendrons qu'il faut éviter, en première approximation, de placer des transformateurs de 150 MVA

en piquage sur des lignes dépassant 100 km.

- asservir le déclenchement du disjoncteur primaire à celui du disjoncteur secondaire, de telle

manière que le disjoncteur primaire ouvre toujours en premier,

- doubler les bobines de déclenchement des disjoncteurs primaires,

- doubler les téléactions entre les postes source et le poste en piquage (voir § 15)

- installer, si le coefficient de surtension est supérieur à 1,1, des protections contre les

surtensions et la ferrorésonance aux postes source et au poste en piquage.




71 / 320

1 - 8 - 4 - Protection contre les surtensions

a - Protection placée aux trois extrémités de la ligne 400 kV

Elle mesure les trois tensions entre phase et les trois tensions entre phase et terre.

Elle comporte deux seuils:

- un seuil haut, instantané, réglé à 1,2 * Un entre phases et 1,45 * Vn entre phase et terre,

- un seuil bas, temporisé à 4 s, réglé à 1,1 * Un entre phases et 1,1 * Vn entre phase et neutre.

Elle commande le désarmement du réenclencheur.

b - Protection placée au secondaire du transformateur

Les seuils sont les suivants:

- seuil haut, instantané, réglé à 1,2 * Un entre phases

1,45 * Vn entre phase et terre en 225 kV

1,65 * Vn entre phase et terre en 90 kV et 63 kV,

- seuil bas, temporisé à 4 s, réglé à 1,15 * Un entre phases et 1,15 * Vn entre phase et neutre.

1 - 8 - 5 - Protection contre la ferrorésonance

Elle est réalisée d'une part grâce à la protection contre les surtensions décrite ci-dessus, et d'autre part

grâce à un relais alimenté par les trois tensions simples du secondaire du transformateur. Ce relaisélimine la composante à 50 Hz. Son seuil est fixé à 0,224 * Vn dans la bande de 75 Hz à 500 Hz. Sa

sensibilité est plus élevée pour les fréquences inférieures à 50 Hz. Elle est d'autant plus élevée que la

fréquence est plus faible.





72 / 320

1 - 9 - PROTECTION A DEPASSEMENT DE FLUX

Les transformateurs de puissance sont calculés de telle sorte que lorsque la tension est maximale à

leurs bornes, et que la fréquence est de 50 Hz, l'induction de leur noyau est proche de l'induction de

saturation.

U

En première approximation, le flux dans le noyau, proportionnel à l'induction, est lié à la tension

primaire par:

U = - dφ / dt = j * 2 * π * f * φo

Nous voyons donc que si la fréquence diminue, le flux augmente. Or, comme à 50 Hz le circuit

magnétique du transformateur était proche de la saturation, le flux à l'intérieur du noyau ne peut pas

augmenter. C'est alors le flux de fuite qui augmente très fortement, et qui induit des courants de

Foucault dans la cuve du transformateur. Si la baisse de fréquence, jointe à une tension élevée, est

suffisante, le transformateur peut se trouver gravement endommagé.

Les relais protégeant les transformateurs contre ce phénomène sont sensibles au rapport V / f.

Ils possèdent deux seuils:

seuil bas: si V/f > 1,1 *Vn / 50, le relais émet un ordre de déclenchement au bout de 1 minute,seuil haut : si V/f > 1,25*Vn / 50, le relais émet un ordre de déclenchement au bout de 5

secondes.

De tels relais ne sont pas utilisés sur le réseau EDF. Ils sont utilisés sur les réseaux de petite taille, et

non connectés à des réseaux plus puissants. Dans de tels réseaux, le maintien de la fréquence à 50 Hz

est plus difficile que dans les réseaux interconnectés, et il est important de se prémunir contre ses

variations.

Bibliographie: [96]




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1 - 10 - FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE

Poste 400 kV ou 225 kV

DJ 1

X

Ia > I1 instantané Ia + Ib + Ic > Io1 instantané

Ia > I2 temporisé Ia + Ib + Ic > Io2 temporisé

P1 P2

Ligne L1

protection d'antenne

passive

DJ2

X

mise à la terre relais Buchholz

directe

vers DJ3

mise à la terre par vers DJ2

l'intermédiaire

d'une réactance de 36 Ω

(le courant de court circuit monophasé relais masse - cuve

du réseau est limité à 8 ou 10 kA)

Ia > I'2 temporisé

Ia + Ib + Ic > I'o2 temporisé

DJ3

P3 X

Poste 90 kV ou 63 kVDJ4 DJ5 DJ6

X X X

Ia > I'1 instantané

Ia + Ib + Ic > I'o1 instantané

P4




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- Les défauts polyphasés sur la ligne L1, toujours francs ou faiblement résistants, font circuler

dans la protection P1 un courant supérieur au courant I1 (voir § 1-1 ) dans deux ou trois phases. Cette

protection, qui observe le courant de chaque phase, provoque un déclenchement triphasé instantané du

disjoncteur DJ1, avec réenclenchement éventuel (voir 4° partie, §4, réenclencheur).

- Les défauts monophasés francs ou faiblement résistants sur L1 font circuler dans la

protection P1 un courant supérieur à I1 dans la phase en défaut. Cette protection provoque l'ouverture

de DJ1 sur la phase correspondante. A l'autre extrémité, la baisse de tension sur cette phase provoque

l'ouverture du pôle correspondant de DJ2 , par la protection d'antenne passive temporisée.

- Les défauts monophasés résistants sont éliminés par la protection à maximum d'intensité

homopolaire P2, qui commande un déclenchement triphasé, avec réenclenchement éventuel. Cette

protection joue aussi le rôle de protection de secours local pour la protection P1 vis à vis des défauts

monophasés ou biphasés - terre.

- Les défauts sur les bobinages du transformateur sont éliminés par le relais Buchholz qui

provoque un déclenchement triphasé définitif, et en secours éloigné par la protection P1.

- Les défauts entre bobinage et cuve sont éliminés par la protection masse - cuve, qui provoque

un déclenchement triphasé définitif, et en secours éloigné par le seuil temporisé de P1 et P2.

Nota: Si les bornes sont protégées par éclateurs , une surtension due par exemple à la foudre, et

durant quelques nanosecondes provoque un arc qui subsiste jusqu'à la mise hors tension de la ligne

par la protection masse - cuve. Si les bornes sont protégées par parafoudre, ces derniers se

désamorcent à la disparition de la surtension, et la protection ne fait pas déclencher les disjoncteurs .

- Les défauts sur la ligne L 4 sont éliminés par P4, qui émet un ordre de déclenchementinstantané. Le secours éloigné est assuré par P3 , qui assure aussi l'élimination des défauts entre le

transformateur et les disjoncteurs DJ4 , DJ5 , DJ6. Si on veut éviter le déclenchement de DJ1 en

même temps que DJ3, il faut temporiser les seuils bas de P1 et P2 de deux intervalles sélectifs.

Au chapitre "réglages " nous verrons qu'il n'est pas toujours possible de trouver des seuils

permettant le fonctionnement correct de l'ensemble. Il faut alors faire appel à d'autres protections ,

plus compliquées , et utilisant à la fois les tensions et les courants . Elles sont décrites au chapitre

suivant (§ 2 de la troisième partie).

nota:

Le fonctionnement décrit ici a essentiellement un intérêt didactique ; dans la réalité les réseaux ne

sont jamais totalement en antenne, ce qui conduit à remplacer les protections à maximum d'intensité

par des protections de distance ou des protections différentielles (voir § suivant ).

Bibliographie [19], [21], [22], [23]




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2 - PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS DES RESEAUX BOUCLES

2-1 PROTECTION DE DISTANCE

2 - 1 - 1 - Principe

Le cas considéré au § 1-1 est celui d'un réseau alimenté par une seule centrale de production .

Or ce n'est généralement pas le cas: dés qu'il existe plusieurs centrales de production sur un territoire

donné, elles sont interconnectées par des lignes de transport à haute tension , leur permettant de se

secourir mutuellement et d'atteindre un meilleur optimum économique.

Dés lors , le système étudié au chapitre précédent ne convient plus .

Soit en effet l'élément de réseau suivant :

Un défaut apparaissant en F provoque la circulation d'un courant pratiquement identique dans

les protections associées aux disjoncteurs dja1 , dja2 , djb1 , djb2 d'une part , djc1 , djc2 , djd1 , djd2

d'autre part. Si nous ne disposons que de protections à maximum de courant, les 8 disjoncteurss'ouvrent donc , alors que seuls djb2 et djc1 doivent s'ouvrir. Nous devons donc faire appel à des

principes de mesure plus compliqués, utilisant les tensions .

dja1 dja2 djb1 djb2 djc1 djc2 djd1 djd2

Va Vb Vc Vd

X X X X X X X X

F

source 1 is1 ia ib ic id is2 source 2

charge charge charge charge

passive passive passive passive

2-1-1-1- Cas du défaut triphasé

Dans ce cas, chacun des éléments du réseau est équilibré, et nous pouvons, en appliquant la

théorie des composantes symétriques, ne considérer que les grandeurs directes. Le réseau considéré

est alors un réseau monophasé.

Nous utilisons:

- des déterminations de direction: la phase du rapport Vb / Ia est opposée à celle du rapport Vb /Ib ,les courants étant toujours comptés positivement du poste vers la ligne .

- des comparaisons d'impédances: le module du rapport Va / Ia est supérieur à celui du rapport Vb / Ib

Dés lors le système est le suivant :

2-1-1-1-1- Détermination de la direction du défaut

Elle est faite en mesurant le déphasage φ entre la tension et le courant, et en le comparant à

deux valeurs, par exemple -70° et 110 °. Ainsi, le déphasage entre Vb et Ib est tel que -70° < f < 110 °,

et le défaut est détecté vers l'aval, c'est à dire vers la ligne protégée. Le déphasage entre Vb et Ia esttel que 110° < f < -70 °, et le défaut est détecté vers l'amont, c'est à dire vers une autre ligne.




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2-1-1-1-2- Comparaison de réactance

Nous mesurons la partie réactive de l'impédance Va / Ia, (ou Vb / Ib, …) qui est, en première

approximation, égale à la réactance du tronçon de ligne situé entre le point de mesure et le défaut.

Nous comparons cette valeur à deux valeurs de réglage égales, dans les cas les plus simples, à 80 % et

120% de la réactance de la totalité de la ligne (voir le § 6 "réglages").

Si la valeur mesurée est inférieure à la valeur de réglage la plus faible, et si le relais directionnel

indique que le défaut est coté ligne, nous pouvons être certains que le défaut est sur la ligne. Un ordre

de déclenchement est alors émis instantanément.

Si elle est comprise entre les deux valeurs, toujours dans la même direction, nous pouvons être

certains que tous les défauts susceptibles d'apparaître sur la ligne sont vus, mais d'autres, plus

éloignés, peuvent l'être aussi. L'équipement de protection émet alors un ordre de déclenchement

temporisé.

Cette fourchette de ± 20% correspond à la somme de toutes les erreurs qui peuvent être commises

dans cette mesure: erreur sur les caractéristiques de la ligne, erreur due aux réducteurs de mesure,erreur due à la protection, et marge de sécurité.

Les défauts vus au delà des 120% , et jusqu'à 150% , donnent lieu à des déclenchements plus

temporisés , et ceux qui sont vus dans la zone amont donnent des déclenchements encore plus

temporisés.

D'où la représentation suivante, dans le plan d'impédance Z = Va / Ia

X

Limite de troisième zone

limite de deuxième zone

extrémité de l'image de la ligne

limite de première zone

R

relais directionnel

limite de quatrième zone




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2-1-1-1-3- Comparaison de résistance

En fonctionnement normal, l'impédance Vb / Ib2 a une partie résistive élevée, mais une partie

réactive faible, souvent inférieure à la réactance de première zone. La zone de déclenchement de la

protection doit donc être aussi limitée en résistance.

- ligne en antenne

Va

Ia

Résistance de résistance de

défaut charge

Si la ligne est à vide et si un défaut apparaît, l'impédance vue du départ de la ligne est la somme de

celle de la ligne et de celle du défaut.

Si la ligne alimente une charge résistive, l'impédance vue du départ de la ligne est la somme de celle

de la ligne et de celle de la charge.

X image de la ligne

point de fonctionnement

normal sur charge résistive

placée à l'extrémité de la ligne

court circuit résistant

au milieu de la ligne

R




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- ligne interconnectée

transit normal

A B

Ia F Ib

Zsa Zsb

Rf

Le courant circulant dans le défaut se décompose en deux parties, l'une venant du poste A, et l'autre

du poste B. Avec le sens du transit indiqué sur la figure, la source située coté B est en retard sur la

source située coté A. L'impédance apparente du défaut vue de A, c'est à dire le rapport entre la tensionen F et le courant Ia, comporte alors une partie résistive de valeur supérieure à la résistance du défaut,

et une partie inductive négative.

Le rapport entre l'impédance apparente et la résistance réelle du défaut s'appelle le coefficient

d'injection.

X extrémité de l'image

de la ligne point de fonctionnement

hors défaut

zad rd

point de fonctionnement

avec court - circuit

rd * ( 1 + Ib / Ia)

R

Diagramme d'impédance au point A

Le facteur 1 + Ib / Ia est le coefficient d'injection au point A

Le transit de A vers B donne une distance apparente plus faible que la distance réelle au point A , et

plus élevée au point B . Comme nous ne connaissons pas , au point A , le déphasage entre Va et Vb,

cette erreur doit être prise en compte dans les réglages. Nous verrons cependant que dans les systèmes

triphasés il existe des méthodes de mesure permettant de s'affranchir en partie de cette contrainte (voir

annexe 6).




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- discrimination entre transit hors défaut et régime de court - circuit

Cette étude montre que les protections de distance ne peuvent détecter un court - circuit que si

sa résistance est suffisamment faible pour qu'il puisse être distingué d'un fonctionnement hors défaut.

Il est donc important de bien connaître ces fonctionnements hors défaut, afin de régler la protection de

telle manière qu'elle soit aussi sensible que possible aux défauts résistants, tout en restant insensible

aux forts transits.

Les points représentatifs des fonctionnements normaux sont extérieurs aux cercles suivants:

- lieu des points obtenus lorsque la tension en A est égale à sa valeur minimale Vmin, et

lorsque le courant est égal à sa valeur maximale Imax.

C'est un cercle de centre A, (cercle 1) et de rayon Vmin / Imax,

- lieu des points obtenus lorsque la tension en B est égale à Vmin, et lorsque le courant est

égal à Imax. C'est un cercle de centre B, (cercle 2) et de rayon Vmin / Imax,

- lieu des points obtenus lorsque la tension en A est égale à sa valeur maximale Vmax, et quela tension en B est égale à Vmin, et qu'elles tournent l'une par rapport à l'autre. C'est un cercle de

centre Ω3, situé sur l'image de la ligne, et de rayon r, tels que:

Vmax² Vmin * Vmax

AΩ3 = AB * (1) et r = AB * (2)

Vmax² - Vmin² Vmax² - Vmin²

- lieu des points obtenus lorsque la tension en B est égale à Vmax et que la tension en A est

égale à Vmin, et qu'elles tournent l'une par rapport à l'autre. C'est un cercle de centre Ω4, et de même

rayon:

Vmin²

AΩ4 = AB * (3)

Vmin² - Vmax²

Les valeurs retenues pour Vmax et Vmin sont:

Réseau 400 kV: Vmin = 360 kV / 3 Vmax = 420 kV / 3

Réseau 225 kV: Vmin = 200 kV / 3 Vmax = 245 kV / 3

Réseau 90 kV : Vmin = 77,8 kV / 3 Vmax = 100 kV / 3

Réseau 63 kV : Vmin = 54,4 kV / 3 Vmax = 72,5 kV / 3

L'intensité Imax dépend des conditions d'exploitation tels que les possibilités d'échauffement

de la ligne et l'éventualité de reports de charge fugitifs pendant les cycles de réenclenchement (voir

4éme partie, § 1 et 5).




80 / 320

Démonstration des formules (1) et (2):

Soit une ligne AB parcourue par un courant I. Dans le plan d'impédance, nous appelons M le point

courant représentant l'impédance VA / I.

A B

I

AM = VA / I, d'où BM = VB / I

La condition VB = Vmin et VA = Vmax peut s'écrire:

Vmax AM =

Vmin BM

- posons AB = RL + j * XL, et posons AM = R + j* X. R et X sont les inconnues.

Le lieu de M est défini par:

(RL + j * XL) - (R + j * X) Vmin

=

R + j * X Vmax M

B

A diagramme d'impédance

que nous pouvons écrire aussi:

[RL - R) ² + (XL - X)²] * Vmax² = (R² + X²) * Vmin² soit

(R² + X²) * (Vmax² - Vmin²) - 2 * (R * RL + X * XL) * Vmax² + (RL² + XL²) * Vmax² = 0

Vmax² Vmax² (RL² + XL²) * Vmin² * Vmax²

(R - RL * ) ² + (X - XL * ) ² =

Vmax² - Vmin² Vmax² - Vmin² (Vmax² - Vmin²)²

C'est l'équation d'un cercle dont le centre a pour affixe:

Vmax²

AΩ3 = (RL + j * XL) *

Vmax² - Vmin²

et dont le rayon est :

Vmax * Vmin

r = RL + j * XL *Vmax² - Vmin²




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Exemple de tracé des cercles C1, C2, C3, C4

Prenons une ligne 400 kV, parcourue par un courant Imax = 2 kA, et d'impédance 3 + j * 30 Ω.

C1, centré sur l'origine, a pour rayon: 360 / 2 * 3 = 104 Ω

C2 a le même rayon. L'affixe de son centre est 3 + j * 30 Ω β C3 et C4 ont pour rayon: 97 Ω

L'affixe du centre de C3 est 10,4 + j * 104 Ω

Celle du centre de C4 est 8,3 + j * 83 Ω

Cercle C3

Ω3

cercle C2

extrémité de la ligne B

(centre du cercle C2)

α

γ

A

Cercle C1

Ω4

Cercle C4

δ




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Détermination graphique des centres et des rayons des cercles C3 et C4

Cercle C4 cercle C3

Vmax

Vmin

δ Ω4 A γ α B Ω3 β D

- Vmin

- Vmax

les cercles C3 et C4 sont centrés sur la droite D. ils passent respectivement par les points α et β, γ et

δ.Il suffit ensuite de reporter la droite D sur l'image de la ligne, en superposant les points A et B.

2-1-1-1-4- Discrimination défaut - pompage

Lors d'une perte de synchronisme, appelée plus communément pompage, entre un groupe

d'alternateurs et les autres alternateurs débitant sur le réseau, il faut ouvrir certaines liaisons

prédéterminées, et ne pas ouvrir les autres (voir le plan de défense, au § 3 de la cinquième partie).

Or, dans ce cas, le point représentatif de l'impédance vue du point A peut être confondu avec

celui d'un défaut. Il peut, par exemple, suivre le trajet du cercle de la figure ci-dessous.

Pour discriminer les défauts des pertes de synchronisme, on joue sur le fait qu'un défaut

provoque une variation brutale de l'impédance vue de A, alors que la perte de synchronisme provoque

une variation progressive de cette impédance.

D2

D1

Si, entre l'instant où le point représentatif de l'impédance passe à gauche de la droite D1 et celui où il

passe à gauche de la droite D2, il s'écoule un temps supérieur à t1, 15 ms par exemple, la protection

est bloquée pendant t2, 2s par exemple. C'est la fonction antipompage.




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2-1-1-1-5- Récapitulation

Ces différentes considérations sont rassemblées dans le diagramme ci-après. La zone dans

laquelle la protection est susceptible d'émettre un ordre de déclenchement, temporisé ou non, est

appelée caractéristique de mise en route. Sa forme varie d'un modèle de protection à l'autre, en

fonction des demandes des exploitants, des contraintes de réseau, et de leur technologie interne.

Dans l'annexe 6 sont rassemblées les caractéristiques de mise en route et d'antipompage des

protections de distance utilisées sur le réseau EDF.

antipompage

mise en route

deuxième zone

première zone

directionnel




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2-1-1-1-6- Mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension.

Certaines protections se contentent d'un système de mise en route par surintensité. D'autres,

plus élaborées, utilisent le système de mise en route par maximum de courant contrôlé par la tension.

Au lieu d'utiliser une caractéristique de mise en route tracée dans le plan d'impédance pour

discriminer les défauts des régimes de transit hors défaut, elles utilisent une caractéristique tracée

dans le plan défini par I et V. Ceci permet de distinguer, pour une même impédance, les situations

de défaut, lorsque la tension est faible, et les situations de transit, lorsque la tension est élevée.

De plus, la caractéristique change lorsque le déphasage entre V et I dépasse un seuil donné,

30° par exemple. En effet, nous admettons alors que même si, avec une tension élevée, le courant est

inférieur au courant de transit maximal, il ne s'agit plus d'un cas de transit normal, mais d'un défaut

éloigné. Le seuil de courant utilisé est alors plus faible.

Par exemple, la caractéristique de la protection 7 SA 513 de Siemens est la suivante:

caractéristique caractéristique

pour ϕ > 30° pour ϕ < 30°

0,53 * Vn

0,48 * Vn

0,35 * Vn

0,2 * In 0,8 * In 1,2 * In

Exemple pour un courant maximal de transit de l'ordre de In

L'inconvénient de ce système est la difficulté de le faire fonctionner avec un dispositif antipompage.

C'est pour cette raison qu'il n'est pas utilisé à EDF.




85 / 320

2-1-1-2-Cas du défaut déséquilibré

2-1-1-2-1- Equations des boucles

La théorie des composantes symétriques nous donne, pour une ligne et ses extrémités, le schéma

équivalent suivant (voir annexe 1):

source A barres du barres du source B

poste A poste B

phase a

zds zd*y zd*(1(y) zdt

phase b


phase c


Ic

rf If

Ir

y*(zo-zd)/3 (1-y)*(zo-zd)/3

Il existe quatre types de défaut:

- le défaut monophasé.

C'est le défaut représenté ici, entre la phase c et la terre. C'est le plus fréquent. Il est généralement dû à

la foudre.

L'équation de la boucle en défaut est

Vc = zd * y * Ic + rf * If + ( (zo - zd) / 3) * y * Ir (1)

avec: zd = impédance directe de la ligne AB,

y = distance entre le point A et le défaut, en pourcentage de la longueur de la

ligne,

Ic = courant dans la phase c, issu de A,

rf = résistance du défaut,

If = courant dans le défaut,

zo = impédance homopolaire de la ligne,

Ir = courant de retour dans la terre. Il vaut trois fois le courant homopolaire.




86 / 320

On pose généralement:

ko = (zo-zd) / 3 * zd.

C'est un nombre complexe, les impédances zo et zd n'ayant pas nécessairement le même argument. Il

est cependant considéré comme réel dans la plupart des protections de distance protégeant les lignes

aériennes. En revanche il est bien considéré comme complexe, et réglable sur ses deux composantes,

sur les protections de distance protégeant les câbles souterrains.

Ce coefficient, appelé coefficient de terre, vaut entre 0,5 (ligne avec deux câbles de garde), et 1 (ligne

sans câble de garde en terrain résistant).

L'équation (1) peut alors s'écrire:

Vc = zd * y * (Ic + ko * Ir) + rf * If (2)

Pour le calcul de la distance du défaut, nous considérons alors l'impédance Vc / (Ic + ko * Ir), qui

donne directement la réactance du tronçon de ligne situé entre la protection et le défaut.

Si le défaut n'est pas alimenté cote B ,les courants Ic, If, et Ir sont égaux et l'équation devient:

Vc = zd * y * Ic * (1 + ko) + rf * Ic

Dans ce cas, la résistance de défaut vue par la protection utilisant l'impédance définie ci-dessus est:

rf / (1+ko).

Si l'alimentation du défaut est bilatérale, ce qui est le cas général , le courant circulant dans le défaut

est la somme du courant Ic et d'un courant issu de l'autre extremité, ce qui conduit à une résistance

apparente de défaut supérieure à rf , et introduit une erreur de mesure de réactance , comme nousl'avions vu dans l'étude du défaut équilibré.

R apparent

Vc = (zd apparent + ) * (Ic + ko *Ir)

1 + ko

Pour s'affranchir de l'erreur sur la résistance , certaines protections utilisent, pour la mesure de

distance deux courants: le courant image, égal à Ic + ko * Ir, qui sert à calculer la chute de tension

dans la ligne, et le courant pilote Ip, supposé en phase avec le courant de défaut (voir annexe 6).

Vc = zd * ( Ic + ko * Ir) + r apparent * Ip

- le défaut biphasé isolé.

Il est beaucoup moins fréquent que le précédent. Il se produit généralement lorsque les conducteurs se

balancent sous l'effet du vent . Nous supposerons qu'il apparaît entre les phases a et b .

L'équation de la boucle en défaut est :

Vab = Va - Vb = Ia * zd * y + Rf * If + Ib * zd * y

Si le défaut n'est pas alimenté coté B , Ia = -Ib = If et l'équation devient :

Vab = (Ia - Ib) * (zd * y + Rd / 2)




87 / 320

S'il est alimenté coté B , il faut remplacer la résistance par une résistance apparente , comme pour le

défaut monophasé, mais ce type de défaut est généralement peu résistant .

Nota :les différents éléments de mesure des protections utilisent des grandeurs d'entrée variant d'une

protection à l'autre , et d'une fonction à l'autre. Cependant, les mesures de distance sont toujours

réalisées en utilisant les mêmes impédances, à savoir :

Boucle a - terre: Va / (Ia + ko*Ir) boucle a - b: (Va - Vb) / (Ia - Ib)

Boucle b - terre: Vb / (Ib + ko*Ir) boucle b - c: (Vb - Vc) / (Ib - Ic)

Boucle b - terre: Vc / (Ic + ko*Ir) boucle c - a: (Vc - Va) / (Ic - Ia)

Mais lorsqu'un élément de mesure utilise des grandeurs d'entrée différentes , sa caractéristique dans le

plan d'impédance défini ci-dessus varie entre le régime normal et le régime de défaut

- le défaut triphasé .

C'est le défaut équilibré vu précédemment. Il est assez rare , et généralement dû à un oubli des perchesde terre à la fin de travaux sur un ouvrage . Il peut résulter aussi d'un acte de malveillance .

Les équations des boucles en défaut sont :

Va = zd * y * Ia

Vb = zd * y * Ib

Vc = zd * y * Ic

Que l'on peut tout aussi bien écrire :

Uab = Va - Vb = zd * y * (Ia - Ib)Ubc = Vb - Vc = zd * y * (Ib - Ic)

Uca = Vc - Va = zd * y * (Ic - Ia)

Ou

Va = zd * y * (Ia + ko * Ir) avec Ir = 0

Vb = zd * y *( Ib + ko * Ir) "

Vc = zd * y * (Ic + ko * Ir) "

Ce défaut est détecté indifféremment par l'une ou l'autre des six boucles .

- défaut biphasé - terre .

C'est généralement un défaut monophasé qui a évolué sur la phase voisine .

C'est le plus complexe à étudier, car il fait intervenir la résistance du défaut entre phases, faible, et la

résistance phase - terre, qui peut être élevée. Il peut être détecté par une boucle phase et deux boucles

terre.




88 / 320

2-1-1-2-2- Fonctions réalisées dans la protection

- Mesure de distance

Elle est réalisée en utilisant les impédances définies ci-dessus.

Suivant la rapidité demandée, une protection peut comporter 6 boucles fonctionnant en parallèle, ou 3

boucles phase - phase commutées en boucles phase - terre à l'apparition d'un courant homopolaire, ou

une seule boucle dont les grandeurs d'entrée sont commutées par le sélecteur de phases. Dans tous les

cas, une boucle de mesure de distance ne peut émettre un ordre de déclenchement que si elle est

validée par la mise en route et le sélecteur de phase.

- Mise en route et sélection de phase

La mise en route permet de discriminer les défauts résistants des fonctionnements stables hors défaut

les plus contraignants, c'est à dire les reports de charge temporaires lors d'un défaut sur une ligne

voisine.

Le sélecteur de phase détermine la, ou les phases en défaut.

Dans la plupart des protections ces deux fonctions sont réalisées par le même élément. Or la sélection

de phase ne fonctionne pas bien avec les impédances définies pour les mesures de distance car le

courant de défaut intervient dans les boucles saines. C'est pourquoi on utilise généralement des

caractéristiques tracées dans les plans d'impédance Va / Ia; Vb / Ib; Vc / Ic; (Va - Vb) / Ia;

(Vb - Vc) / Ib; (Vc - Va) / Ic.

Mais dans certaines protections, la sélection de phase est réalisée par un élément distinct de la mise en

route. Dans ce cas la mise en route est réalisée à partir des mêmes impédances que la mesure de

distance (voir annexe 6, REL 100).

Les protections peuvent comporter soit 3 éléments de mise en route impédancemétrique, commutés

par un relais de courant homopolaire et servant à la sélection de phase, soit 6 éléments de mise en

route impédancemétriques fonctionnant en parallèle et un relais de courant homopolaire, la sélection

de phase étant élaborée à partir des informations de ces éléments, soit 6 boucles de mise en route, 6

boucles de sélection de phase, et un relais de courant homopolaire,

- Antipompage

Il est réalisé grâce à une caractéristique entourant la mise en route en fonctionnement hors défaut.

Lors d'un défaut il peut ne pas entourer la mise en route, s'il est tracé dans un plan d'impédance

différent.

- Relais directionnel

Il est réalisé par comparaison de phase entre un courant supposé en phase avec le courant de défaut et

une tension aussi peu affectée que possible par le défaut, par exemple la tension directe. Cette tension

est généralement maintenue par un système de mémoire afin de permettre une orientation correcte,

même en cas de défaut triphasé près du poste où se trouve la protection.




89 / 320

Nota: en cas de défaut phase - phase - terre, le comportement des protections à six boucles de mesure

de distance est différent de celui des protections à un ou trois boucles: Dans le premier cas le défaut

biphasé - terre est détecté par une boucle de mise en route biphasée, et la mesure de distance est

correct. Dans le second il est détecté par deux boucles de mise en route phase -t erre, et la mesure de

distance peut être entachée d'erreurs importantes si le défaut est résistant: les défauts sont vus plus

près qu'ils ne sont réellement; de plus, lorsque le défaut biphasé - terre est apparu à la suite d'un

défaut monophasé, ou d'un défaut biphasé isolé, qui a évolué, les protections à commutation peuvent

se révéler défaillantes, car au moment de l'évolution du défaut leurs temporisations reviennent à zéro .

2-1-1-2-3 Défaut sur l'alimentation en tension - fonction "rupture fusible"

Si un réducteur de tension est défaillant, ou si son circuit secondaire est coupé, la boucle

correspondante de la protection reçoit une tension nulle, et un courant non nul. Elle voit donc une

impédance nulle, et émet un ordre de déclenchement. Deux systèmes sont utilisés pour éviter cet

inconvénient:

- chaque phase est protégée par un fusible.

La mise hors tension d'une phase provoque l'apparition d'une tension homopolaire, alors que les

courants restent équilibrés. Cette situation provoque le verrouillage de la protection. Notons que pour

vérifier que les courants sont équilibrés, on vérifie non seulement l'absence de courant homopolaire,

mais aussi l'absence de courant inverse, pour pallier les cas où le réseau situé en aval de la protection

fonctionne à neutre isolé,

- les trois phases sont protégées par un disjoncteur triphasé.

Le disjoncteur doit alors posséder un contact auxiliaire qui s'ouvre avant les contacts principaux.

L'ouverture de ce contact provoque le verrouillage de la protection.

Bibliographie [20], [21], [22], [23]




90 / 320

2 - 1 - 2 - Protections de distance électromécaniques

Ces protections ne sont plus fabriquées, mais sont encore en service sur de nombreux départs. Leur

principe est exposé ici essentiellement pour servir de point de comparaison avec les protections

électroniques, ces dernières présentant de nombreux avantages, mais aussi quelques inconvénients .

Nous prendrons l'exemple de la RXAP de la Compagnie des compteurs(voir Alstom).

2 -1-2-1- Mise en route

C'est une mise en route commutée, c'est à dire possédant 3 éléments dont les grandeurs d'entrée sont

modifiées par la présence de courant résiduel.

Chaque élément est réalisé par un transducteur magnétique: un circuit magnétique possède deux

enroulements. Le premier est parcouru par un courant continu u proportionnel au module de la

tension, obtenu par redressement et filtrage. Ce courant sature le circuit magnétique. Le second est

parcouru par le courant sinusoïdal i. Si pendant l'alternance où les ampère - tours créés par i sont de

signe opposés à ceux créés par u la valeur crête de i est supérieur à u, le circuit magnétique se dé -

sature et se sature en sens inverse. La variation brutale d'induction crée alors, dans un troisièmeenroulement, une force électromotrice qui provoque la fermeture d'un relais.

Le basculement est obtenu pour : V - K* I * √ 2 < 0

en supposant la perméabilité magnétique du transducteur infinie.

La caractéristique obtenue dans le plan des impédances est un cercle centré sur l'origine.

En l'absence de défaut le relais de la phase a est alimenté par la tension composée Uab et le courant

Ia, celui de la phase b par la tension Ubc et le courant Ib, et celui de la phase c par la tension Uca et le

courant Ic. Dans ce qui suit, nous les appellerons respectivement A ,B ,C.En cas de défaut entre phases les relais restent alimentés de la même manière .

En cas de défaut monophasé, la présence de courant homopolaire provoque le basculement des

tensions par l'intermédiaire d'un relais à pourcentage . Elles deviennent respectivement les tensions

simples Va ,Vb ,Vc.

nota: Dans certains cas, le réseau aval peut fonctionner à neutre isolé. Dans ce cas le basculement

est réalisé par la présence de tension résiduelle et de courant inverse. Cette solution est en particulier

utilisée dans des protections de distance de même technologie que les RXAP, mais simplifiées,

utilisées au secondaire des transformateurs et appelées PDZ.

Dans les plans d'impédance définis au nota du § 2-1-1-2-1 , les rayons des cercles de mise en route ontpour valeur:

- pour une boucle monophasée : z = Va / (Ia + ko * Ir) ,- soit , pour le cas particulier où Ia = Ir: z = Va / [Ia * (1 + ko)] = K * √ 2 / (1+ko)

- pour une boucle biphasée: z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) - soit , pour le cas particulier où Ia = -Ib c'est à dire en cas de défaut biphasé: z = K*√ 2 / 2

et, pour le cas particulier où Ia - Ib = √3 * Ia , c'est à dire en cas de marche normale: z = K * √ 2 / 3

Nous constatons bien, dans ce cas , que la caractéristique est différente entre le défaut biphasé et lamarche normale.




91 / 320

Le relais à pourcentage provoquant le basculement des tensions est le suivant :

Ressort antagoniste

Fléau

Noyau plongeur noyau plongeur

Ia

Ir

- Ib

Lorsque le courant Ir est supérieur à 0,3 * (Ia - Ib), avec un minimum de 0,3 fois le courant nominal,

le relais bascule.

2-1-2-2-Logique de sélection de phase

Elle est assurée par les relais de mise en route A, B, C et le relais de courant homopolaire D.

Elle est évidente si un seul relais de mise en route est sollicité. Si deux , ou trois relais sontsimultanément sollicités, le relais A est prioritaire sur le relais B, lui même prioritaire sur le relais C.

D'où le résultat suivant:

Si A seul: boucle ab

Si B seul: boucle bc

Si C seul: boucle ca

Si A et D: boucle a - terre

Si B et D: boucle b - terre

Si C et D: boucle c - terre

Si A et B: boucle abSi B et C: boucle bc

Si C et A: boucle ca

Si A et B et C: boucle ab

Si A et B et D: boucle a - terre

Il s'agit alors probablement d'un défaut a -b - terre, qui est alors éliminé dans un premier temps

comme un défaut a - terre.

Si B et C et D: boucle b - terre

Si C et A et D: boucle a - terre

Si A et B et C et D: boucle a - terre




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2-1-2-3- Mesure de distance

Elle est réalisée par un relais à induction dont le principe est le suivant:

Un disque ou un cylindre, en aluminium peut tourner dans l'entrefer de deux circuits magnétiques .

Chacun des circuits est magnétisé par un courant. Nous appellerons ces courants I1 et I2, déphasés

l'un par rapport à l'autre d'un angle ϕ.

Le courant I1 crée dans le circuit magnétique une induction B1 qui lui est proportionnelle. Cette

induction crée dans le disque des forces électromotrices induites, proportionnelles à la dérivée de I1

qui font circuler des courants de Foucault pratiquement en phase avec elles.

Les courants de Foucault passant dans l'entrefer du deuxième circuit magnétique créent, avec

l'induction B2, un couple qui fait tourner le disque. Il en est de même des courants de Foucault crées

par I2 dans l'induction B1 .

Le couple agissant sur le disque d'aluminium est de la forme: c = K * ( i2 * di1 / dt - i1 * di2 / dt)

soit , en posant i1 = I1 * sin (ω * t), et i2 = I2 * sin (ω * t + ϕ): c = K * ω * I1 * I2 * sin ϕ

ι 1

Le couple est constant

tout le long de la période

i 2




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Nota:

Dans ce qui suit, nous noterons toujours

- i et v les valeurs instantanées des courants et des tensions,

- I et V les vecteurs complexes représentant les courants et tensions sinusoïdaux,

_ _

- V et I leurs modules

- V et I leurs valeurs redressées et filtrées.

Pour réaliser une mesure de distance, le relais à induction est alimenté par un courant I, et par une

tension V1 = V - z *I . Cette tension crée dans sa bobine un courant en phase avec elle : lorsque V1

et I sont en phase, le couple est nul.

Couples négatifs (défaut hors zone)

B

V1

Couples positifs (défauts dans la zone)

z*I M

V

A

I

Les couples V1 , I utilisés dans les différentes boucles sont , en appelant ZL l'impédance de la ligne .

Première zone, boucle biphasée a-b: V1 = (Va - Vb) - 0,8 * ZL * (Ia - Ib)

(réglée à 80 %) I = Ia - Ib

Deuxième zone, boucle biphasée a-b: V1 = (Va - Vb) / 1,5 - 0,8 * ZL * (Ia - Ib)

(réglée à 120 % = 1,5 * 0,8) I = Ia - Ib

Première zone, boucle monophasée a - terre: V1 = Va - 0,8 * ZL * (Ia + ko * Ir)

(réglée à 80 %) I = Ia + ko * Ir

Deuxième zone , boucle monophasée a - terre : V1 = Va / 1,5 - 0,8 * ZL * (Ia + ko * Ir)

(réglée à 120 % = 1,5 * 0,8) I = Ia + ko * Ir

Les autres boucles se déduisent de ces boucles par permutation circulaire sur a ,b ,c.

Les commutations sur l'alimentation des boucles sont réalisées à partir des indications du sélecteur de

phases, du relais de courant de terre, et, pour les passages de première en deuxième zone, des relais de

temporisation. 2-1-2-4- Relais directionnel




94 / 320

C'est un relais à induction alimenté par une tension composée Uab = Va - Vb, et un courant I = Ic. Le

circuit tension est conçu de telle sorte que Uab fasse circuler dans sa bobine un courant I' déphasé de

70° en arrière. Nous voyons donc que si le courant Ic est déphasé de 20° en avance sur Vc, les deux

courants sont en opposition de phase et le couple est nul. C'est ce que, dans le plan d'impédance, nous

avons appelé la droite d'inversion.

Vb

Zone des couples positifs

(défaut aval)

Droite d'inversion D

Ic

20°

70°Vc

Va

Zone des couples négatifs

(défaut amont)

Le plan d'impédance correspondant est celui de la boucle c. C 'est un plan homothétique au plan destensions dessiné ci-dessus, obtenu en posant Ic + ko * Ir = 1 pour les boucles phase - terre, et Ic - Ia =

1 pour les boucles phase - phase. Dans les deux cas, la droite d'inversion D est portée par le vecteur

Vc déphasé de 20° en arrière de Ic.

La protection comporte un seul relais, connecté comme ci-dessus en position repos, et commuté sur

les autres phases par les relais de mise en route s'il y a lieu. Il est alimenté par:

Ubc et Ia si le défaut est entre la phase a et la terre , ou s'il est entre les phases a et b ,

Uca et Ib si le défaut est entre la phase b et la terre , ou s'il est entre les phases b et c .

Mais ce relais n'est pas commuté par le relais de terre .

2 -1-2-5- Relais antipompage

C'est un relais de conception identique aux relais de mise en route , mais réglé à une impédance plus

élevée , généralement 1, 5 fois . Son principe de fonctionnement est celui décrit au § 2-1-1-3 . Il y a un

seul relais dans la protection , alimenté par la tension Ub-Uc et le courant Ib .




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2-1-2-6- Circuit mémoire - enclenchement sur défaut.

Si , sur une ligne en exploitation , un défaut triphasé franc apparaît au début de la ligne , la tension

s'annule sur les trois phases et le relais directionnel ne peut plus fonctionner . Un circuit oscillant

alimente alors le relais directionnel , pendant environ 5 périodes , sur le circuit tension Ua-Ub . Si on

ferme le disjoncteur alors que la ligne est mise à terre , le circuit mémoire est inopérant . Dans ce cas ,

le relais directionnel est court - circuité , et la protection émet un ordre de déclenchement temporisé

d'une centaine de millisecondes , afin d'éviter les fonctionnements intempestifs à la mise sous tension

de transformateurs, due à la présence de courants harmoniques 2 lors d'un enclenchement sur tension

nulle.

(voir annexe 5)

2-1-2-7-Compensation de l'induction mutuelle homopolaire

Lorsque deux lignes se trouvent sur la même file de pylônes (ligne à deux ternes ) ou lorsqu'elles

se trouvent proches l'un de l'autre , le courant homopolaire circulant dans l'une crée une tension

homopolaire dans l'autre. L'équation d'une boucle phase - terre s'écrit alors:

Zo - Zd Zom

Va = Zd * y * Ia + * y *Ir + * y' * I'r + Rf * If

3 3

I'r étant le courant résiduel de l'autre ligne, y la distance du défaut, en pourcentage de la longueur de

la ligne, y' la longueur du tronçon commun aux deux lignes, en pourcentage de la longueur de la ligne

et Zom * y' l'impédance mutuelle homopolaire entre les deux lignes.

L'impédance Zom comporte un terme réel dû à l'élévation de potentiel du sol créé par le courant de

terre des deux lignes, et un terme imaginaire représentant l'inductance mutuelle homopolaire entre les

deux lignes. Son argument est plus faible que celui de zd, et même que celui de zo.

Par analogie avec le coefficient ko, nous définissons un coefficient kom:

Zom

kom =

3 * Zd

Les valeurs usuelles du module de kom vont de 0,4 (ligne double avec deux câbles de garde) à 0,8

(ligne double sans câble de garde)

Avec les réglages précédents, le défaut est vu plus loin qu'il n'est réellement. Par exemple, un défaut

situé près du poste B peut être vu au-delà de la limite de deuxième zone.

D'où la possibilité, dans certaines protections, et plus particulièrement les RXAP, d'introduire unecompensation à partir du courant résiduel de la ligne adjacente. En fait cette possibilité est peu

utilisée, car le plus souvent les lignes ne se trouvent pas disposées en parallèle d'une extrémité à

l'autre, et n'aboutissent pas dans les mêmes postes.




96 / 320

2 -1 - 2 - 8 - Relais mho

Ce type de relais n'est pas utilisé sur la RXAP. Il est cependant mentionné ici, car son emploi est

courant dans de nombreuses protections électromécaniques pour créer simultanément les fonctions de

mise en route et de direction.

- Etude monophasée:

C'est un relais d'induction alimenté par:

. un courant proportionnel à la tension V1 = V - z * I

. un courant proportionnel à une tension Vp obtenue en déphasant la tension V d'un angle ϕ.

Le couple s'inverse sur le cercle lieu des points où V1 et Vp sont en phase, c'est à dire où V1 et V font

un angle ϕ. C'est un cercle passant par l'origine.

Le nom du relais mho vient du fait que dans un diagramme d'admittance sa caractéristique est une

droite.

Z * I

V1

ϕ

V

ϕ

Vp

Si par exemple la tension V est la tension phase - terre Va, le courant I est le courant Ia + ko * Ir, nous

obtenons une caractéristique circulaire dans le plan d'impédance de la boucle phase - terre, qui remplit

les fonctions suivantes, en choisissant de considérer comme points caractérisant un défaut les points

situés à l'intérieur du cercle:

- fonction directionnelle. Seuls les défauts aval sont vus;

- limitation en résistance

- limitation en distance

- Etude triphasée: voir § 2134




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2 -1-2-9- Avantages et inconvénients des relais électromécaniques

- Avantages.

. Les relais consomment peu d'énergie auxiliaire lorsqu'ils sont au repos.

. Les couples des relais à induction sont constants à l'intérieur d'une période, tant que les

transformateurs de courant ne sont pas saturés. Or si un transformateur de courant se sature, l'intensité

est correcte pendant une alternance sur deux, et pendant l'autre alternance elle est faible. Le couple est

alors généralement faible pendant cette même alternance. Le fonctionnement du relais est retardé,

mais correct,

. Les appareils électromécaniques sont peu sensibles aux phénomènes transitoires rapides .

- Inconvénients.

. Les temps de fonctionnement des relais de mesure dépendent des couples mécaniques,

variables en fonction des grandeurs d'entrée. Les intervalles sélectifs doivent tenir compte de cesdispersions et sont donc assez longs: 300 à 500 ms.

. La consommation des relais sur les circuits issus des réducteurs de mesure est élevée. Ceci

conduit à en limiter le nombre, afin d'éviter de dégrader la précision de ces réducteurs. Pour cela on

multiplie les commutations, qui occasionnent des pertes de temps et parfois des aléas de

fonctionnement.

. Ces protections sont sensibles à l'harmonique 2 (voir annexe 5).

Nous trouverons les avantages et les inconvénients inverses pour les protections électroniques, puis

nous montrerons comment les protections numériques tentent de concilier les avantages des unes etdes autres.

Bibliographie [21]




98 / 320

2 - 1 - 3 - Protections de distance statiques

Les principes de mesure s'inspirent de ceux utilisés en électronique , mais leur mise en œuvre est

totalement différente . Nous en étudierons quelques uns .

2-1-3-1- Comparateur de phase

2-1-3-1-1- Comparateur à trois entrées - mesure de distance

i

v

X X X X

Rf

Nous cherchons à savoir si le défaut se trouve en deçà ou au delà de la distance à surveiller. Posons:

r = résistance de la ligne,

l = inductance de la ligne,

y = distance du défaut en pourcentage de la longueur de la ligne,

Rf = résistance du défaut,

y' = distance à surveiller, soit 80% par exemple.

Au point A, en ne tenant pas compte du transit, la tension et l'intensité instantanées sont liées par:

v = (r * y + Rd) * i + l * y * (di / dt) (1)

Dans la protection, le courant i traverse une impédance image de résistance r * y' et d'inductance l * y',

fournissant ainsi une tension v'= r * y' * i + l * y' * (di / dt). Nous créons ainsi , grâce au montage dela figure ci-dessous, la tension v-v':

v - v' = (r * y + Rd) * i + l * (y - y') * (di/dt)

Au moment où i = 0 , l'équation devient :

v - v' = l *(y - y') (di / dt)

Si la tension v - v' a le même signe que di / dt , y est supérieur à y'. Le point de fonctionnement n'est

pas dans la zone surveillée. S'il est de signe contraire, le point de fonctionnement est dans la zone

surveillée.




99 / 320

i

v' = y' * v image

image de R

la ligne

v image = R * i + L * di / dt potentiomètre

L

v - v'

v v

Les différentes tensions se trouvent placées comme suit:

V image

V'

Rf * I V

I

Cette comparaison est effectuée en utilisant:

- des amplificateurs opérationnels en boucle ouverte, c'est à dire toujours saturés, soit dans un sens,

soit dans l'autre, et fournissant donc des états logiques,

- un circuits monostable, émettant une impulsion à chaque passage à zéro de sa tension d'entrée,

- des circuits logiques.

tensions proportionnelles à circuits logiques simplifiés

v - v' A

di / dt A & sortie

i A monostable

les circuits A sont des amplificateurs opérationnels en boucle ouverte




100 / 320

Les différents signaux ont alors les formes suivantes :

Courant i

Signal i1

1

0

signal i2

1

0

di / dt

signal

(di / dt)1

1

0

v - v'

signal

(v - v') 1

1

0

signal de

sortie

- 1 , 5

- 1

- 0 , 5

0

0 , 5

1

1 , 5




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Le circuit étudié ici permet de détecter les cas où v - v' est négatif et di / dt est positif au moment du

passage par zéro de i. Il fournit donc un signal par période. Pour détecter les cas où v - v' est positif

et di / dt est négatif au moment du passage par zéro de i, il faut ajouter un circuit analogue, dans

lequel nous ajoutons un inverseur sur le signal (di / dt) 1, et nous l'enlevons sur le signal (v - v') 1 .

Nous créons deux limites de zone à la fois en utilisant une tension image v" , de signe opposé à v'.

X*I

V'

Rf * I

V

I R*I

V"

Quand i = 0 , nous obtenons deux équations :

v - v' = L * ( y - y' ) * (di / dt)

v + v''= L * ( y - y'') * (di / dt)

Si y est compris entre y' et - y" , v - v' et v - v" sont de signe contraire.

( sur la figure ci-dessus, les valeurs instantanées des tensions lorsque i = 0 sont les projections des

vecteurs tension sur l'axe des ordonnées)

Les grandeurs utilisées portent les noms suivants :

* i est le pilote, et Rd * i est la tension pilote

v est la tension de boucle

v' = r * y' * i + L * y' * (di / dt) est la tension image instantanée aval

v'' = r * y'' * i + L * y'' * (di / dt) est la tension image instantanée amontL * y' est l'inductance image aval

* v - v' est la tension compensée instantanée aval

L * y'' est l'inductance image amont

* v + v'' est la tension compensée instantanée amont

x' = r * y' + j * L * ω * y' est la réactance image aval

x'' = r * y'' + j * l * ω *y'' est la réactance image amont

V' = x' * I est la tension complexe image aval

V'' = x'' * I est la tension complexe image amont

Les grandeurs marquées d'un astérisque sont celles qui sont présentes à l'entrée du comparateur




102 / 320

2-1-3-1-2- Comparateur à trois entrées - mesure des résistances

Avec un comparateur de même type que précédemment, nous pouvons créer une bande

oblique en utilisant le pilote et les images suivants :

Tension pilote : r * i + l * (di / dt)

Tension image aval : + R * i

Tension image amont : - R * i

X * I

pilote

D" V D'

V" V' R * I

Les valeurs instantanées de v - v' et v + v" quand le pilote passe par zéro sont obtenues en

projetant les vecteurs v - v' et v + v" sur une droite perpendiculaire au pilote. Elles sont de signe

contraire lorsque la valeur complexe V est à l'intérieur de la bande formée par les droites D' et D" , etde même signe lorsqu'elle est à l'extérieur.

Nota: pour que les passages par zéro soient obtenus avec une précision suffisant , il faut que le

courant soit suffisamment élevé. D'où la présence de relais de seuil de courant, réglés à 0,2 * In ou

0,25 * In.

2-1-3-1-3- Comparateur à deux entrées - mesure de direction

La différence par rapport au précédent comparateur est l'élaboration d'un signal différent

suivant que le pilote passe de l'état 1 à l'état 0 ou de l'état 0 à l'état 1. La même grandeur joue alors le

rôle de pilote et de tension image.

V I

1 2

z1 z2

A

Si le défaut est en 1 , c'est à dire s'il est vu en amont par une protection située au point A, la tension V

vaut:

z2*I

V = - z1 * I

S'il est en 2 , elle vaut :

V = z2 * I

z1*(-I)




103 / 320

Le schéma logique est le suivant:

R*i (R*i)1 (R*i)

monostable 1 &

S1 S2

(R*i) OU mise en forme

monostable 2

v v1 &

le monostable 1 envoie des impulsions sur le front montant;

le monostable 2 envoie des impulsions sur le front descendant;

le circuit de mise en forme envoie un signal de durée supérieure à une demi - période lorsqu'il reçoit

une impulsion.

Les signaux obtenus sont les suivants:

R * i

R * i

R * i

v

v 1

_

v1

S1

S2




104 / 320

2-1-3-1-4- Caractéristiques de l'ensemble

Nous retrouvons la même caractéristique qu'au § 2-1-1-1-5. Chaque comparateur de phases crée une

bande.

Les bandes ainsi créées sont:

- bande située entre la première et la quatrième zone,

- bande située entre la deuxième et la quatrième zone,

- bande située entre la troisième et la quatrième zone,

- bande oblique, entre les deux droites obliques,

- les deux bandes d'antipompage, horizontale et oblique,

- et la droite d'inversion de direction.

2-1-3-2- Application du comparateur de phases aux différentes boucles

Les grandeurs d'entrée utilisées pour les comparateurs différent d'une protection à l'autre, car ils

résultent de compromis entre d'une part l'insensibilité aux forts transits créés par les cycles de

réenclenchement monophasés ou triphasés, ainsi qu'aux déséquilibres créés par les cycles de

réenclenchement monophasé, et d'autre part une sélection de phase correcte, et une sensibilité

suffisante aux défauts résistants.

Par exemple, pour la PD3A 6000 de GEC ALSTHOM, les grandeurs utilisées dans les comparateurs

sont:

2-1-3-2-1- Boucle phase a - terre

- bande horizontale première - quatrième zone

. pilote R * Io

. tension de boucle Va - terre

. tension image aval x1 * (Ia + ko * Ir)

. tension image amont x4 * (Ia + ko * Ir)

Io est le courant homopolaire, qui est supposé en phase avec le courant dans le défaut, ce qui permet

de s'affranchir des erreurs de distances dues au transit (voir annexe 1 : les composantes symétriques).

- bande horizontale deuxième - quatrième zone,

. pilote R * Ia




- bande horizontale troisième - quatrième zone,

. pilote R * Ia







105 / 320

- bande oblique,

. pilote Z * Ia


. tension image aval R * Ia

. tension image amont R * Ia

L'utilisation du pilote R * Ia permet d'éviter des mises en route sur report de charge monophasé, qui

pourraient être constatées avec un pilote R * I o. La valeur maximale de la résistance de défaut

détectable est : Rd = R

- comparateur directionnel (comparateur à deux entrées),

. Pilote R *Io

. tension de boucle Vo

. tension image zc * Io

Dans le cas du défaut monophasé, nous considérons le défaut comme source de tension homopolaire,ce qui peut se démontrer en utilisant la méthode mentionnée à la fin de l'annexe 1 .

A B

2 zo * y 1 zo * (1 - y)

zos z'os

Io

Vo

Rd

~

Si le défaut est placé en 1 , la tension homopolaire au point de mesure vaut :

Vo = - zos * Io

S 'il est placé en 2 , la tension homopolaire vaut :

Vo = (zo + z'os) * Io

Comme zos * Io peut être faible, on retranche à la tension une valeur zc * Io, zc étantinférieure à zl. La tension compensée est alors, pour un défaut en 1:

V compensée = Vo - zc * Io = - (zos + zc) * Io, en retard sur Io ,

et, pour un défaut en 2:

V compensée = Vo - zc * Io = (zo + z'os - zc) * Io, en avance sur Io

2-1-3-2-2- Boucles phase b - terre et phase c - terre.

Elles se déduisent de la phase a , en remplaçant a par b , puis par c

2-1-3-2-3- Boucle phase a - phase b




106 / 320

- bande horizontale

première - quatrième deuxième - quatrième troisième - quatrième

zone zone zone

. Pilote R * (Ib - Ia) R * (Ib - Ia) R * (Ib - Ia)

. tension de la boucle Vb - Va Vb- Va Vb - Va

. tension image aval x1 * (Ib - Ia) x2 * (Ib - Ia) x3 * (Ib - Ia)

. tension image amont x4 * (Ib - Ia) x4 * (Ib - Ia) x4 * (Ib - Ia)

- bande oblique,

. Pilote Z * (Ib - Ia)

. tension de boucle Vb - Va

. tension image aval R * Ia

. tension image amont R * Ia

La valeur maximale de résistance détectable est: Rd = R

- comparateur directionnel,

. Pilote Z * (Ib - Ia)

. tension de boucle Vdc = Vc + a² * Va + a * Vb.

C'est la tension direct relative à la phase c.

. pas de tension image: la tension compensée est égale à la tension de boucle .

En effet, la tension Vc est en quadrature arrière par rapport au pilote en cas de défaut franc aval. Vdc

est approximativement en phase avec Vc, et garde une valeur élevée pour tout type de défautdissymétrique. Pour les défauts triphasés, la tension Vdc utilisée est celle qui existait avant le défaut.

Elle est fournie par un circuit mémoire, utilisant un oscillateur piloté par une tension continue

(Voltage Controlled Oscillator ).

Vc (saine et en défaut), Vdc saine

Vdb (en défaut)

Va (saine)

zd * y * (Ib - Ia) Va (en défaut)

Vb (en défaut)

Vb (saine)




107 / 320

2-1-3-2-4- Boucles b - c et c - a

Elles se déduisent de la boucle a - b par permutation circulaire sur a, b, c.

2-1-3-2-5- Sélection de phase

Elle est faite à partir des zones de mise en route, c'est à dire des zones obtenues en croisant la bande

horizontale formée par la première et la quatrième zone avec la bande oblique pour chaque boucle.

2-1-3-2-6- Bandes d'antipompage

Elles n'existent que sur la boucle biphasée a - b. La bande horizontale est située entre x2 et x3 vers

l'aval, et entre x4 et x4 + dx vers l'amont. La bande oblique est située entre R et R + 2 * dr de part et

d'autre de l'axe des réactances.




108 / 320

2-1-3-3- Comparateur mho

Nous avons vu au § 2128 que le relais mho utilisé dans les relais électromécaniques permettait

d'obtenir avec un seul élément des fonctions nécessitant plusieurs éléments dans les autres techniques

.

Reprenons la figure du § 2128.

Lorsque l'extrémité du vecteur V est située sur le cercle, la tension V - z * I est en retard de l'angle ϕ,c'est à dire d'un temps t (ms) = ϕ° / 18, à 50 Hz, par rapport au vecteur V. Si elle est en retard d'un

angle supérieur à ϕ, l'extrémité de V est à l'intérieur du cercle.

D'où le circuit logique suivant, pour une alternance:

V V1

& sortieV - z * I V'1 V'2 V'3

monostable front descendant temporisation t

Les signaux obtenus sont, dans le cas où V est à l'intérieur du cercle:

(dans l'exemple choisi, ϕ = 90° et t = 5 ms)

v

V1

v - z * i

V'1

V'2

V'3

sortie

v

v - z * i

V1

V'1

V'2

V'3

Sortie




109 / 320

Le circuit sur deux alternances est le suivant:

v

&

v - z * i

Front descendant temporisation

OU

&

Front montant temporisation

Avec deux impédances images z1 et z2 nous pouvons obtenir, en comparant la phase de V - z1 * I

avec celle de V + z2 * I, une caractéristique décalée par rapport à l'origine. Cette caractéristique est un

cercle si l'angle ϕ est égal à 90 °, et une lentille s'il est supérieur à 90 °

z1*I

v

z2*I




110 / 320

2-1-3-4- Application du comparateur mho aux différentes boucles

Nous pouvons utiliser sur chacune des six boucles, les tensions et intensités propres à ces

boucles, et les impédances image correspondantes. Une autre possibilité est l'utilisation d'un

comparateur de phase à trois entrées, dans lequel la tension de boucle est remplacée par une tension

dite de polarisation qui lui est perpendiculaire. Par exemple,

- pour la boucle a-n, on utilise la tension Vb-Vc. La caractéristique circulaire est alors obtenue pour

la condition suivante:

Van - z * (Ia + ko * Ir) et z * (Ia + ko * Ir) sont de signe opposé lorsque Vb-Vc passe par zéro.

- pour la boucle bc, on utilise la tension Va-Vo, la tension homopolaire Vo étant là pour permettre

d'avoir une tension suffisamment élevée pour que ses passages par zéro soient précis, en cas de

défaut monophasé proche du poste.

La condition est alors la suivante:

(Vb-Vc) - z * (Ib-Ic) et z * (Ib-Ic) sont de signe opposé lorsque Va-Vo passe par zéro.

z * (Ia + ko * Ir)

Van

(Vb - Vc) tension de polarisation




111 / 320

2-1-3-5- Avantages et inconvénients des protections électroniques.

- Avantages

. les temps de fonctionnement et de retombée varient peu, en principe dans une plage ne

dépassant pas une période. Les intervalles sélectifs peuvent donc être beaucoup plus faibles qu'en

électromécanique: 150 ms.

. la consommation des relais sur les réducteurs de mesure est plus faible qu'en

électromécanique, et localisée presque exclusivement sur les transformateurs d'entrée. En aval, on a

pu augmenter le nombre de comparateurs, ce qui a permis d'élaborer en parallèle les différentes

comparaisons, et d'améliorer la vitesse de fonctionnement globale. Cette dernière se situe

généralement autour de 30 à 40 ms.

. il est possible de désensibiliser ces protections aux harmoniques pairs (voir annexe 5)

- Inconvénients

. Les relais consomment pratiquement la même énergie, qu'ils soient sollicités ou non. Ceci a

conduit à augmenter la capacité des batteries d'accumulateurs (voir huitième partie, §3).

. les appareils sont sensibles aux phénomènes transitoires rapides. Ils exigent l'utilisation de

câbles blindés mis à la terre aux deux extrémités (voir huitième partie, §2)

. Les signaux de détection de défaut ne sont élaborés qu'à deux instants privilégiés de la

période. Si à ces instants la grandeur utilisée est entachée d'erreur, la protection peut émettre des

ordres erronés. C'est en particulier le cas pour les intensités lorsque les réducteurs de courant sont

saturés.

Cet inconvénient conduit à remplacer dans de nombreux cas les transformateurs de courant

chaque fois qu'on veut installer des protections électroniques. Certains accommodements peuvent

cependant être trouvés (voir annexe 4). De plus, des systèmes de détection de saturation, permettant

aux protections qui en sont dotées de fonctionner correctement en gardant les anciens réducteurs, ont

été développés. Le principe est le suivant:

quand un court-circuit apparaît avec une composante apériodique importante, les premiers

passages par zéro sont corrects. La protection profite de ces instants pour synchroniser un oscillateur.

Ce dernier émet ensuite un signal qui se substitue ensuite au courant secondaire pendant les

alternances saturées.

D'où le fonctionnement suivant (exemple de la protection LZ 95 de ABB):

- un dérivateur amplifie les harmoniques. L'amplitude élevée de ces harmoniques constitue un

critère de saturation.

- un intégrateur fournit, à partir du courant secondaire, une image du flux dans le réducteur de

courant.

- Si le flux est supérieur à un seuil donné, et si le taux d'harmonique est élevé, on sait que le

réducteur est saturé. Un générateur de signaux sinusoïdaux est asservi en amplitude et en phase au

courant secondaire lorsqu'il est sain, c'est à dire pendant les premières périodes qui suivent

l'apparition du défaut, puis pendant une demi - période sur deux. Lorsque le réducteur est saturé, le

générateur de signaux fournit alors un courant extrapolé de la demi - période précédente.

Bibliographie [20], [21], [22], [23]

2 - 1 - 4- Protections de distance numériques




112 / 320

Elles ne sont pas, dans leur principe, fondamentalement différentes des précédentes, mais l'utilisation

de systèmes numériques a permis certaines améliorations. On peut noter:

- la possibilité d'acquérir des signaux optiques, issus des réducteurs de mesure à effet Pokkels

ou à effet Faraday, et les coder directement en signaux numériques. Ceci doit permettre une bonne

immunité aux parasites,

- l'échantillonnage des grandeurs d'entrée, c'est à dire des trois tensions, des trois courants, et

du courant résiduel à titre de contrôle, par exemple 40 fois par période. Ceci permet de ne plus faire

les mesures uniquement à des instants privilégiés, au passage par zéro de grandeurs électriques, mais

de manière quasi - continue, comme les protections électromécaniques. Des vérifications appropriées

permettent d'éliminer les mesures faites lorsque les transformateurs de courant sont saturés,

- la prise en mémoire des grandeurs qui existaient sur le réseau juste avant le défaut. Leur

comparaison avec celles présentes pendant le défaut permet de réaliser, rapidement et simplement, les

fonctions suivantes, par exemple:

. mise en route, par la variation des tensions,

. sélection de phase, par la variation des intensités,

. direction, par la variation de la puissance.

Les mesures de distance sont réalisées en prenant deux échantillons successifs, réalisés aux instants t1

et t2, et en résolvant un système de deux équations à deux inconnues:

u1 = R * i1 + L * (di1 / dt) (1)

u2 = R * i2 + L * (di2 / dt)

les grandeurs R et L ainsi obtenues sont ensuite comparées à des seuils, ce qui permet le tracé de

caractéristiques dans le plan R - X.

Nous retrouvons les mêmes fonctions qu'avec les comparateurs à 2 ou 3 entrées des protections

électroniques, par exemple:

* la mesure de distance et la mesure de résistance .

Nous choisissons le même courant image et le même courant pilote qu'au § 21311, et nous résolvons

le système

L d

u1 = R * i1 pilote + * i1 image + L * ( i1 image) (2)

τ dt

L d

u2 = R * i2 pilote + * i2 image + L * ( i2 image)

t dt

τ étant la constante de temps de la ligne.




113 / 320

* la direction (voir § 21313)

Nous reprenons le système d'équation (1), et nous déterminons la position aval du défaut grâce à la

table de vérité suivante

α2

α1

Défaut aval Défaut amont

L>0 et R>0 L<0 et R<0

L>0 et R<0 et L / R > tgα2 L>0 et R<0 et L / R < tgα2

L<0 et R>0 et L / R < tgα1 L<0 et R>0 et L / R > tgα1

* la sélection de phase

Elle peut être réalisée de manière indépendante de la mise en route (voir § 21122)

* la détection de saturation, par exemple en comparant i et di/dt.

* la possibilité d'afficher des réglages différents lorsque la topologie du réseau change, par exemple

dans les cas suivants:

. lignes à deux circuits, suivant que le circuit adjacent au circuit considéré est en service ou

consigné et à la terre;

. lignes à trois extrémités, suivant que le réseau est bouclé ou débouclé;

. ligne d'impédance corrigée par une réactance série ou un condensateur série, suivant que

cette réactance, ou ce condensateur, est en service ou court-circuité.

Les protections numériques, qui peuvent garder en mémoire plusieurs "fiches de réglage", et utiliser

l'une ou l'autre en fonction d'un ordre extérieur, répondent à cette attente, dans la mesure où le

système contrôle - commande est capable de leur fournir les données nécessaires.

* d'autres fonctions annexes, ajoutées dans certaines d'entre elles:

. localisation de défauts,

. perturbographie.

* enfin, ces protections comportent toutes un auto - contrôle.

Ces protections ont toutefois un inconvénient par rapport aux protections électroniques: le temps de

fonctionnement s'accroît lorsque le point de fonctionnement se trouve proche d'une limite de zone. En

effet, le filtrage des grandeurs d'entrée conduit alors à une convergence lente des algorithmes de

mesure de distance. Nous retrouvons un comportement analogue à celui des relais électromécaniques.

Bibliographie [28], [29], [30], [98]




114 / 320

2 - 1 - 5 - Téléprotections

Ce sont les systèmes dans lesquels des protections, de distance généralement, situées aux extrémités

d'une même ligne, s'échangent des informations par des systèmes de télétransmission afin d'augmenter

leurs performances.

Les principaux problèmes rencontrés dans la mise en œuvre de ces systèmes viennent du fait que les

télétransmissions ne fonctionnent pas dans des conditions normales:

- généralement les équipements terminaux de télécommunication échangent entre eux des messages

et des accusés de réception suivant un protocole, X 25 par exemple, permettant de vérifier en

permanence la validité des informations transmises,

- ici, la rapidité requise ne permet pas cette vérification. Un message intempestif ou défaillant n'est

pas corrigé.

Pour obtenir des fonctionnements corrects, il a donc fallu:

- trouver des schémas dans lesquels de faux messages n'aient pas de conséquences graves,- trouver des systèmes de télétransmission fiables

Dans cette application particulière on les appelle des téléactions.

2-1-5-1- Principe des différents schémas

Ils sont décrits par la norme CEI 50 - 448

2-1-5-1-1- Interdéclenchement simple

P1 P2signal de P2 vers P1

zone 1 de P2

X X

Zone 2 de P1

signal de P1 vers P2

Si la protection P1 voit un défaut en première zone, elle émet par téléaction un ordre dedéclenchement au disjoncteur de P2, et vice versa.

L'inconvénient majeur est que tout ordre intempestif, dû au système de transmission par téléaction,

provoque un déclenchement intempestif.

Ce système n'est plus utilisé.

2-1-5-1-2- Interdéclenchement contrôlé par la mise en route

Même signal émis, mais à la réception le déclenchement n'est ordonné que si la protection s'est

mise en route.

Ce système n'est pas utilisé à EDF. En revanche il est courant à l'étranger.




115 / 320

2-1-5-1-3- Déclenchement conditionnel avec dépassement

Il n'y a pas de première zone. Si une protection voit un défaut en deuxième zone, c'est à dire au-delà

de l'autre poste, elle envoie un signal à l'autre protection. Cette dernière n'émet un ordre de

déclenchement que si elle voit elle-même le défaut dans sa deuxième zone.

Ce système n'est pas utilisé à EDF, mais il est courant à l'étranger ( permissive intertrip overreach).

P1 P2

Signal de P2 vers P1

Deuxième zone de P2

X X

Deuxième zone de P1

Signal de P1 vers P2

En cas de perte du signal de téléaction, la protection émet son ordre de déclenchement

immédiatement. Si la perte de signal apparaît plus de 300 ms environ après la mise en route de la

protection, cette dernière fonctionne normalement, c'est à dire qu'elle émet son ordre de

déclenchement au bout d'un temps de deuxième stade.

2-1-5-1-4- Accélération de stade

Lorsque une protection voit un défaut sur la ligne, elle émet un signal par téléaction qui permet à la

protection située à l'autre extrémité d'envoyer immédiatement un ordre de déclenchement si elle voitle défaut en deuxième zone. Il existe plusieurs variantes:

. la protection émettrice envoie généralement son signal si le défaut est détecté en première

zone uniquement. Ce schéma est conforme à la norme CEI 50 448. Cependant il peut être intéressant,

sur les lignes longues dont les impédances de source sont fortement dissymétriques, que la protection

envoie aussi son signal lorsque le défaut est détecté en deuxième zone. En effet, considérons le cas

suivant:

Transit avant défaut: S2 en avance sur S1

S1 S2

P1 F P2 X X

Ia1 Ia2

Rf

Ir1 Ir2

défaut phase a - terre au delà de la limite de première zone de P2




116 / 320

Le fonctionnement en P1, représenté dans le plan d'impédance Va1 / (Ia1 + ko * Ir1), est le suivant:

Image de la ligne

impédance mesurée en P1

limite de première zone

V2

V1

V

Ia1 + ko * Ir 1= 1

L'impédance mesurée en P1 vaut:Va1 / (Ia1 + ko*Ir1) = zd (P1-F) + Rf * (Ia1 + Ia2 ) / (Ia1 + ko * Ir)

Zd (P1 - F) est l'impédance directe du tronçon P1 - F. Elle est représentée par le vecteur V.

Ia1 1

Rf * est approximativement égal à Rf * . Elle est représentée par le vecteur

Ia1 + ko * Ir1 1 + ko

V1, pratiquement en phase avec le vecteur unitaire Ia1 + ko * Ir1.

Ia2

Rf * est représentée par le vecteur V2, en avance sur le courant Ia1 + ko * Ir1

Ia1 + ko * Ir1

Le fonctionnement en P2, représenté dans le plan d'impédance Va2 / (Ia2 + ko * Ir2), est le suivant:

V = Zd ( P2 - F)

Image de la ligne

V1 Ia1

V2 V1 = Rf *

Ia2 + ko * Ir2

V Impédance mesurée en P2

Ia2

V2 = Rf *

Ia2 + ko * Ir2

Ia2 + ko * Ir2 = 1

Dans l'exemple cité, les deux protections voient le défaut en deuxième zone.

L'avantage de l'accélération sur la première zone seule sera vu ultérieurement, lorsque nous étudierons

le cas des lignes à trois extrémités (cf § 2-1-5-2-1).

Sur le réseau EDF, on trouve l'accélération par la deuxième zone sur le réseau 400 KV, et

l'accélération par la première zone sur les autres réseaux.

Les protections électromécaniques seules effectuent une commutation de mesure de zone à réceptiondu signal d'accélération.




117 / 320

. la protection réceptrice peut, dans une variante, attendre d'avoir reçu le signal d'accélération

pour commencer la mesure de deuxième zone. Dans une autre variante, elle peut effectuer en parallèle

la mesure de première zone et la mesure de deuxième zone, de manière à être prête à émettre son

ordre de déclenchement dès réception du signal. La seconde méthode, qui nécessite davantage de

comparateurs que la première, et qui est donc mieux adaptée aux protections électroniques ou

numériques, donne des déclenchements plus rapides.

2-1-5-1-5- Extension de zone

C'est un système qui permet d'éviter l'emploi de téléactions. Le principe est le suivant:

P2 P1

Première zone

X X

Deuxième zone

La protection P2 déclenche immédiatement son disjoncteur D2 sur défaut en deuxième zone, donc

simultanément avec D1. Les deux disjoncteurs sont déclenchés simultanément, mais, après le

réenclenchement, P2 n'émet plus son ordre de déclenchement instantané qu'en première zone.

- Avantage: pas de téléaction.

- Inconvénient:

. déclenchements intempestifs systématiques;

. second déclenchement en deuxième stade sur défaut permanent en deuxième zone sur la ligne;

. risque de perte de tension barre. Ceci peut interdire certains réenclenchements triphasés lents, c'està dire avec contrôle de tension (voir 4ème partie, § 52122).

Ce système ne peut être utilisé que sur les lignes sujettes à très peu de défauts: zone peu foudroyée,

lignes sur - isolées. Il est utilisé en Allemagne et en Belgique essentiellement, et généralement sur les

défauts monophasés éliminés par déclenchement monophasé uniquement.

2-1-5-1-6- Schéma à blocage.

- Problème rencontré:

Pour les lignes courtes, la mesure de distance peut manquer de précision. Un réglage à 80% de la

première zone ne garantit pas le non - déclenchement sur défaut extérieur. Les causes d'erreur sont:

. un rapport élevé entre l'impédance de source et l'impédance de la première zone de la ligne.

En effet, dans ce cas, la tension vue par la protection est très faible, et les erreurs relatives sur cette

tension deviennent très importantes.

Par exemple, si ce rapport vaut 19, la tension prend la valeur Un / 20. Une erreur de 3% sur cette

valeur correspond donc à 0,15% sur la tension nominale. La valeur maximale admissible de ce rapport

pour les ensembles réducteur de tension - protection est spécifié pour chaque type de protection. Il est

de l'ordre de 25 à 30. Au-delà de cette valeur le fonctionnement sélectif de la protection n'est plus

garanti.

Ce rapport est appelé, dans la littérature internationale, SIR (source impedance ratio),

. la saturation des réducteurs de courants. Ils se saturent d'autant plus vite que le produit de lavaleur efficace par la constante de temps est plus élevé. Or les transformateurs ont généralement des

constantes de temps élevées, par exemple 200 ms, et les lignes des constantes plus faibles, par




118 / 320

exemple 8 ms pour les lignes 63 KV. Ainsi, plus la ligne est courte, et plus la constante de temps est

élevée en limite de zone. (voir deuxième partie "réducteurs de courant", et annexe 4)

Ces contraintes conduisent généralement à admettre que la longueur minimale des lignes protégeables

sans téléaction ou avec accélération de stade est:

. 15 km pour les lignes 400 kV,

. 12 km pour les lignes 225 kV,

. 10 km pour les lignes 63 kV.

Pour les longueurs plus courtes on utilise le schéma à blocage.

- Principe du blocage

P3 P1 P2

signal de blocage

première zone zone amont

X X X X

Zone amont première zone

Signal de blocage

La première zone de P2 dépasse l'extrémité de la ligne, mais pas la zone amont de P1.

P1 envoie un signal vers P2 si elle voit un défaut en zone amont. P2 se trouve alors verrouillée par ce

signal, et ne peut pas émettre d'ordre de déclenchement. Si P2 ne reçoit pas de signal, elle émet unordre de déclenchement, car le défaut est sur la ligne. Si elle est verrouillée mais ne retombe pas, elle

émet un ordre de déclenchement en deuxième stade.

Pour que le système fonctionne correctement, l'ordre de déclenchement de P2 en premier stade doit

être temporisé, pour attendre un éventuel verrouillage de P1. Ce temps est de l'ordre de 50 ms.

2-1-5-1-7- Télédéclenchement inconditionnel

Il peut arriver que l'on soit amené à commander l'ouverture d'un disjoncteur par une protection

située à distance , sans possibilité de contrôle local. Ce système est alors appelé:

télédéclenchement inconditionnel

Pour être fiable, il doit comporter une procédure de dialogue. Il est de ce fait beaucoup plus lent

qu'une téléaction.

Il peut être utilisé en secours, pour pallier la défaillance d'un disjoncteur par exemple.

Il ne doit jamais être utilisé pour faire l'économie d'un disjoncteur.




119 / 320

2-1-5-1-8- Mode "écho" et mode "source faible"

Si une ligne est ouverte à une extrémité, la protection P2 située à cette extrémité ne peut pas

envoyer de signal de téléaction. Si nous voulons obtenir un déclenchement rapide de l'autre extrémité

sur défaut vu en deuxième zone, P1 envoie un signal d'accélération de stade sur deuxième zone, qui

lui est renvoyée par P2, si son disjoncteur est ouvert. C'est le mode "écho".

P1 P2

X X

Si les deux disjoncteurs sont fermés, et si la source coté P2 peut, dans certains cas d'exploitation,

fournir une faible puissance, un défaut sur la ligne crée coté P2 un courant faible. Au contraire, un

défaut situé au-delà de P2 crée coté P2 un courant élevé. Le coté P2 émet alors vers P1 un signal de

téléaction si le courant est situé au-dessous du seuil minimal susceptible de faire fonctionner sa propre

protection. C'est le mode "source faible".

Actuellement, ce mode n'est pas utilisé à EDF.

Bibliographie [31]]

2-1-5-2- Application de ces systèmes aux lignes à trois extrémités




120 / 320

Préliminaire: on dit qu'un piquage est passif si la puissance apportée par le secondaire du

transformateur est nulle.

On dit qu'un piquage est actif si la puissance apportée par le secondaire du transformateur est

suffisante pour faire fonctionner une protection de distance.

On dit qu'un piquage est faiblement actif si la puissance apportée par le secondaire du transformateur

n'est pas nulle, mais qu'elle est insuffisante pour faire fonctionner une protection de distance.

2-1-5-2-1- Ligne à 225 KV, piquage passif symétrique court.

Ce cas fait suite à celui de la protection des antennes passives, que nous avons vu au § 1-5.

- Elimination rapide:

Accélération de stade

P1, H1 P2, H2

X X

télédéclen- télédéclen-

chements X S3 chements

X

Les premières zones, vues de P1 et de P2, couvrent plus de la moitié de la ligne.

Un ordre de télédéclenchement est émis de la protection de distance P1, ou de la protection

homopolaire H1 (voir troisième partie, §24), vers le sélecteur de phases S3, et un autre de P2 ou H2

vers S3. Ces ordres sont émis en parallèle avec leurs ordres de déclenchement locaux. Le sélecteur S3

fait alors ouvrir le disjoncteur primaire du transformateur sur la phase où il constate une baisse de

tension. S'il constate une baisse de tension sur 2 ou 3 phases, il commande l'ouverture des trois phases

du disjoncteur primaire et du disjoncteur secondaire.

Les protections de distance P1 et P2 échangent des accélérations de stade.

Tous les défauts sur la ligne sont éliminés en premier stade ou en deuxième stade accéléré, mais undéfaut sur le transformateur provoque le déclenchement des deux extrémités de la ligne.

Si la deuxième zone dépasse les bornes secondaires du transformateur, il est impératif que la

téléaction soit émise par la première zone de la protection.

Notons enfin que les défauts transformateur non éliminés par son disjoncteur primaire, suite à la

défaillance de ce disjoncteur, sont éliminés par ouverture des disjoncteurs situés aux extrémités de la

ligne, au moyen de télédéclenchements inconditionnels lents.




121 / 320

- Elimination lente.

Les premières zones n'atteignent pas le milieu de la ligne. Les défauts situés près du transformateur ne

sont donc éliminés qu'en deuxième stade, mais un défaut sur le transformateur ne provoque pas la

perte de la ligne.

Il est impératif que la téléaction soit émise seulement par la première zone de la protection.

C'est l'exploitant qui devra faire le choix entre ces deux possibilités en fonction de ses contraintes.

2-1-5-2-2- Ligne à 225 KV, piquage actif symétrique court.

L'ouverture de D1 et D2 ne provoque plus la mise hors tension de la ligne, qui reste alimentée

par une source située au secondaire du transformateur.

Dans la plupart des cas on admet que, sur un défaut polyphasé, généralement franc, le

sélecteur de phase fonctionne toujours. Dans le cas contraire, qui correspondrait à une sourcepuissante au secondaire du transformateur, il faudrait installer une protection de distance.

Sur un défaut monophasé résistant, le sélecteur peut constater une baisse de tension trop faible

pour pouvoir être prise en compte. Dans ce cas, si, après les 500 ms qui suivent la réception d'un des

télédéclenchements, il y a présence de courant résiduel, le sélecteur commande le déclenchement

triphasé des deux disjoncteurs du transformateur.

2-1-5-2-3- Ligne à 225 KV, piquage dissymétrique long , actif ou passif.

- élimination rapide

La longueur du piquage ZP3 est notablement inférieure à celle de ZP1

P1,H1 Z P2, H2

X X

P3, H3 ou S3 X

X

Le disjoncteur primaire du transformateur est commandé par une protection de distance P3 et uneprotection homopolaire H3 si le piquage est actif, par un sélecteur de phases S3 si le piquage est

passif ou faiblement actif.




122 / 320

La première zone de P2 ne dépasse pas P1. Elle dépasse P3 (ou S3).

Les téléactions et télédéclenchements sont les mêmes qu'en 2-1-5-2-1. P2 envoie à P1 une accélération

de stade, mais P1 peut ne se mettre en route qu'après ouverture du disjoncteur de P2. L'accélération de

stade doit alors être prolongée à la réception, d'un temps qui dépend des performances des protections.

Un défaut sur le transformateur fait ouvrir instantanément le disjoncteur de P2, mais pas celui de P1.

- Elimination lente

La longueur de ZP3 est voisine ou supérieure à celle de ZP1

La première zone de P2 n'atteint pas P3 (ou S3). Les défauts proches de P3 sont éliminés en

deuxième stade par P2, puis P1 se met en route et fait déclencher son disjoncteur en deuxième stade.

- verrouillage

Si le piquage est actif, et si le réglage correct de la première zone de P2 n'est pas possible,

(voir bibliographie) nous pouvons installer des protections à verrouillage aux trois extrémités de la

ligne. Un défaut proche de P3 est alors éliminé en premier stade temporisé de 50 ms par P2 et P3, puis

P1 se met en route et fait déclencher son disjoncteur en premier stade temporisé.

Si le piquage est passif ou faiblement actif, nous installons un verrouillage seulement entre P1 et P2.

2-1-5-2-4- Lignes 63 KV ou 90 kV

Comme nous ne pratiquons pas le réenclenchement monophasé sur ces lignes, il n'y a pas de sélecteur

de phase en P3.

Si D3 est purement passif, nous n'installons aucune protection de ligne.

Si en aval de D3 il y a des groupes de production, nous installons des protections à puissance

homopolaire et, suivant les cas, des protections à maximum d'intensité ou des protections de distance.

Nous pouvons alors nous trouver dans le même cas qu'à la fin du paragraphe précédent, et être amenés

à installer des protections à verrouillage

Nota: ces quelques exemples ne sont pas exhaustifs. Ils ont seulement pour but de montrer que chaque

liaison, surtout lorsqu'elle a trois extrémités, ou plus, doit faire l'objet d'une étude particulière, tenant

compte des longueurs exactes de chaque tronçon et des puissances de court-circuit présentes sur

chaque extrémité.

Bibliographie [57]




123 / 320

2-1-5-3- Lignes doubles 400 KV

2-1-5-3-1- Protection par accélération de stade

première zone

P11 P21

a X X

b X X ligne 1

c X X

X X X couplage A X X X couplage B

a X X

b X X ligne 2

c X X

P12 P22première zone

poste A poste B

La première zone est réglée à 70%, et la deuxième zone à 140%, du fait de l'induction mutuelle entre

les deux lignes (voir sixième partie).

Problème: un défaut monophasé apparaît sur les deux lignes, au même endroit, mais sur deux

phases différentes, dans la deuxième zone des protections P11 et P12, conformément au schéma ci-

dessus. La protection P11 voit un défaut à moins de 100% sur la phase c, et à plus de 100%, mais

toujours en deuxième zone sur la phase a. Elle reçoit de P21 un signal d'accélération de stade etordonne immédiatement un déclenchement triphasé de son disjoncteur. Il en est de même pour P12.

La perte d'une ligne double 400 KV peut modifier la répartition des charges sur le réseau 400 KV de

manière telle que l'écart de tension entre extrémités rende impossible le rebouclage (voir

quatrième partie, § 5). D'où un risque de désorganisation du réseau, très peu probable, mais

suffisamment grave pour être pris en compte.

Solutions possibles: On pourrait envoyer des accélérations de stade phase par phase. Ainsi, la

protection P21 enverrait une accélération de stade à P11 sur la phase c, et P22 à P12 sur la phase a.

Une telle solution n'a pas été retenue. On lui a préféré l'installation d'une protection différentielle de

ligne, de performances supérieures.

2-1-5-3-2- Protection différentielle de ligne (voir § 2-3-1).

Ces protections répondent au problème posé. Cependant, comme elles n'assurent pas le

secours éloigné (voir cinquième partie, §1), on doit leur adjoindre en secours des protections de

distance. Pour les défauts décrits ci-dessus, elles doivent attendre un intervalle sélectif, faute de quoi

elles émettraient un ordre de déclenchement triphasé en même temps que l'ordre monophasé des

protections différentielles.

Le moyen le plus simple serait de ne pas mettre d'accélération de stade. Mais on attendrait

alors deux intervalles sélectifs (voir sixième partie), et un temps d'élimination aussi long a été jugé

dangereux pour le réseau, dans le cas de défaut polyphasé. D'où le système suivant:




124 / 320

défaut

ordre de déclenchement de P21

f disjoncteur de P21

o

émission TAC par P21

200 ms

30 ms 70 ms

réception TAC par P11

détection deuxième zone de P11

ordre de déclenchement de P11

ouverture du disjoncteur de P11

0 50 ms 100 ms 150 ms 200 ms 250 ms

Nous installons un système à accélération de stade, mais le déclenchement accéléré ne se fait qu'au

bout d'un intervalle sélectif. Or la protection émettrice de la téléaction retombe avant que la protectionréceptrice n'ait donné son ordre de déclenchement. C'est pourquoi l'émission de la téléaction est

maintenu pendant 200 ms. A la réception, après un temps de transmission de 30 ms, la téléaction est

retardée de 70 ms dans un relayage annexe pour attendre un intervalle sélectif.

Nota: une analyse similaire peut être faite pour les lignes courtes, protégées par des protections

différentielles et des téléprotections à verrouillage. Elle montre que la temporisation de verrouillage

du déclenchement en premier stade doit être réglée à un intervalle sélectif.

2-1-5-4- Compatibilité entre protections.

La mise en œuvre des téléactions dépend de la logique interne des protections. Ceci peut

conduire à des incompatibilités, dans certains systèmes, si des protections différentes sont utiliséesaux deux extrémités d'une même ligne. Nous allons prendre l'exemple des protections électroniques

type PD3A et des protections électromécaniques RXAP.

2-1-5-4-1- Fonctionnement en verrouillage des PD3A 6000.

Lorsque la protection est mise en route, une porte, dite porte Q, est ouverte à échéance de la

temporisation de premier stade si la protection n'est pas retombée, puis reste ouverte pendant 20 ms.

D'où l'exemple de fonctionnement suivant, pour un défaut extérieur:




125 / 320

- schéma du réseau

P3 P1 P2

X X X

- diagramme des temps

court - circuit

mise en route de P1

émission du verrouillage par P1

30 ms * réception du verrouillage par P2

temporisation de 150 ms à la retombée

50 ms **

porte Q de P2 ouverte 20 ms

50 ms 100 ms 150 ms 200 ms 250 ms

* temps de transmission

** temporisation de premier stade

Nous prenons le cas d'un défaut extérieur très rapidement éliminé par P3 . Si P2 reçoit le

verrouillage seulement pendant que P1 est mise en route, et si la mise en route de P2 tarde à retomber,

sa porte Q risque d'être encore ouverte après retombée du verrouillage. D'où risque de déclenchement

intempestif de P2. Pour éviter ce risque, le verrouillage est temporisé à la retombée, coté réception.

Cette temporisation a été fixée à la construction à 150 ms, pour d'autres applications. En fait, 30 ms

auraient largement suffi.

2-1-5-4-2- Fonctionnement en verrouillage des RXAP 6755

Nous avons vu que l'une des différences de conception entre la PD3A et la RXAP est le

fonctionnement en parallèle de certains éléments de mesure de la première, qui fonctionnent en série

dans la seconde. Ainsi, le relais directionnel de la RXAP ne fonctionne qu'après l'élément de mise en

route.

La RXAP, lorsqu'elle fonctionne dans un schéma à verrouillage, émet d'abord un verrouillage

sur mise en route, puis le supprime à l'apparition de l'information aval. Si l'ordre de verrouillage est

prolongé à la réception, le fonctionnement de la protection réceptrice se trouve retardé. C'est pourquoi

l'aléa contre lequel nous nous sommes prémunis dans la PD3A, et qui pourtant existe toujours, ne peutpas être pris en compte ici..




126 / 320

Prenons l'exemple d'un défaut sur la ligne protégée

P3 P1 P2

X X X

défaut

mise en route de la protection P1

élément directionnel aval de P1

émission du verrouillage par P1

50 ms *

porte Q de la protection P2

disjoncteur de P2 fermé ouvert

0 ms 50 ms 100 ms 150 ms 200 ms 250 ms

* temporisation de premier stade

2-1-5-4-3-Fonctionnement mixte

Nous voyons sur la figure précédente qu'un verrouillage est émis temporairement par uneRXAP sur un défaut situé sur la ligne protégée. S'il est prolongé à la réception par une PD3A, il faut

que la temporisation de premier stade de cette dernière soit suffisamment longue pour attendre la

retombée du verrouillage, c'est à dire plus de 150 ms. Ce temps est inadmissible, mais deviendrait

acceptable si la temporisation de prolongation de verrouillage était de 30 ms.

Mais la décision qui a été prise a été d'interdire la protection des lignes courtes par des protections

de type différent.

Cet exemple a été traité pour bien montrer les précautions à prendre pour faire fonctionner des

protections différentes dans un schéma de téléaction.




127 / 320

2-1-5-5- Fiabilité des téléactions

- Principe des anciennes téléactions.

Les téléactions de type ancien envoient, lorsqu'elles sont en veille, des trains d'ondes

alternativement à la fréquence F1 et à la fréquence F2, chacun d'eux ayant une durée identique.

Lorsqu'elles émettent un ordre, ces trains d'ondes sont remplacés par des trains d'ondes ayant une

durée deux fois plus faible. La détection de l'ordre se fait par mesure de la durée des trains d'ondes,

qui doivent se trouver dans une fenêtre de temps spécifiée.

veille F1 F2 F1

signal F1 F2 F1 F2 F1 F2

- Principe des téléactions à codage.

Elles ont été développées du fait que la fiabilité des précédentes était jugée insuffisante. Leur

principe est le suivant: l'équipement transmet, au moyen de trains d'ondes analogues aux précédents,

des mots de 8 bits. Ces mots sont: "veille", "ordre", "test", "alarme".

A la réception, pour qu'un mot "ordre" soit reconnu, il faut que:

. le récepteur ait préalablement reconnu 6 mots "veille",

. il n'y ait pas de défaut de réception dû à la ligne, c'est à dire que le rapport signal sur bruit soit

supérieur à 6 db,

. le signal ne soit pas trop fort, et ne risque pas de saturer le récepteur. Il faut alors que le rapport

signal sur bruit n'excède pas 12 db,

. le mot qui suit les 6 mots "veille" soit reconnu comme un mot "ordre" à 0 bit près, ou qu'il soit

reconnu à 1 bit près, mais que le suivant soit reconnu à 0 bit près,

. il n'y ait ni alarme émetteur, ni alarme récepteur,

. la liaison ne soit pas en cours de test.

Nous pouvons considérer que le codage des informations et la surveillance permanente de la

ligne et des équipements d'extrémité permettent d'éviter la transmission d'ordres intempestifs. Les

tests automatiques permettent d'éviter les défaillances.




128 / 320

La qualité demandée est:

. pour l'accélération de stade, un ordre intempestif tous les 10 ans, et une défaillance pour 100

commandes.

. pour le verrouillage, un ordre intempestif tous les 50 ans, et une défaillance pour 1000 commandes.

En fait la qualité annoncée par le constructeur est la même dans les deux cas à savoir celle

demandée pour les schémas à verrouillage.

- temps de transmission.

Le temps maximal de transmission demandé est généralement de 15 ms pour les accélérations

de stade installées sur le réseau 400 kV, pour certaines accélérations de stade installées sur le réseau

90 kV ou 63 kV et destinées à répondre à des besoins en qualité de fourniture d'énergie particulières,

ainsi que pour la plupart des systèmes à verrouillage. Dans les autres cas, un temps de 30 ms suffit.

Le temps de transmission de 15 ms ne permet aucun dialogue entre les extrémités. La largeurde bande doit alors être suffisante pour obtenir une bonne discrimination des signaux.

Le temps de transmission de 30 ms autorise une répétition.

Les télédéclenchements inconditionnels, tels que la défaillance des disjoncteur de

transformateurs sur ligne en antenne ou en piquage, ont une durée de transmission de 100 ms et

comportent une procédure de dialogue.




129 / 320

2-1-5-6- Supports de transmission

2-1-5-6-1- Courant porteur ligne

Ce système utilise la ligne à très haute tension pour transmettre le signal.

Circuit bouchon

Réducteur de tension

capacitif

bobine à prises

câble coaxial

bobine

de drainage

autotrans

formateur

Les fréquences utilisées en France sont:

. 40 - 100 kHz, découpées en bandes de 2 kHz, et utilisées pour les protections,

. 100 - 348 kHz, découpées en bandes de 8 kHz, et utilisées pour le téléphone et la télécommande.

Nous utilisons généralement la boucle phase - terre pour le téléphone, et la boucle phase -

phase pour les protections, cette dernière étant moins perturbée par les défauts apparaissant sur leur

trajet.

. Avantage: très faible affaiblissement, surtout en mode phase - phase.

. Inconvénient:

les circuits bouchons ne sont pas efficaces à 100%, et il n'est pas possible d'utiliser la

même fréquence sur deux lignes proches l'une de l'autre. Il faut toujours que deux lignes en série au

moins séparent deux systèmes à courant porteur ligne utilisant la même fréquence. Ceci en limite

l'emploi et les interdit pour les systèmes trop gourmands en bande passante, par exemple les

protections différentielles de ligne.




130 / 320

2-1-5-6-2- Câble de garde à câble coaxial incorporé.

câble coaxial 50 nf

local Câble de garde à

bobine de coaxial incorporé

drainage

translateur

filtre

. avantage: pas de contrainte sur les fréquences

. inconvénients: affaiblissement conduisant à installer des répéteurs tous les 30 km

nécessité de prévoir son installation à la construction de la ligne.

largeur de bande trop réduite pour les protections différentielles de ligne.

2-1-5-6-3- Câble de garde avec fibre optique incorporée.

Cette technique est analogue à la précédente, mais elle est plus récente.

. avantages: plus grande largeur de bande,insensibilité aux perturbations extérieures, d'où 100 km entre répéteurs

possibilité de ligaturer une fibre sur un câble de garde, voire sur une phase.

. inconvénient: technique très particulière.

2-1-5-6-4- Faisceaux hertziens.

Un réseau dédié à EDF, dans la bande des 7 Gigahertz, a été installé.

2-1-5-6-5-Liaisons spécialisées.

France - télécom met à disposition d'EDF des liaisons pour lesquelles elle garantit un niveaude qualité élevé. Cette solution est onéreuse, et garde, probablement à tort, une mauvaise réputation.

Elle a aussi pour inconvénient un temps de transmission non garanti, ce qui n'est pas gênant pour les

téléactions, mais le devient pour les protections différentielles et à comparaison de phase.

Notons la mise à disposition récente de lignes à 64 kilobits / s, qui pourraient s'avérer

intéressantes pour certaines protections différentielles de ligne.




131 / 320

2-1-5-6-6-Utilisation de ces supports pour les téléactions.

Il existe deux modes d'utilisation différents, correspondant à des supports différents:

- téléactions basse fréquence.

L'équipement connecté à la protection transmet son ordre à un équipement centralisé du poste,

en fréquence vocale ( bande de 300 à 3400 hz ). L'équipement centralisé adapte ensuite le signal au

support de télécommunication disponible, à savoir fréquence vocale pour les liaisons spécialisées,

haute fréquence pour les liaisons à courant porteur (à éviter), micro-ondes pour les faisceaux

hertziens, signaux lumineux pour les fibres optiques,

- téléaction haute fréquence.

L'équipement connecté à la protection utilise directement une voie de transmission à courant

porteur de la ligne qu'elle protège, ou d'une ligne parallèle.

Bibliographie [32]




132 / 320

2 - 2 - PROTECTION A COMPARAISON DE PHASE

2 - 2 - 1 - Principe

Cette protection, utilisée sur les lignes aériennes, compare les courants à chaque extrémité de

la ligne. Cependant, afin de ne pas utiliser une largeur de bande de fréquence trop importante, elle ne

compare que les phases des courants, et non leurs amplitudes: si les courants, comptés positivement

du poste vers la ligne, sont en opposition de phase, il n'y a pas de défaut sur la ligne. S'ils sont en

phase, il y a un défaut sur la ligne.

De plus, afin de réduire encore cette largeur de bande, la comparaison ne porte que sur un seul

courant, obtenu en faisant une somme des trois courants de phase, affectés chacun d'un coefficient

réel ou complexe. En effet, une somme simple rendrait la protection insensible aux défauts triphasés

francs. Mais cette somme déséquilibrée conduit à une sensibilité différente d'une boucle à l'autre.

Une telle protection ne peut fonctionner correctement que si le système de télécommunication

qui lui est associé est parfaitement disponible. On peut admettre que la probabilité pour qu'une

mauvaise transmission apparaisse pendant un défaut est très faible. Mais il faut se prémunir contre lesdéclenchements intempestifs dus à une mauvaise transmission en l'absence de défaut. Ceci oblige à

adjoindre une mise en route, qui ne rend opérante la comparaison de phase que s'il y a présomption

de défaut. C'est pourquoi, alors que le principe de la comparaison de phase devrait permettre une

sensibilité très supérieure à celle des protections de distance, l'augmentation de performance est en

fait relativement faible.

2 - 2 - 2 - Exemple de deux types de protection.

Nous étudierons deux protections de ce type:

. GEC P10 de GEC-Alsthom. 7SD31 de Siemens

Elles se différentient par les points suivants:

- Mise en route GEC

. relais de surintensité directe, inverse et homopolaire,

. détection de variation anormale de l'intensité directe et de l'intensité inverse,

ce qui théoriquement pourrait permettre d'éviter l'installation de réducteurs de tension.

- Mise en route 7SD31

. relais de surintensité

. relais de baisse de tension

Dans les protections de distance l'utilisation de tels critères poserait des problèmes de sélectivité pour

l'élimination en secours des défauts. Ici, tel n'est pas le cas. En effet, les protections à comparaison de

phase n'assurent pas le secours éloigné (voir cinquième partie, § 12), ce qui signifie que les relais de

mise en route seuls ne provoquent jamais de déclenchement.




133 / 320

- Somme utilisée dans la protection GEC

L'intensité transmise est obtenue en faisant la somme: It = I directe + α * I inverse,

α étant un coefficient ajustable, mais généralement pris égal à 5. Nous pouvons aussi écrire:

It = [Ia * (1+ α) + Ib * a * (1+a * α) + Ic * a * (a+α)] / 3

- Somme utilisée dans la protection 7SD31

L'intensité transmise est obtenue en faisant la somme: I directe + 3 * I inverse + 5 * I homopolaire.

Nous pouvons aussi l'écrire: [9 * Ia + (a+3 * a² +5) * Ib + (a² +3 * a + 5) * Ic] / 3.

- Détection du défaut

Pour les deux protections, un défaut est détecté sur la ligne si la différence de phase entre les courants

comparés est supérieure à 30°.

- Emission du signal de la protection GEC.

Elle n'a lieu que lorsque l'un des relais de mise en route fonctionne. Ces relais ont deux seuils:

. un seuil bas qui commande l'émission,

. un seuil haut qui commande le fonctionnement du comparateur de phase.

Les relais de surintensité commandent l'émission aussi longtemps que le seuil est dépassé.

Les relais de variation commandent l'émission pendant 600 ms, et la comparaison de phase pendant

500 ms.

- Emission du signal de la protection 7SD31.

Le signal est émis en permanence. Ceci peut être un inconvénient en cas d'utilisation d'une liaison par

courants porteurs ligne. En effet, ces émissions ont été suspectées de perturber les radiobalises de la

navigation aérienne, et il est préférable de ne les utiliser qu'en cas de présomption de défaut, c'est à

dire rarement et pendant un temps très court.

- Temps d'élaboration de l'ordre de déclenchement.

Il est de 20 à 30 ms pour les deux protections. Siemens offre de plus la possibilité d'augmenter la

sûreté de fonctionnement en attendant une période de plus pour confirmer l'ordre de déclenchement.

- Elaboration d'ordres de déclenchement monophasés.

Dans la 7SD31, les relais de mise en route peuvent être utilisés comme sélecteurs de phase. En

revanche la GEC ne peut pas assurer la sélection de phase avec ses relais de mise en route. Il faut lui

ajouter un sélecteur de phases, qui fonctionne selon le principe des protections de distance, et

nécessite donc des réducteurs de tension.

- Largeur de bande.

Les deux protections nécessitent deux canaux de 4 khz.




134 / 320

2 - 2 - 3 - Limites de performance

- Elles ne doivent pas être utilisées sur des lignes à trois extrémités, car dans ce cas les trois

intensités peuvent être déphasées entre elles, même si leur somme algébrique est nulle.

- Elles sont, par principe insensibles aux oscillations de puissance. Ceci permet d'utiliser des

caractéristiques de mise en route plus proches de la zone de fonctionnement normal, et donc

d'augmenter la sensibilité aux défauts résistants.

- Elles ne sont pas capables de discriminer les doubles défauts monophasés sur lignes

parallèles. En effet, le sélecteur de phase fonctionne suivant le même principe que les protections de

distance. Il risque donc d'indiquer un défaut biphasé sur chaque ligne et de provoquer un double

déclenchement triphasé(voir § 2-1-5-3). Mais une protection effectuant une comparaison de phase sur

chacune des phases résoudrait le problème.

- Elles sont plus rapides que les protections de distance utilisant le système d'accélération de

stade ou de blocage, car ces dernières doivent attendre, pour émettre leur signal, d'avoir élaboré l'ordre

de déclenchement. Le gain de temps est surtout sensible par rapport au schéma à blocage.

- Des études statistiques ont montré que les protections à combinaison de courant ont une

meilleure sensibilité aux défauts monophasés résistants que les protections phase par phase, lorsque le

courant homopolaire est fortement représenté.

2 - 2 - 4 - Evolution.

Des protections numériques, effectuant des comparaisons phase par phase avec des largeurs de bande

de transmission analogues aux précédentes, sont disponibles. On peut par exemple citer la

protection 7 SD 510.


2 - 3 - PROTECTIONS DIFFERENTIELLES.




135 / 320

2 - 3 - 1 - Protection différentielle de ligne.

2-3-1-1- Principe.

Si la somme algébrique des courants entrant sur une ligne est nulle, la ligne est saine. Sinon il

y a un défaut sur cette ligne. Pour réaliser cette somme, les courants doivent être transmis, en

amplitude et en phase, vers une des extrémité de la ligne.

Ce principe est analogue à celui de la protection à comparaison de phases, mais il demande

une transmission d'informations beaucoup plus importante. En revanche la comparaison, qui se fait

sur l'ensemble des points de la période, et non lors des passages par zéro, est plus fiable. Ceci permet,

en particulier, de protéger les lignes à trois extrémités.

Mais elle reste tributaire de la transmission d'information, et doit toujours être asservie soit à

un étage de mise en route, soit à un système de surveillance de la liaison. Elle conserve aussi les

mêmes avantages, à savoir la rapidité et l'insensibilité aux oscillations de puissance.

2-3-1-2- Exemple: DIFL de Alstom .

- La mise en route se fait par l'un ou l'autre des seuils suivants:

. maximum de courant homopolaire,

. maximum de courant inverse,

. maximum de tension homopolaire,

. maximum de tension inverse,

. minimum de tension directe,

. minimum d'impédance directe.

- La comparaison différentielle est faite sur chacun des trois courants Ia, Ib, Ic, à chaque extrémité.

Ceci lui permet de réaliser, sans équipement supplémentaire, des déclenchements monophasés, et

d'assurer correctement la protection des lignes doubles contre les doubles défauts monophasés

(voir § 2-1-5-3).

Pour chacun d'eux on utilise deux relais de seuil, mis en série:

. seuil absolu,

. seuil à pourcentage.

D'où la caractéristique:

Ia + I'a

Ia = courant au point de mesure

Ia' = courant à l'autre extrémité

Ia




136 / 320

- La vitesse de fonctionnement est de 20 à 30 ms.

- La largeur de bande nécessaire est de 4 canaux de 4 kHz dans chaque sens, entre chaque

extrémité, soit 8 canaux pour les lignes à deux extrémités, et 12 canaux pour les lignes à trois

extrémités.

X X

X

Cette nécessité de disposer de moyens de télécommunication importants a conduit à n'installer unetelle protection que lorsqu'on dispose de liaisons par fibres optiques incorporées dans le câble de

garde, ou de faisceaux hertziens. Elle est réservée pour l'instant aux liaisons les plus importantes du

réseau 400 kV.

- Elle nécessite des transformateurs de courant identiques aux deux extrémités.

2-3-1-3- Autre exemple:: LFCB

Cette protection utilise une transmission numérique d'information échantillonnée suivant le code

HDLC, avec contrôle permanent du temps de transmission. Ceci est destiné à lui permettre de

s'accommoder de liaisons numériques du domaine public, où ce temps de transmission peut varierinopinément. Une protection utilisant ce mode de liaison est actuellement en cours d'essais sur le

réseau EDF. D'autres protections utilisant des liaisons par fibre optique incorporées dans le câble de

garde ont été essayées précédemment.

Cette protection ne comporte pas d'étage de mise en route.

La quantité d'information à transmettre est de 64 kbit / s dans chaque sens.





137 / 320

2 - 3 - 2 - Protection de canalisation souterraine.

2-3-2-1- Principe.

Il est le même que pour la précédente, mais les performances demandées sont moindres:

. pas de double défaut monophasé,

. pas de déclenchement monophasé,

. pas de défaut résistant.

Nous pouvons donc nous contenter d'une protection à combinaison de courants.

Le problème de la liaison de transmission peut être résolu beaucoup plus facilement que pour les

lignes aériennes. En effet, les canalisations souterraines sont toujours posées avec un câble à quartes

téléphoniques destiné aux télécommunications, appelé câble pilote. Une quarte peut être affectée aux

protections. C'est pourquoi, alors qu'en toute rigueur une protection à comparaison de phases aurait

suffi, on utilise une protection différentielle, ce qui permet d'augmenter la fiabilité.

2-3-2-2- Exemple: DL 323

La somme des courants utilisée est: It = Ia + 1,2 * Ib + 1,5 * Ic

Phase a

Phase b

Phase c

Contrôle contrôle

des courants du courant

de phase de neutre

démodu-lateur

module de

déclen- modu-

chement lateur

transformateur

comparateur

Transformateur sommateur Bibliographie [38]




138 / 320

2 - 3 - 3 - Protection différentielle de liaison courte.

2-3-3-1- Principe

Il s'agit d'une protection simplifiée par rapport aux précédentes, qui peut être utilisée lorsque la

distance entre les deux extrémités de l'ouvrage protégé est suffisamment faible pour qu'il soit possible

de transmettre directement les intensités d'une extrémité à l'autre. Elle est essentiellement utilisée pour

protéger la liaison aérienne entre la sortie secondaire d'un transformateur de puissance et le jeu de

barres du poste sur lequel il est raccordé.

2-3-3-2- Exemple: PDLC 10

X

transformateur bobine de

de puissance point neutre(éventuellement)

sommateur

relais

différentiel

La mesure de la différence entre les courants est élaborée sur chaque phase, en utilisant un relais à

seuil fixe, en série avec un relais à pourcentage:

I1 - I2 > k * (I1 + I2 ) / 2

I1 - I2 > Is

Les limites de longueur de l'ouvrage protégé sont, avec des réducteurs de courant correspondant à la

spécification MA 103, enroulement différentiel:

L < 500 m pour un ouvrage 63 kV, L < 1000m pour un ouvrage 225 kV

Ces limites, obtenues expérimentalement, proviennent du réglage du facteur k du relais à pourcentage:

25 % en 63 kV, 40 % en 225 kV.

Cette différence provient elle même de la plus grande sensibilité demandée à la protection en 63 kV.

En effet, pour cette tension, les courants de court-circuit monophasés se trouvent alors limités par des

réactances de neutre à:

8 kA au secondaire des transformateurs 225 / 63 kV,

10 kA au secondaire des transformateurs 400 / 63 kV.

Sur le réseau 225 kV, en revanche, c'est à dire au secondaire des autotransformateurs 400 / 225 kV, ilspeuvent atteindre 31,5 kA.




139 / 320

2 - 3 - 4 - Protection différentielle de barres

2-3-4-1- Principe général

Nous effectuons dans un relais à seuil de courant la somme algébrique des courants instantanés

alimentant un nœud électrique (voir première partie, §1, nota1). Si cette somme est nulle, il n'y a pas de

défaut sur le nœud électrique.

Les problèmes rencontrés sont:

- nécessité de connaître la position des sectionneurs d'aiguillage, pour savoir quels sont les

départs qui alimentent un nœud donné.

Nota: dans ce qui suit, les courants sont comptés positivement vers le nœud électrique.

. Exploitation normale

La protection différentielle est décomposée en autant de relais que de nœuds électriques.

Le relais de la barre 1 reçoit les courants issus des réducteurs des départs qui lui sont

connectés, et du réducteur du couplage situé sur la barre 2. Il commande les disjoncteurs

correspondants (Dx et Dc sur le schéma).

Le relais de la barre 2 reçoit les courants issus des réducteurs des départs qui lui sont

connectés, et du réducteur du couplage situé sur la barre 1. Il commande les disjoncteurs

correspondants (Dy et Dc sur le schéma).

Barre 2 Ix Ic1 Iy Ic2

Ic1

Dc X

Barre 1 Ic2

S2x S1x S2y S1y S1x S1y S2x S2y

Dx X Dy X

Ix Iy Relais barre 1 relais barre 2

. Exploitation avec disjoncteur de couplage ouvert

Les relais ne prennent plus en compte les courants issus des réducteurs encadrant les couplages, pour

éviter qu'un défaut situé entre le disjoncteur de couplage et un de ses réducteurs ne provoque le

déclenchement du jeu de barres sain, et ne laisse en service le jeu de barres en défaut.

Cette disposition permet l'élimination des défauts situés dans cette zone lorsque le disjoncteur de

couplage est fermé: le jeu de barres sain déclenche en premier, puis, lorsque le disjoncteur de




140 / 320

couplage est ouvert, le jeu de barres en défaut déclenche.

Afin de pallier la défaillance du disjoncteur de couplage, lorsqu'un ordre de déclenchement destiné à

ce disjoncteur est émis, une 'information "disjoncteur de couplage ouvert" est élaborée au bout de un

intervalle sélectif, et envoyée aux relais 1 et 2.

. Manœuvre de changement de barres.

Pendant cette manœuvre, le disjoncteur de couplage est fermé, mais il est court - circuité

successivement par chacun des départs mis en double aiguillage. Lorsqu'un départ est en double

aiguillage, tous les courants sont aiguillés sur un même relais, et les ordres de déclenchement sont

envoyés à tous les disjoncteurs.

Barre 2 Ix Ic1 Iy Ic2

Ic1

Dc X

Barre 1 Ic2

S2x S1x S2y S1y S1x S1y S2x S2y

Dx X Dy X

Ix Iy Relais barre 1 et barre 2

- Commutation des circuits courant lors des manœuvres de sectionneurs.

Il est interdit d'ouvrir en charge un circuit courant ( voir deuxième partie, § 4). La commutation est donc

réalisée sans coupure, grâce à des relais bistables, c'est à dire ne changeant pas de position en cas de

perte d'alimentation auxiliaire. Ils sont eux même commandés par un système de relais se verrouillant

entre eux de telle manière qu'un relais bistable ne puisse s'ouvrir que si un autre a été préalablement

fermé.

- Saturation des réducteurs de courant.

Lors d'un défaut extérieur au nœud électrique, le réducteur de courant du départ qui alimente le défautpeut être saturé. Dès lors la somme des courants n'est plus nulle, et la protection provoque

intempestivement le déclenchement de tous les départs du nœud électrique.

Différentes solutions, exposées dans les chapitres qui suivent, ont été proposées à ce problème.




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2-3-4-2- Protection à haute impédance et à seuil fixe

Réducteur n° 1

Relais de commutation

Icc - Id

relais de seuil Rd

Icc Id à haute impédance

2-3-4-2-1- Principe de fonctionnement

Les réducteurs de courant alimentent en parallèle un relais Rd. Si la somme des courants dépasse unseuil I, le relais émet un ordre de déclenchement.

2-3-4-2-2- Détermination des caractéristiques du relais de déclenchement .

Si, lors d'un défaut extérieur, le réducteur de courant correspondant (réducteur n°1) est saturé, il

n'injecte plus de courant dans son circuit secondaire, mais se comporte comme une résistance qui

vient se mettre en parallèle avec celle du relais Rd. La condition de stabilité de la protection, c'est à

dire de non - déclenchement sur défaut extérieur, s'obtient de la manière suivante:

- soit Icc la somme des courants issus de tous les réducteurs de courant à l'exception du n°1,

- soit rd la résistance du relais Rd,

- soit rc la résistance du circuit formé par le réducteur n°1 et la filerie tirée entre lui et laprotection.

Le courant Icc issu des autres réducteurs se partage en Id vers le relais Rd, et Icc - Id vers le réducteur

n°1, avec:

Id * rd = (Icc - Id) * rc

que nous pouvons aussi écrire:

Id = Icc * rc / (rd + rc)

La protection est stable, c'est à dire ne fonctionne pas sur court circuit extérieur, si le courant Id reste

inférieur au seuil I lorsque le courant de court circuit est maximal , d'où:




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rc

I > Icc max *

rd + rc

Iccmax est le courant de court circuit triphasé si le rapport Zo / Zd est supérieur à 1

(voir 5ème partie, § 111, et fin de §), et le courant de court circuit monophasé dans le cas contraire.

D'autre part, lors d'un court circuit sur le nœud électrique, la protection doit déclencher lorsque le

courant de court circuit est minimal:

I < Iccmin1

Iccmin1 est le courant de court circuit monophasé si le rapport Zo / Zd est supérieur à 1, et le courant

de court circuit triphasé dans le cas contraire.

De ces inégalités nous tirons:

Icc max - Icc min1rd > rc * (condition n° 1)

Iccmin1

De plus, si le court-circuit est sur le nœud électrique, il faut que la somme des courants donne dans le

relais Rd un courant supérieur à I. Or, si un réducteur est saturé, la protection ne peut pas discerner un

défaut sur le nœud électrique d'un défaut sur le départ où se trouve ce réducteur. Pour cela il faut

qu'aucun réducteur ne soit saturé.

Nous pouvons admettre que le courant de court circuit maximal circulant dans chaque départ est égal

au courant de court circuit minimal du poste. Mais ici il faut prendre Iccmin2, qui est choisie comme

la plus élevée entre le courant monophasé et le courant triphasé, c'est à dire le courant triphasé si Zo /

Zd est supérieur à 1. Cette affirmation doit être vérifiée au cas par cas.

Prenons le cas le plus contraignant. C'est le cas où un départ est parcouru par le courant de court

circuit Iccmin2, et où le courant de court circuit total est Icc max. Soit rf la résistance de la filerie

entre ce départ et le relais. La tension aux bornes de son réducteur est:

V = rf * Iccmin2 + rd * Iccmax

Cette tension doit être inférieure à la tension de coude Vs du réducteur. D'où:

Vf - rf * Iccmin2

rd < (condition n° 2)

Iccmax

Il faut bien entendu ajouter à ces conditions des marges de sécurité.

Dans la pratique, ces conditions ne peuvent être remplies que si Icc max, Icc min1 et Icc min2 sont

peu différentes l'une de l'autre. En particulier, le rapport Zo / Zd doit rester proche de 1.

Rappel: Le courant de court circuit monophasé est lié au courant de court-circuit triphasé par :

1 Zo

Icc mono = Icc tri * * ( 2 + )

3 Zd




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2-3-4-2-3- Mise en œuvre.

La résistance du relais est élevée vis à vis de la charge de précision des réducteurs, et ces derniers

sont facilement saturés. Or, si la conception de cette protection la rend insensible à la saturation,

d'autres protections installées en série sur les mêmes circuits courant pourraient en être affectés. C'est

pourquoi la protection différentielle doit être alimentée par des réducteurs comportant un enroulement

et un noyau magnétique qui lui soient strictement réservés. Ceci peut conduire à un surcôut important

lorsqu'il s'agit d'ajouter une protection différentielle de barre dans un poste déjà installé avec des

réducteurs ne comportant pas ces dispositions. Pour un poste neuf, le surcôut est en revanche

acceptable.




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2-3-4-3- Protection à moyenne impédance et à pourcentage

L'inconvénient majeur du système précédent était l'indépendance entre le courant de court-circuit réel

et le seuil de déclenchement du relais. Une amélioration a été apportée en utilisant un relais à

pourcentage, dans lequel le courant de seuil est une fraction du courant de court-circuit.

Le principe est le suivant:

Ia4 Ia3 Ia2 Ia1

Ia1

w

Id

rd

Id2

x

ra2

z

Id1

ra1

y

Prenons l'exemple du relais RADSS d' ABB

Ci - dessus sont représentés les trajets du courant pour une alternance et pour la phase a. Sur l'autre

alternance les courants circulent dans les autres diodes, dans le même sens. Le courant différentiel Id

circule en sens inverse. La tension entre les points z et w est proportionnelle à ce courant. Les

courants en trait plein correspondent au défaut externe au jeu de barres, les courants en pointillé au

défaut interne.

Les résistances ra1 et ra2 sont égales à une même valeur, notée rs / 2.

La tension entre les points x et y est alors proportionnelle à la somme des valeurs absolues des

courants issus de chaque départ. La détection se fait en comparant la tension Vwz redressée et latension Vxy, toujours positive.




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transformateur TMD

Id

x alarme w

Rd3

Sr mise en route par maximum de Ia

D2 D1

Dr relais de détection

y

Relais à pourcentage et élaboration de l'alarme

- Défaut interne franc

Dans ce cas, les réducteurs ne sont généralement pas saturés. Tous les courants sont alors

approximativement en phase. Sur l'alternance considérée, le courant Id1 est nul, et Id2 est la somme

Ia1 + Ia2 + Ia3 + Ia4, d'où:

Id2 = Id

Pour tenir compte des erreurs de mesure, la condition de déclenchement est :

Id > S * Id2 S<1

que nous pouvons aussi écrire: Vwz / rd > S * Vxy / ra2

or le déclenchement a lieu si: Vwz > Vxy

d'où: ra2 = rs / 2 = S * rd (1)

(sur l'autre alternance c'est la résistance ra1 qui est sollicitée)

- Défaut extérieur au nœud électrique

Supposons qu'il apparaisse sur le départ 1, à l'extérieur du nœud électrique.




146 / 320

Si le réducteur de ce départ n'est pas saturé, son courant secondaire Ia1 est égal à Id1. Il est en

opposition de phase avec la somme Id2 de ceux des autres réducteurs, et le courant circulant dans le

relais rd est nul.

Si le réducteur est saturé, il ne fournit plus le courant Ia1. Le courant Id2 se partage alors en deux

parties, entre les points w et z, l'une à travers la résistance rd, l'autre à travers la résistance ra1 et le

circuit secondaire du réducteur n° 1, qui se comporte alors comme une résistance pratiquement pure.

La condition de non - déclenchement est:

Vwz < Vxy

soit: rd * Id < (rs / 2) * (Id2 + Id1)

ce qui donne, d'après (1) Id < S (Id2 + Id1) (2)

Les courants Id1 et Id se partagent suivant l'équation: (rf1 + rs / 2) * Id1 = rd * Id (3)

rf1 étant la somme de la résistance secondaire du réducteur du départ n° 1 et de la filerie le reliant à laprotection.

comme Id2 = Id1 + Id

l'équation (2) devient: Id < S * (2 * Id1 + Id)

soit Id < 2 * S * Id1 / (1-S) (4)

S

d'où, d'après (3) et (4): (rf1 + rs / 2) < 2 * * rd

1 - S

S

et, d'après (1): rf1 + S * rd < 2 * * rd

1 - S

1 - S

soit: rd > rf1 * (5)

S * (1 + S)

Nous choisissons habituellement rd tel que:

1 - Srd = rf1 * (6)

S

Le pourcentage S est réglé à 0,8 à EDF. Une valeur plus faible permettrait d'éliminer les défauts

résistants, dus par exemple à une mauvaise terre de poste, mais n'autoriserait que des résistances de

filerie plus faibles.

La résistance rf1 est mesurée à la mise en service, sur chaque réducteur de courant.

Les valeurs de rd sont toujours suffisamment élevées pour qu'il soit nécessaire d'utiliser des

réducteurs spécifiques, comme pour les protections à seuil constant - cf § 2-3-4-2-4.

Bibliographie [39]




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2 - 3 - 4 - 4 - Protection basse impédance sur réducteurs performants

Lorsque tous les réducteurs d'un poste sont spécifiés pour laisser passer les composantes

apériodiques sans se saturer, il n'est plus nécessaire de respecter la condition notée (5) du § précédent.

Au contraire, l'impédance du circuit différentiel doit être faible, de manière à ne pas fausser de

manière inacceptable les mesures des protections utilisant les mêmes circuits courant, et à ne pas

provoquer l'amorçage des dispositifs limiteurs de tension. On peut alors utiliser, sans précautions

particulières, des protections différentielles de barres de principe identique aux précédentes, mais où

la résistance rd a une valeur faible. Ces protections peuvent alors être utilisées dans des postes

dépourvus de réducteurs de mesure comportant un enroulement spécialisé.

La seule application qui existe en France est le réseau 400 kV, où des réducteurs performants

avaient été installés à une époque où il n'avait pas encore été envisagé d'utiliser des protections

différentielles de barres.

2-3-4-5- Protection basse impédance sur réducteurs saturables non spécialisés.

Généralement, les protections différentielles de barres utilisent, entre les réducteurs et les relais,des transformateurs auxiliaires placés au plus près des réducteurs principaux. Ils permettent de

rattraper les éventuels rapports différents de ces réducteurs, d'un départ à l'autre, et de transporter sur

des distances relativement longues des courants d'amplitude nominale plus faible, par exemple 0,1 A

au lieu de 1A ou 5A. Mais ces transformateurs peuvent, par leurs caractéristiques, participer au

fonctionnement de la protection.

Exemple: INX 5 de la firme ABB.

Leur circuit interne est à haute impédance, ce qui signifie que dans les transformateurs auxiliaires

les courants sont transformés en tensions déphasées de 90° par rapport à leur courant primaire. De

cette manière ces courants primaires, qui sont les courants secondaires des réducteurs principaux,n'interagissent pas entre eux.

protection

Faible impédance magnétisante haute impédance: v = - di / dt

La détection de saturation d'un réducteur principal se fait en comparant le courant et sa dérivée, ou

plutôt la tension v et sa primitive. Pendant le temps où un réducteur est saturé, la détection d'un défaut

n'est pas prise en compte. Seule est utilisée celle qui a été élaborée pendant les quelques millisecondes

qui précèdent la saturation. L'ordre de déclenchement n'est émis que si la détection a eu lieu sur deux

alternances consécutives.




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2 - 3 - 4 - 6 - Protection à moyenne impédance et faible consommation

Cette protection peut être utilisée sur des réducteurs saturables sans enroulement spécialisé. Son

principe est l'utilisation de transformateurs auxiliaires se saturant avant les réducteurs principaux. A

ce moment là, les transformateurs auxiliaires se comportent pratiquement comme des court - circuits

vis à vis des réducteurs principaux, et ne provoquent pas leur saturation.

La protection différentielle de barres a alors vis à vis des transformateurs auxiliaires un

comportement identique à celui qui a été vu au §2343.

Le point le plus critique est le couplage, où le réducteur principal alimente deux transformateurs

auxiliaires, un par nœud électrique. Il faut alors que la tension de coude du réducteur principal, c'est à

dire la tension secondaire qui correspond à l'induction le saturant, soit supérieure à la somme de celles

de chaque transformateur auxiliaire. A cela il faut ajouter la chute de tension dans les transformateurs

auxiliaires eux-mêmes, et la chute de tension dans les autres équipements utilisateurs. Pratiquement, il

faut que la tension de coude du réducteur principal soit quatre fois celle de chaque transformateur

auxiliaire. Ceci impose une tension de coude faible pour ces derniers, et donc des résistances

d'enroulement secondaire, et de liaison avec la protection, faibles elles aussi.

2-3-4-7- Protection différentielle à combinaison linéaire de courant

C'est une protection qui ne comporte qu'un seul relais pour les trois phases. Cette disposition permet

de simplifier non seulement la partie détection, mais aussi la partie aiguillages, car un seul courant par

départ doit être commuté lors des changements de barres.

Prenons par exemple la DIFLCL. C'est une protection du type moyenne impédance et faible

consommation. La combinaison linéaire utilisée est:

I = 2,5 * Ia + 1,5 * Ib + 2 * Ic

Si nous voulons qu'elle soit insensible à la non prise en compte du courant de la phase a sur un départ

parcouru par le courant de transit maximal Itmax, le seuil de détection doit être supérieur à:

2,5 * Itmax.

Si nous voulons que la protection soit sensible à un court circuit monophasé sur la phase b, le seuil de

détection doit être inférieur à

1,5 * Iccmono

D'où la condition: 1,5 * Iccmono > 2,5 * Itmax

Alors que pour une protection à phases séparées la condition s'écrit:

Icc mono > Itmax

Nous voyons ainsi que la protection est un peu moins sensible que la protection à phases séparées.

Ceci peut limiter son emploi dans les postes où le rapport Zo / Zd est élevé.




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2 - 3 - 4 - 8 - Précautions particulières

Les réducteurs de courant utilisés sur les départs transformateur pour la protection différentielle de

barres sont des tores placés sur leurs traversées. D'où les particularités suivantes:

- si, coté primaire, ces transformateurs sont protégés par des éclateurs placés entre l'extrémité

de chaque traversée et la cuve, la connexion entre l'éclateur et la cuve doit passer à l'intérieur du tore,

faute de quoi un amorçage , qui ne doit être détecté que par la protection masse - cuve, serait aussi

détecté par la protection différentielle de barres, et provoquerait le déclenchement de tous les

disjoncteurs du nœud électrique correspondant,

- toujours coté primaire, un défaut sur la connexion entre le tore et le disjoncteur est vu

comme un défaut barre. Mais l'ouverture des disjoncteurs reliés à la barre n'élimine pas le défaut, qui

reste alimenté par le transformateur. L'ouverture du disjoncteur secondaire du transformateur doit

donc être commandée , un intervalle sélectif plus tard, par l'automate de défaillance du disjoncteur par

exemple.

X

disjoncteur

Eclateur éclateur

Bibliographie [40]




150 / 320

2 - 3 - 4 - 9 - Protection différentielle numérique

Dans chaque tranche le courant est mis sous forme numérique grâce à un convertisseur analogique -

numérique. Une fibre optique permet la transmission à l'unité centrale de ce courant numérisé, et de la

position des sectionneurs d'aiguillage. Ceci permet:

- une basse impédance sur le circuit secondaire des réducteurs de courant. Les enroulements

des transformateurs de courant des protections de distance peuvent être utilisés;

- des distances plus élevées entre tranches et unité centrale, jusqu'à 1200 m;

- pas d'interaction entre réducteurs;

- pas de problème de charge de filerie,

- pas de problème de commutation de courant;

- utilisation systématique d'un détecteur par phase, le détecteur à combinaison de courant neprésentant plus aucun intérêt;

- Pas de susceptibilité de la filerie aux parasites;

- dans l'avenir, adaptation facile aux réducteurs optiques.

En revanche, cette protection est un peu plus lente que les protections électroniques.




151 / 320

2 - 4 - PROTECTION HOMOPOLAIRE

2 - 4 - 1 - But de cette protection

Lorsqu'un défaut à la terre est trop résistant, le point représentatif de l'impédance vue par les

protections de distance peut être confondu avec un point de fonctionnement normal. Les protections

homopolaires, en revanche, peuvent détecter ce type de défaut.

2 - 4 - 2 - Principe de la mesure de puissance

Le raisonnement est le suivant:

régime n° 1 - réseau sain.

A B

Zds = 15 zdL1 = 5 zdL2 = 5 zds2 = 15

I1 Rf I2

Ir1 Vf Ir2

(zoL1 - zdL1) / 3 = 3,33 (zoL2 - zdL2) / 3 = 3,33

Je ne modifie pas ce réseau en ajoutant au point F une force électromotrice Vf égale à la tension en F,

en série avec une résistance Rf;

régime 2: J'applique au point de défaut F une force électromotrice Ef égale à - Vf et je court-circuite

les autres forces électromotrices, sans modifier le réseau; un courant, figuré par les traits en fil fin,

circule de part et d'autre de F. D'où:

-Vf = R* (Ir1 + Ir2) + (zdL1 + zds1) * I1 + (zoL1 -zdL1) / 3) * Ir1

-Vf = R* (Ir1 + Ir2) + (zdL2 + zds2) * I2 + (zoL2 - zdL2) / 3) * Ir2

Le courant est nul dans les phases saines si le rapport (zos + zoL) / (zds + zdL) est le même de part et

d'autre du point de défaut. Si tel n'est pas le cas, je peux soit obtenir les composantes naturelles en

résolvant directement le réseau de la figure ci-dessus, soit obtenir les composantes symétriques en

utilisant la représentation de l'annexe 1, § 34.

régime 3: Je superpose les régimes 1 et 2 et j'obtiens le régime de défaut.

Dans le réseau sain il n'y a ni tension résiduelle, ni courant résiduel. Je peux donc obtenir ces

grandeurs directement à partir du régime 2.




152 / 320

Au point A, la puissance résiduelle est: PrA = VrA * IrA * cos ϕ

ϕ étant l'écart de phase entre VrA et IrA, c'est à dire l'argument de zds1.

Le signe de PrA donne la direction du défaut: si PrA est négative, le défaut est sur la ligne, et laprotection élabore un ordre de déclenchement.

Mais la valeur de PrA est généralement très faible, et son signe mal défini, car zos est souvent

constituée de réactances homopolaires de transformateurs, et j est voisin de 90°. C'est pourquoi, afin

d'augmenter la sensibilité de la protection et de garantir sa fonction directionnelle, on utilise la valeur:

SrA = VrA * IrA * cos (ϕ − ϕο) ϕo étant généralement réglé à 70°.

2 - 4 - 3 - Principe de la sélectivité

La protection élabore un temps de déclenchement somme d'un temps fixe Tf, au moins égal au temps

de cycle de réenclenchement, et d'un temps dépendant inversement proportionnel à la puissance Sra.Nous utilisons par exemple une formule telle que:

T = Tf + 10 * i / srA pour une intensité nominale de 5 A,

T = Tf + 2 * i / srA pour une intensité nominale de 1 A

avec: Tf = temps fixe réglable, valeur préférentielle 2 s

i = paramètre réglable

srA= valeur basse tension de la puissance résiduelle au point P1, exprimée en VA.

Sur d'autres protections, les paramètres affichés sont une puissance s et un temps de référence Td.

Ceci signifie que si la puissance sra vaut s, la protection déclenche au bout du temps Tf + Td. Nouspassons d'une protection à l'autre en posant: i = s * Td / 10 pour le calibre 5 A

Plus une protection est éloignée d'un défaut, plus la puissance résiduelle qui la traverse est faible, et

donc plus elle met de temps à déclencher. Un tel système fonctionne correctement sur les réseaux 400

kV et 225 kV, où les postes comportent généralement de nombreux départs, et où les transformateurs

sont mis à la terre. En revanche, sur le réseau 63 kV, il est souvent mal adapté. En effet, si nous

considérons une file de postes 63 kV à deux départs, où les transformateurs 63 kV / 20 kV ont

généralement leur neutre primaire isolé, et les transformateurs 225 kV / 63 kV ont une impédance

homopolaire élevée, le courant résiduel est le même de part et d'autre de chaque poste, et l'écart de

tension d'un poste à l'autre est faible. L'écart de puissance résiduelle, qui est alors proportionnel à

l'écart des tensions, peut être trop faible pour assurer une sélectivité correcte.

225 / 63 kV 63 / 225 kV




153 / 320

Exemple de fonctionnement:

Soit une ligne 63 kV d'impédance directe 10 ohm, ce qui correspond à environ 25 km. Nous

supposons que son impédance homopolaire est le triple, soit 30 ohm. Les impédances de boucle

monophasée (zos + 2*zds) / 3 de part et d'autre de cette ligne sont toutes les deux de 15 ohm, ce qui

correspond à des courants de court-circuit monophasé de l'ordre de 3 600 A sur chaque poste

d'extrémité. L'argument des impédances est supposé égal à 70°.

Le rapport des réducteurs de tension est de 600. Celui des réducteurs de courant est de 100

(In = 5A) . La puissance résiduelle basse tension est donc égale à la puissance résiduelle haute tension

divisée par 60 000.

La f.e.m. résiduelle Ed est égale à la tension nominale simple, soit 36 373 V. Ceci suppose que la

tension préexistant au point de défaut soit égale à la tension nominale.

Un défaut de 50 ohm apparaît au milieu de la ligne. La f.e.m. résiduelle Ed alimente alors une

impédance de:

50 + ((15 + 5 + 3,33) / 2) * cos 70° + j * ((15 + 5 + 3,33) /2) * sin 70 °

dont la valeur absolue est: 55 ohm.

Le courant circulant dans le défaut est de:

36 373 / 55 = 660 A

Ce courant se partage également de chaque coté du défaut. En A il vaut donc 330 A, et la tension

résiduelle vaut:

330 * 15 = 4 950 V

Elle est en avance de 70° sur le courant résiduel.

D'où la valeur de la puissance résiduelle haute tension:

SrA = 330 * 4950 * cos(70-70) = 1633 500 VA

et de la puissance résiduelle basse tension:

srA = 1 633 500 / 60 000 = 27,225 VA

Si le réglage choisi correspond à un temps dépendant de 1s pour une puissance résiduelle haute

tension de 5,4 MVA, c'est à dire une puissance résiduelle basse tension de 90 VA, le paramètre i

doit ëtre réglé à 9. Ceci donne, pour un temps fixe de 2 secondes:

9

2 + 10 * = 5,3 secondes

27,225

nota: la protection comporte aussi, pour éviter les fonctionnements intempestifs sur défaut permanent,

un relais de seuil de courant résiduel et un relais de seuil de puissance résiduelle .




154 / 320

2 - 4 - 4 - Relais directionnel homopolaire compensé

Il s'agit d'une amélioration de la protection vue précédemment. Reprenons la figure ci - dessus. Si

l'impédance amont, zds1 par exemple, est faible, un défaut proche de l'extrémité P2 de la ligne donne

une puissance résiduelle faible au point P1. Pour éviter cet inconvénient, nous utilisons comme

tension homopolaire la tension qui aurait pu être mesurée au milieu de la ligne:

Vo compensée = Vo - (ZoL / 2) * Io

ZoL étant l'impédance homopolaire de la ligne.

Si le défaut est en amont, la tension homopolaire compensée est plus faible que la tension

homopolaire mesurée au point P1, mais plus élevée que celle mesurée au point P2. La sélectivité est

conservée avec les protections situées en P2, avec toutefois une marge plus faible.

2 - 4 - 5 - Protection directionnelle homopolaire avec interdéclenchement

Prenons comme exemple la protection 7 SN 21 créée par Siemens , à la demande de l' ElectricitySupply Board d' Irlande. Le principe est le suivant:

Info « défaut aval »

X X

Info « défaut aval »

Chacune des protections est munie de deux seuils de courant résiduel, un seuil haut, réglable de

0,1 * In à 0,85 * In, et un seuil bas, réglable de 0,7 à 0,85 fois le seuil haut, ainsi que d'unrelais directionnel. Si un défaut apparaît sur la ligne, le relais directionnel de chacune des protections

émet, contrôlé par le seuil bas, un signal de téléaction à destination de l'autre protection. Cette

dernière émet alors un ordre de déclenchement contrôlé par le seuil haut et le relais directionnel.

La sensibilité généralement retenue est: Ir = 0,2 *In

Le temps de fonctionnement est de 200 ms. Cependant cette protection ne peut pas détecter la phase

en défaut, et ne peut donc émettre que des ordres triphasés. Si nous voulons pratiquer le

réenclenchement monophasé, il faut laisser aux protections de distance le temps de fonctionner, et

donc retarder cette protection d'un intervalle sélectif.

2 - 4 - 6 - Protection directionnelle à puissance inverse

Afin de pallier l'inconvénient vu au § 243, nous pouvons imaginer une protection utilisant la

puissance inverse SiA, au lieu de la puissance homopolaire SrA:

SiA = ViA * IiA * cos (ϕ − ϕο)

En effet, d'une part un courant inverse est dérivé au droit de chaque poste 63 kV / 20 kV, et d'autre

part l'impédance inverse des postes source est faible, ce qui provoque une chute de tension

significative le long des lignes. La puissance décroît alors plus fortement au droit de chaque poste, et

la sélectivité est plus facile à réaliser.

Bibliographie [100], [101], [103]




157 / 320

QUATRIEME PARTIE


PROTECTIONS CONTRE LES SITUATIONS ANORMALES DE RESEAU

ET AUTOMATES

1 - Protection de surcharge

2 - Protection contre les ruptures de synchronisme

3 - Protection de délestage

4 - Automate contre les défaillances de disjoncteur

5 - Réenclencheur

6 - Automate à manque de tension

7 - Automate de régulation de tension

8 - Automate de poste




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1 - PROTECTION DE SURCHARGE

Remarque préliminaire: cette protection est destinée à fonctionner pour pallier à des situations de transit

anormal, mais équilibré. Les mesures se font toujours sur une seule phase.

1 - 1 - PROTECTION DES LIGNES AERIENNES

1-1-1- Exposé du problème

Les lignes à haute tension doivent satisfaire à des conditions relatives à leur insertion dans

l'environnement. Ces conditions sont, en France, regroupées dans un document officiel appelé arrêté technique.

En particulier, les conducteurs ne doivent jamais descendre au-dessous d'une hauteur minimale, au-dessous de

laquelle EDF serait tenu pour responsable des accidents qui pourraient survenir. Par exemple, cette hauteur est de

8,5 m au-dessus d'un terrain agricole, pour une ligne 400 kV.

Or un conducteur parcouru par un courant s'échauffe, et donc s'allonge, et son point le plus bas s'abaisse.

Pour une température extérieure donnée, et un vent donné, nous pouvons donc calculer une intensité maximale

au-delà de laquelle, en régime permanent, l'arrêté technique n'est plus respecté. Les formules et abaques

permettant ces calculs peuvent être consultés dans les directives ligne, § L13 et L14.

Les personnes chargées de la conduite du réseau ont donc, parmi leurs préoccupations, celle de ne pas

dépasser cette limite. Pour les aider, et pour assurer, quoiqu'il arrive, la sécurité des tiers, des équipements,

appelés protections de surcharge de ligne, sont installés.

1-1-2- Principe des protections de surcharge ligne

Pour une saison donnée, et pour une région donnée, les données statistiques fournies par l'office

météorologique permettent de fixer une température maximale θ1 de l'air ambiant.

Pour une ligne donnée, nous connaissons la température maximale θ3 des conducteurs, au-delà de

laquelle l'arrêté technique n'est plus respecté.

Nous fixons une température intermédiaire θ2 des conducteurs. Cette température est celle que la ligne

ne doit pas dépasser en régime permanent, l'écart entre θ2 et θ3 permettant au centre de conduite d'avoir le

temps de réagir en cas de surcharge. A un couple de valeurs θ1 et θ2 correspond une intensité maximale

admissible en permanence notée IMAP. Le fonctionnement est alors le suivant, pour une ligne 400 kV:

- si le courant sur la ligne dépasse la valeur IMAP, le centre de conduite est prévenu, mais seulement au

bout de 30 secondes. En effet, si un défaut fugitif provoque le déclenchement d'une ligne, le système de

réenclenchement automatique la remet en service au bout de quelques secondes (voir § 5). Pendant le temps où

cette ligne est coupée, la charge se reporte sur les lignes voisines, où l'intensité peut dépasser la valeur IMAP

pendant quelques secondes, puis tout rentre dans l'ordre. Or ce temps est trop faible pour provoquer un

échauffement significatif des conducteurs. Il est alors inutile de déranger le centre de conduite.

- deux autres valeurs sont utilisées, IS1 et IS2. La première est telle que si la température de la ligne en

régime permanent était précédemment θ2, elle atteigne θ3 au bout de 20 minutes, et la seconde, plus élevée, est

telle que dans les mêmes conditions la ligne atteigne θ3 au bout de 10 minutes.

Le centre de conduite est donc prévenu par deux alarmes:

- la première apparaît si le courant est compris entre IMAP et IS1, et dès lors l'agent chargé de la

conduite du réseau sait qu'il dispose de 20 minutes pour faire cesser la surcharge. Il tente de le faire en agissant

sur le schéma du réseau et les valeurs des consignes de réglage des groupes de production.

- la seconde apparaît si le courant est compris entre IS1 et IS2. Le centre de conduite ne dispose plus

alors que de 10 minutes pour faire cesser la surcharge. Pour cela il coupe l'alimentation d'une partie des

consommateurs en utilisant les protections de délestage (voir § 3).




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Si au bout du temps dont il dispose, la surcharge n'a pas cessé, la protection envoie un ordre de

déclenchement au disjoncteur de la ligne.

Si l'intensité est supérieure à IS2, la protection envoie son ordre de déclenchement au bout de une

minute. Le centre de conduite n'a pas le temps d'agir dans ce cas.

Mais tout doit être mis en œuvre pour que cette situation ne se produise jamais. Sinon le déclenchement

de la ligne surchargée provoque l'apparition de surcharges sur les lignes voisines, ce qui, de proche en proche,peut conduire à l'effondrement général du réseau.

Pour les lignes de tension inférieure, le principe est le même, mais la mise en œuvre est plus simple.

1-1-3-Exemple

Considérons une ligne 400 kV, avec trois conducteurs en faisceau en almélec de 511 mm, de

construction récente.

Le tableau de réglage est le suivant:

été Printemps

automne

Hiver

doux

Hiver

froid

θ1 35 ° 25 ° 15 ° 5 °

θ2 60 ° 60 ° 60 ° 60 °

θ3 75 ° 75 ° 75 ° 75 °

Imap 2685 A 3405 A 3405 A 3790 A

Is1 3490 A 4090 A 4090 A 4360 A

Is2 4570 A 5110 A 5305 A 5305 A

La protection comporte 12 seuils, qui sont tous télécommandables depuis le centre de conduite.

Remarques:

- la température θ3 = 75° est l'hypothèse généralement admise pour la construction des lignes. Mais au

cours de son existence, une ligne peut se détendre par fluages. Le profil en long de la ligne doit donc être vérifié

périodiquement. Si la ligne s'est détendue, il faut, dans un premier temps, baisser les seuils de température, donc

d'intensité, et dans un second temps, retendre la ligne.

- Une ligne neuve se refroidit moins bien qu'une ligne ancienne. En effet, ses conducteurs se comportent

comme des corps brillants et rayonnent faiblement, alors qu'une ligne ancienne se rapproche davantage d'un corps

noir.

- la détermination des seuils IMAP, IS1, IS2 doit se faire sur l'élément le plus faible de la liaison. Ce

peut être la ligne, ou un tronçon de cette ligne si elle n'est pas homogène, ou un appareil haute tension,

disjoncteur, sectionneur, réducteur de courant, circuit bouchon.




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75°

60°

t=0 t = 10 mn t = 20 mn

Avant l'instant t = 0, la ligne transite un courant égal à IMAP - ε, il fait 35 ° et la température de la ligne est 60 °.

Si un courant Is1 - ε apparaît, la température monte à 75 ° en 20 minutes, puis la ligne est mise hors tension et se

refroidit (courbe jaune).

Si un courant Is2 -ε apparaît, la température monte à 75 ° en 10 minutes, puis la ligne est mise hors tension et se

refroidit (courbe violette).

Bibliographie [41]




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1 - 2 - PROTECTION DE SURCHARGE DES TRANSFORMATEURS

1-2-1 Exposé du problème

Dans la norme CEI 76-1, on distingue :

- les transformateurs de type sec, à ventilation naturelleà ventilation forcée

- les transformateurs immergés dans l'huile, à circulation naturelle et ventilation naturelle

à circulation naturelle et ventilation forcée

à circulation forcée et ventilation naturelle

à circulation forcée et ventilation forcée

Les transformateurs de grande puissance utilisés à EDF sont du dernier type. Ce sont ceux qui

permettent le meilleur refroidissement, mais qui exigent la surveillance la plus complète.

1-2-2- Principe de la protection

Les plus élaborées utilisent deux grandeurs d'entrée:

- l'intensité

- la température de l'huile

Ses réglages dépendent, comme ceux des protections de ligne, de la température maximale observable

pendant la période de l'année considérée. On définit les seuils suivants:

- L'intensité nominale In

C'est la valeur au-dessous de laquelle le transformateur ne subit aucune détérioration particulière.

Dans ces conditions la ventilation naturelle est suffisante, à condition que les pompes de circulation d'huile

fonctionnent normalement. Elle a une valeur fixe, déterminée en prenant en compte la température extérieuremaximale.

- L'intensité Is.

Si l'intensité In est dépassée, mais si l'intensité Is n'est pas atteinte, le vieillissement du transformateur

s'en trouve accéléré, mais il n'y a pas de conséquences immédiates. Le centre de conduite est prévenu, mais la

protection n'émet pas d'ordre de déclenchement. En revanche, si le seuil Is est dépassé, le transformateur risque

de se dégrader rapidement. La protection, après avoir envoyé une alarme au centre de conduite, émet un ordre de

déclenchement aux deux disjoncteurs encadrant le transformateur, au bout de 20 minutes.

Ce seuil dépend de la saison considérée et du type de transformateur. On retient généralement:

Is = 1,15 * In en étéIs = 1,25 * In en hiver doux

Is = 1,35 * In en hiver froid

- l'intensité Im = 1,5 * In

Si ce seuil est dépassé, la protection, après avoir envoyé une alarme au centre de conduite, émet un ordre

de déclenchement aux deux disjoncteurs encadrant le transformateur au bout de 5 minutes.

- la température θ1: Si la température de l'huile du transformateur est supérieure à cette valeur quand le

seuil de courant Is est franchi, le même traitement que précédemment est réalisé dès que l'intensité dépasse

1,1 * Is. Cette température dépend du transformateur. Elle est de l'ordre de 60°.

- la température θs: C'est la température de sécurité, au-delà de laquelle le transformateur doit être mis

hors service. Elle dépend du type de transformateur. Elle est généralement de l'ordre de 90°.




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Le fonctionnement est le suivant:

- le seuil In est dépassé.

Les ventilateurs des aéroréfrigérants sont mis en service. Un compteur horaire est démarré, destiné à

totaliser le nombre d'heures de fonctionnement du transformateur à une intensité supérieure à In. Le centre deconduite est alerté, mais seulement au bout de 20 secondes afin d'éviter les alarmes intempestives pendant les

cycles de réenclenchement.

- le seuil Is est dépassé.

Le centre de conduite est alerté au bout de 20 secondes. Il a 20 minutes pour tenter de faire cesser la

surcharge. Au bout de ce temps la protection commande le déclenchement des disjoncteurs encadrant le

transformateur.

- le seuil Im, ou 1,1 * Is, est dépassé.

Le centre de conduite est alerté au bout de 20 secondes. Il a 5 minutes pour faire cesser la surcharge,

faute de quoi le transformateur est mis hors réseau.

- la température θs est dépassée. La protection envoie une alarme au centre de conduite, mais ne

commande pas de déclenchement automatique. En effet, cette situation n'est pas nécessairement due à une

surcharge mais peut provenir de l'arrêt des pompes de circulation d'huile, elle même consécutive à une panne

d'auxiliaires . (voir huitième partie, §3). Dans ce cas, le retour à la normale peut parfois être obtenu sans mise

hors réseau du transformateur.

De telles protections sont utilisées pour les transformateurs raccordés au réseau 400 kV. Les protections

de surcharge des transformateurs raccordés au réseau 225kV ne comportent pas de mesure de température.

- the threshold Im, or I'm, is overcome.

The control centre is warned after 20 seconds. It has 5 minutes to try and stop the overload. At the end of thistime, the protective relay orders tripping the circuit breakers framing the transformer

Bibliographie [42]

1 - 3 - PROTECTION DE SURCHARGE DES CANALISATIONS SOUTERRAINES

Les constantes de temps décrivant l'échauffement des câbles souterrains sont beaucoup plus longues que

celles décrivant l'échauffement des conducteurs aériens. Il n'a donc pas été jugé utile d'installer des protections de

surcharge sur ces ouvrages.




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2 - PROTECTION CONTRE LES RUPTURES DE SYNCHRONISME

2 - 1 - EXPOSE DU PROBLEME

Lorsque le réseau fonctionne correctement, tous les alternateurs tournent à la même vitesse électrique

(vitesse mécanique multipliée par le nombre de paires de pôles), mais leurs forces électromotrices sont décalées

entre elles d'un angle qui dépend de leurs consignes de réglage et de la structure du réseau sur lequel ils débitent.Le système est stable.

S'il y a incohérence entre ces consignes et le réseau, le système peut devenir instable et une ou plusieurs

machines peut tourner à une vitesse différente de l'ensemble des autres. C'est la perte de stabilité statique.

Lorsqu'un court-circuit apparaît, les alternateurs proches de ce court-circuit débitent alors sur une

impédance faible, mais constituée essentiellement d'éléments inductifs, lignes, transformateurs... La puissance

active se trouve alors paradoxalement diminuée, et les alternateurs, qui, avant action de leurs systèmes de

régulation, reçoivent toujours la même puissance mécanique, accélèrent et peuvent tourner à une vitesse

supérieure à celle des alternateurs plus éloignés du défaut. C'est la perte de stabilité dynamique.

Dans les deux cas il faut:

- éviter le déclenchement anarchique des disjoncteurs par les protections contre les courts - circuits.

C'est le rôle des dispositifs antipompage des protections de distance.

- créer, en ouvrant des disjoncteurs prédéterminés, des zones où production et consommation

s'équilibrent, de manière à isoler la zone "malade" des zones saines. Après quoi, si dans la zone malade les

alternateurs ne réussissent pas à retrouver le synchronisme, les centrales sont si possible îlotées, puis le réseau est

progressivement remis en service à partir des zones saines.

Pour créer ces zones, les pertes de synchronisme sont détectées par des battements de tension, que nous

pouvons schématiquement représenter comme suit:

tension

0 distance électrique

de la source A

amplitude de amplitude maximale amplitude maximale amplitude de

la source A et amplitude minimale et amplitude minimale la source B

au point C au point B




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tension au point C

premier deuxième troisième

battement battement battement

Ces battements sont utilisés pour effectuer le découpage en trois étapes successives, de manière à cerner

progressivement la zone malade ( voir cinquième partie, §3).

2 - 2 - DESCRIPTION DE LA PROTECTION

Elle utilise la tension sur une seule phase.

Une baisse de la valeur crête de cette tension, égale ou supérieure à Vn / 50, entre deux alternances

consécutives donne une impulsion indiquant une baisse. Une hausse de cette même valeur crête, égale ou

supérieure à Vn / 50, entre deux alternances consécutives, donne une impulsion indiquant une hausse. Un

battement est identifié comme une suite de plus de 10 impulsions de baisse, suivie d'au moins 4 impulsions de

hausse. Il est confirmé seulement si la valeur minimale de la tension crête est inférieure à 0,65 fois la valeur

maximale (réseau 400 kV et 225 kV), ou 0,80 fois la valeur maximale (réseau 90 kV et 63 kV), ceci afin d'éviter

le fonctionnement de la protection sur de simples oscillations de puissance.

L'ordre de déclenchement est émis quand la tension monte, et lorsqu'elle est supérieure à la moyenne

entre tension maximale et minimale, ceci afin que le courant à couper ne soit pas trop élevé.

Bibliographie [43]




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3 - PROTECTIONS DE DELESTAGE


Lorsque la production est insuffisante par rapport à la consommation, les alternateurs ralentissent, et la

fréquence baisse. Normalement cette baisse de fréquence est mise à profit par les régulateurs des groupes pour

rétablir l'équilibre. Mais si la puissance disponible est insuffisante, les groupes atteignent leur puissancemaximale et la fréquence continue à baisser.

Si elle descend au-dessous de 49 hz, valeur fixée en France par arrêté ministériel, EDF est autorisée à procéder à

des coupures de clients, appelées délestages, pour rétablir l'équilibre.

Si la fréquence continue à descendre, d'autres clients sont coupés. Les derniers coupés sont les clients

prioritaires. Ensuite les centrales sont séparées du réseau, mais elles continuent à fonctionner en alimentant

uniquement leurs auxiliaires. On dit alors qu'elles sont îlotées. Elles peuvent ainsi être de nouveau connectées

rapidement au réseau, dès que le centre de conduite a retrouvé la maîtrise de la situation.

Nous avons vu au §1 que le centre de conduite peut aussi être amené à ordonner des délestages pour faire cesser

des surcharges.

3 - 2 - PRINCIPE DES PROTECTIONS DE DELESTAGE

Elles sont installées dans les postes de transformation 225 / 20 kV; 90 / 20 kV; 63 / 20 kV.

- circuits de mesure:

. chacun de ces circuits est alimenté par la tension de la barre, ou d'une des barres, située coté primaire;

. la grandeur sinusoïdale correspondante est transformée en créneaux de même période;

. un dérivateur crée une impulsion à chaque passage par zéro de la grandeur précédente;

. l'intervalle de temps séparant chaque impulsion est comparé à une base de temps réglée pour la

fréquence voulue;

. une mémoire temporaire transforme l'information fugitive obtenue à la suite de la comparaisonprécédente en ordre logique.

Le temps de fonctionnement de l'ensemble est de 200 ms.

- seuils utilisés

Les circuits de mesure sont au nombre de 4, correspondant aux seuils suivants:

. 49 hz - ouverture de départs correspondant à 20% de la charge

. 48,5 hz - ouverture de départs correspondant à 20% de charge supplémentaire

. 48 hz - ouverture de départs correspondant à 20 % de charge supplémentaire

. 47,5 hz - ouverture de départs correspondant à 20% de charge supplémentaire

Au-dessous de cette valeur, seuls les clients prioritaires, essentiellement les hôpitaux, restent alimentés.

Les quatre seuils de délestage sont périodiquement permutés, de manière à ce que les premiers clients coupés ne

soient pas toujours les mêmes.

Ces équipements possèdent, de plus, un relais d'acquisition d'ordres extérieurs pour les délestages volontaires.

Les groupes de production possèdent un relais de fréquence à un seul circuit de mesure, réglé à 47 hz, et qui

l'îlote sur ses auxiliaires.

Bibliographie [44]




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4 - AUTOMATE CONTRE LES DEFAILLANCES DE DISJONCTEUR

Sa fonction est de détecter la non - ouverture d'un disjoncteur en constatant que l'ordre émis n'est pas

retombé au bout d'un intervalle sélectif après le début de son émission. Il émet alors un ordre de déclenchement à

tous les disjoncteurs du même jeu de barres.

4 - 1 - PROBLEMES POSES

- Un fonctionnement intempestif a des conséquences graves: il fait perdre tout un nœud électrique.

- Les ordres de déclenchement doivent être aiguillés, suivant les mêmes circuits que ceux de la

protection différentielle de barres.

- La non - retombée de la protection risque de provoquer le fonctionnement de l'automate. En particulier,

une protection différentielle de ligne ne retombe que lorsque les deux disjoncteurs sont ouverts.

4 - 2 - SOLUTIONS

- L'émission d'un ordre de déclenchement est validé par des relais de courant, qui vérifient qu'un courant

existe toujours dans les phases du départ.

- Lorsqu'une protection différentielle de barres existe, l'automate contre les défaillances de disjoncteur

lui est associé: il utilise les aiguillages de la protection différentielle de barres, qui utilise elle même les circuits

de déclenchement de l'automate.

automate de aiguillage de protection automate de

défaillance de différentielle de barres défaillance de

disjoncteur disjoncteur

relais de mesure de laprotection différentielle

de barres

X X

S'il n'y a pas de protection de barres, il faut adjoindre des circuits d'aiguillage aux automates.

- Le relais Buchholz ne retombe pas, et de plus il peut fonctionner pour un courant faible. Le contrôle

d'ouverture du disjoncteur se fait, dans ce cas, par le contact auxiliaire de position de ce disjoncteur.





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5 - REENCLENCHEURS


5-1-1- Défauts fugitifs

Les courts-circuits apparaissant sur les lignes aériennes sont, dans environ 95% des cas, des défauts fugitifs.

Prenons un exemple: un coup de foudre tombant sur un conducteur crée, entre la structure métallique du pylône

reliée à la terre d'une part, et le conducteur d'autre part, une différence de potentiel suffisante pour qu'un arc

s'amorce entre eux. L'arc se produit généralement entre le conducteur et l'anneau de garde de l'isolateur le

supportant. L'air devient alors ionisé, et l'arc subsiste jusqu'à disparition de la tension. Après cette mise hors

tension, l'air se dé-ionise. Le temps de dé-ionisation est donné par la formule empirique suivante, dite formule de

Van Warrington:

n= 10,5 + Un / 34,5 n est le nombre de périodes et U la tension nominale entre phases, en kV.

Nous trouvons par exemple 0,44 secondes en 400 kV à 50 hz.

Une fois ce laps de temps écoulé, la ligne peut être remise sous tension. Cependant, ce temps doit être majorépour tenir compte des phénomènes suivants:

- les deux extrémités de la ligne ne déclenchent pas en même temps. Ceci dépend de la présence ou non

de téléactions, et de l'éventuelle mise en route séquentielle d'une des protections,

- si une seule phase est déclenchée aux deux extrémités, les autres phases créent, par couplage capacitif,

une tension sur cette phase, et le temps d'élimination de l'arc se trouve allongé. Ce phénomène est surtout sensible

sur les lignes longues à deux circuits, où l'arc peut, dans certains cas, ne pas s'éteindre.

Les autres causes de défaut fugitif sont: (liste non exhaustive)

- 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, et brûlée par l'arc,

5-1-2- Défauts permanents

Ils peuvent être dus aux causes suivantes: (liste non exhaustive)

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

- chute d'un arbre, ou d'une grue, 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.

De tels incidents, heureusement assez rares, peuvent constituer un danger pour les tiers, et il faut s'efforcer de

minimiser les risques.

Une protection ne peut pas savoir si un défaut est permanent ou fugitif. Il est nécessaire de renvoyer la tension

sur la ligne pour le savoir.

Or il a été constaté que, lorsque un conducteur tombe sur une route, pendant les premières minutes qui suivent,

les personnes présentes n'osent pas, à juste titre, le toucher. Puis, au bout d'une dizaine de minutes, les plus

impatients supposent que le câble est hors tension, et prennent l'initiative de le déplacer s'il constitue une gêne

pour la circulation. Il est dès lors dangereux de tenter de remettre la ligne sous tension.




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D'où l'idée de réaliser des réenclencheurs qui réussissent, dans un laps de temps généralement inférieur à une

minute, à remettre sous tension les lignes affectées d'un défaut fugitif, quelle que soit la situation. Dès lors, si le

réenclencheur échoue, l'exploitant peut être quasiment certain qu'il s'agit d'un défaut permanent et ordonne une

visite de ligne.

Nota: les défauts sur les transformateurs et les câbles souterrains sont toujours permanents. On s'efforce de ne

jamais renvoyer la tension sur ces ouvrages. Les défauts barre, bien que pouvant être fugitifs, sont, sur lesréseaux 400 kV et 225 kV, traités comme des défauts permanents.

5 - 2 - FONCTIONS DES REENCLENCHEURS

5-2-1- Précautions lors de la remise sous tension d'une ligne

5-2-1-1- Défauts monophasés.

Si les protections font déclencher les deux extrémités d'une phase, les deux autres phases de la ligne

maintiennent entre les réseaux situés à ses extrémités une liaison suffisante pour que les tensions aux postes

d'extrémité soient peu affectées. Le réenclenchement peut alors se faire sans précaution particulière. Cependant,

si le réenclenchement n'a pas lieu, le déclenchement du disjoncteur est commandé sur les deux autres phases par

un relais temporisé qui constate la discordance de pôles.

Si le réenclenchement échoue, il est très probable que le défaut soit permanent. Le disjoncteur reçoit alors un

ordre de déclenchement triphasé . Le réenclencheur est de nouveau mis en route par la protection, mais ne

commande pas, sauf cas particulier (voir § 5223) un second réenclenchement.

Le réenclenchement monophasé est utilisé à EDF sur les lignes 400 kV et 225 kV uniquement. Sur ces lignes, en

effet, la proportion de défauts monophasés est respectivement de 90% et 84 %. Sur les lignes de tension plus

faible, où cette proportion est moins favorable, et où les conséquences d'une coupure triphasée sont moins graves,

cette pratique n'a pas été étendue.

5-2-1-2- Défauts bi - ou triphasés.

Ils provoquent l'ouverture des disjoncteurs de la ligne sur les trois pôles.

A partir de ce moment là, les tensions sur les postes d'extrémité peuvent tourner rapidement l'une par

rapport à l'autre, car le réseau vient d'être perturbé par un court-circuit. Si le réenclenchement est ordonné sans

contrôle, il peut venir se placer au moment où les tensions sont en opposition de phase, ce qui aurait les mêmes

conséquences qu'un court-circuit. D'où deux méthodes possibles:

5-2-1-2-1- Réenclenchement rapide

Il est effectué, aux deux extrémités, sans contrôle de tension, au bout d'un temps aussi court que

possible, de l'ordre de 0,8 secondes généralement. Nous admettons alors que pendant ce temps les tensions n'ont

pas eu le temps de varier notablement.

Un tel système suppose que le réseau s'y prête. C'est le cas lorsque la puissance unitaire des groupes de

production est faible par rapport à la puissance totale du réseau, et que ce réseau est bien maillé. Des études de

stabilité sont nécessaires pour le valider. D'autre part les déclenchements aux deux extrémités doivent être bien

synchronisés. Ceci suppose l'emploi systématique de systèmes permettant cette synchronisation: protections à

comparaison de phase, protections différentielles, ou protections de distance fonctionnant dans des schémas de

téléprotection tels que le déclenchement conditionnel avec dépassement, le schéma à blocage, ou l'extension de

zone (voir § 2151 de la troisième partie). Ce système ne peut fonctionner ni s'il y a risque de mise en route

séquentielle, ni si le déclenchement provient des protections homopolaires.

Il est utilisé dans de nombreux pays, mais en France les difficultés qui ont longtemps existé pour mettre en

place des téléactions nous ont conduit à opter pour le système suivant.




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5-2-1-2-2- Réenclenchement lent.

Nous choisissons, sur une ligne, une extrémité prioritaire, par où s'effectuera la remise sous tension.

C'est le «renvoi barre sur ligne»

A l'autre extrémité, nous attendons que la tension soit revenue sur la ligne, et nous la comparons alors, enamplitude et en phase, pendant un temps de l'ordre de 5 secondes appelé temps de glissement, à la tension

mesurée sur une barre du poste. Si l'écart est suffisamment faible, le réenclenchement est ordonné. Sinon, le

centre de conduite, qui est alerté, agit sur le réseau pour réduire l'écart.

C'est le «rebouclage»

Le choix des extrémités de renvoi et de rebouclage tient compte de la proximité des groupes de production: on

s'efforce de ne pas renvoyer la tension par l'extrémité proche d'un groupe, afin de ne pas lui faire subir un couple

de torsion qui risquerait de l'endommager. Si cette situation ne peut pas être éludée, par exemple lorsque des

groupes se trouvent situés à proximité des deux extrémités, les renvois sont décalés dans le temps entre les

lignes, pour éviter des a - coups trop rapprochés sur les arbres des groupes.

C'est cette méthode qui est utilisée sur le réseau EDF. Notons cependant que sur les antennes passives,essentiellement en 90 kV et 63 kV, nous utilisons le renvoi de tension rapide (0,3 secondes) entre la retombée de

la protection et l'émission de l'ordre de réenclenchement, qui est suivi d'un réenclenchement lent, à échéance du

temps de récupération du disjoncteur.

Pour les lignes en antenne alimentant un client autoproducteur, c'est à dire un client possédant un générateur de

puissance généralement faible vis à vis de la puissance du réseau, l'extrémité située coté client peut être

déclenchée par une protection homopolaire. Les barres du client peuvent ensuite se trouver hors tension après

déclenchement du générateur local. Il faut alors pouvoir renvoyer la tension sur les barres.

C'est le «renvoi ligne sur barres» (peu utilisé).

5-2-2- Causes d'échec du réenclenchement - remèdes.

5-2-2-1- Apparition de deux défauts à moins de une minute d'intervalle .

Lorsqu'un disjoncteur reçoit un ordre d'enclenchement, il faut être certain qu'il pourra exécuter un ordre de

déclenchement immédiatement après l'enclenchement si le défaut est permanent. Or, lorsqu'il a été déclenché sur

un court-circuit, puis enclenché, il n'est plus capable d'être de nouveau déclenché, puis enclenché, puis déclenché

(cycle Ouverture - Fermeture - Ouverture). Il faut attendre que des pompes de regonflage, situées dans son

armoire de commande, aient reconstitué la réserve d'énergie nécessaire à son fonctionnement( ressort ou azote

sous pression). Le temps nécessaire est appelé temps de récupération. Dans les disjoncteurs actuels, il est de

l'ordre de la minute, mais peut varier d'un type à l'autre.

D'où les dispositions suivantes:

- défaut apparaissant moins de 3 secondes après un réenclenchement sur défaut mono- ou polyphasé.

Le réenclencheur considère qu'il s'agit d'un défaut permanent, et n'émet pas d'ordre de réenclenchement, sauf s'il

s'agit d'une ligne longue à deux circuits (voir ci-dessous). Ce temps est appelé temps de blocage,

- défaut monophasé apparaissant moins de une minute après réenclenchement sur un premier défaut

monophasé, sur la même phase.

Le disjoncteur est déclenché sur les trois phases, puis enclenché au bout de une minute en renvoi ou rebouclage,

conformément à la consigne locale,

- défaut triphasé apparaissant moins d'une minute après réenclenchement sur un défaut monophasé ou

triphasé. Même séquence,




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- défaut monophasé apparaissant après un défaut monophasé, mais sur une autre phase. Le cycle de

réenclenchement est effectué normalement.

Nota: Si, au bout du temps de récupération, la pression de la commande du disjoncteur n'est pas rétablie, le

réenclencheur attend que cette pression redevienne correcte pour émettre son ordre.

5-2-2-2- Non fonctionnement d'un réenclencheur à une extrémité.

. Une ligne qui reste hors tension après un défaut constitue une contrainte grave pour la conduite du

réseau. En effet, il faut, dans ce cas, effectuer une visite de ligne pour s'assurer qu'il n'existe aucune avarie

susceptible de mettre en danger la vie des riverains. Une simple mise sous tension automatique par une extrémité

présente donc un grand intérêt, même si la ligne n'est pas remise en service.

D'où la fonction «inversion des consignes»:

si, à l'extrémité choisie pour le renvoi barre sur ligne, le réenclenchement n'a pas lieu, cette fonction

autorise, à chacune des extrémités et après un temps donné, le renvoi barre sur ligne et le rebouclage. Ceci

permet a minima la remise sous tension de la ligne par l'extrémité initialement choisie pour le rebouclage.

Cette fonction n'est utilisée que si la topologie du réseau le permet.

5-2-2-3- Ligne longue à deux circuits

Sur de telles lignes, nous avons vu que lors de la mise hors tension d'une phase, la tension capacitive obtenue par

couplage avec les autres conducteurs pouvait maintenir l'arc. Le réenclenchement monophasé échoue donc. La

ligne est alors déclenchée sur les trois phases, aux deux extrémités, mais la fonction «double réenclenchement »

permet un nouvel essai, après échéance du temps de récupération.

5-2-3- Echanges d'informations entre protections, réenclencheur, et disjoncteur

- Mise en route du réenclencheur:

suivant les types de réenclencheurs, elle est commandée par l'apparition ou la retombée de l'ordre de

déclenchement issu de la protection.

- Déclenchement triphasé sur défaut monophasé:

la protection envoie un ordre de déclenchement monophasé au disjoncteur, et met en route le réenclencheur. Ce

dernier, qui possède les informations interdisant le réenclenchement monophasé, envoie au disjoncteur un ordre

de déclenchement sur les deux autres phases, puis, s'il en a l'autorisation, met en route un cycle de

réenclenchement triphasé.

- Enclenchement sur défaut :

lors du réenclenchement d'une ligne en renvoi barre sur ligne, ou de sa remise sous tension par unexploitant, tout défaut détecté doit être éliminé sans délai. De plus, la fonction directionnelle de la protection est

inopérante en cas d'enclenchement sur défaut triphasé franc (cas de tresses de mises à la terre oubliées) et de plus

le déclenchement est toujours triphasé.

Le réenclencheur envoie alors à la protection une information d'enclenchement. Cette dernière émet un

ordre de déclenchement sur mise en route, parfois temporisé d'une cinquantaine de millisecondes, pour éviter les

déclenchements intempestifs sur les harmoniques 2 du courant, dus à la saturation dissymétrique des

transformateurs à l'enclenchement (voir annexe 5).

Nota: l'enclenchement manuel d'une ligne se fait toujours en passant par l'automate de

réenclenchement, qui vérifie que les tensions correspondent bien à l'une ou l'autre des conditions suivantes:

renvoi barre sur ligne renvoi ligne sur barres rebouclage




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- liaisons aérosouterraines.

Lorsqu'une liaison comporte une arrivée en câble souterrain dans un poste, ce câble est protégé par une

protection masse - câble ou une protection différentielle de câble (voir troisième partie, § 16 et 232),

fonctionnant en parallèle avec les protections de la ligne. Si un défaut apparaît sur le câble, un essai de renvoi est

inutile et peut être nocif pour deux raisons:

. échauffement supplémentaire de la gaine du câble. Mais généralement cet échauffement ne conduit pas

à une détérioration supplémentaire,

. danger pour les personnes. En effet, si le défaut est provoqué par un engin arrachant

malencontreusement le câble, le conducteur de l'engin peut avoir l'idée de descendre dans la fouille. Un renvoi au

bout de plusieurs secondes peut alors provoquer un accident. En revanche, un renvoi rapide, dans la seconde qui

suit, est beaucoup moins dangereux.

C'est pourquoi la disposition suivante est adoptée:

. Dans tous les cas la protection de câble inhibe le réenclencheur local.

. S'il y a danger pour les personnes, on fait en sorte que le renvoi ne puisse pas se produire par l'autreextrémité, soit en mettant en renvoi l'extrémité où se trouve le câble, et en interdisant l'inversion des consignes et

le cycle monophasé, soit en inhibant le réenclencheur de l'autre extrémité par une liaison de téléaction. Cette

disposition est prise essentiellement lorsque le câble traverse des zones industrielles ou des zones habitées.

5-2-4- Utilisation des réenclencheurs par les exploitants

Les consignes des réenclencheurs doivent pouvoir être modifiées rapidement par les exploitants. Notons les cas

suivants, à titre d'exemple:

- Formation de files à la sortie des centrales.

Sur la liaison reliant un groupe de production au poste le plus proche du réseau de transport, les seuls réenclen-chements réalisés sont les réenclenchements monophasés, et les renvois depuis les barres du poste. Coté groupe,

où le renvoi est interdit, le rebouclage est réalisé par le synchrocoupleur du groupe, qui, sur ordre de la personne

chargée de conduire la centrale, agit sur la régulation du turboalternateur pour l'amener au synchronisme. Si, pour

des raisons de répartition de charge, le centre de conduite crée une file de production, les autres lignes de la file

doivent être traitées de la même manière.

X X X

centrale

poste A poste B poste C

les couplages des postes A et B sont ouverts, et l'énergie de la centrale arrive intégralement sur le poste C

- travaux sous tension

Lorsque des personnes travaillent sous tension sur un ouvrage du réseau, il est impératif qu'en cas

d'incident ou d'accident, heureusement extrêmement rare, un renvoi de tension ne vienne alourdir le bilan en

causant des dommages à ceux qui viendraient leur porter secours. Les réenclencheurs sont alors mis hors service.

Sur ces deux exemples, nous voyons qu'il est nécessaire que le centre de conduite ait la possibilité de

télécommander les consignes des réenclencheurs.

5 - 3 - MISE EN ŒUVRE - voir § 6 - 2




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6 - AUTOMATE A MANQUE DE TENSION - ATRS

6 - 1 - POSITION DU PROBLEME

Il peut arriver qu'à la suite de déclenchements dus aux protections contre les courts -circuits, ou aux

protections contre les situations anormales de réseau, des disjoncteurs se trouvent mis hors tension. Cette

situation, qui correspond souvent à une coupure de clientèle, est prise en compte par des automates qui,généralement, dans un premier temps, font ouvrir le disjoncteur, et, dans un deuxième temps, utilisent le retour de

tension sur l'une des bornes, ou sur les deux, pour le refermer conformément à des consignes prédéterminées.

Les situations suivantes peuvent se produire:

6-1-1- Poste en bascule

En fonctionnement normal, il est dans la situation suivante:

poste A poste B

Ac X Bc X

Ca X Cb X

63 kV ou 90 kV

poste C

X X

consommation 20 kV

Un défaut permanent apparaît sur la ligne AC. Le disjoncteur Ac s'ouvre, et le disjoncteur Ca est hors

tension. Nous voulons réalimenter automatiquement le poste C par la ligne BC.

Après échec du renvoi par le disjoncteur Ac, l'automate à manque de tension de Ca ordonne son

ouverture. Deux systèmes sont alors utilisés, au choix.

- Premier système: la veille de l'automate de Cb a été armée par la situation «disjoncteur ouvert et

tension sur les deux bornes». Lorsqu'il constate la disparition de la tension sur les barres de C, il ordonne lerenvoi ligne sur barres, après une temporisation destinée à couvrir un renvoi ligne sur barre depuis Ac et

l'ouverture de Ca. C'est la fonction «renvoi de tension en secours par renvoi ligne sur barre».

- Deuxième système: l'automate de Ca émet, après ouverture de son disjoncteur, une information à

destination de l'automate de Cb, qui, après avoir vérifié qu'il se trouve bien dans les conditions de renvoi ligne

sur barres, commande la fermeture de son disjoncteur. C'est la fonction « bascule »




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6-1-2- Poste à deux alimentations bouclées.

poste A poste B

Ac X Bc X

Ca X Cb X

63 kV ou 90 kV

poste C

X X

consommation 20 kV

Les disjoncteurs Ac et Bc s'ouvrent sous l'action de leurs protections. Nous ne savons pas s'il s'agit d'un défaut

barre, ou d'un défaut sur la ligne AC avec panne de la protection de Ca, ou d'un défaut sur la ligne BC avec

panne de la protection de Cb. Le problème est de réalimenter le poste C le plus rapidement possible si le défaut

est sur une des lignes, et par conséquent de savoir le plus vite possible où se trouve le défaut (s'il se trouve sur les

barres du poste C, il faut de toute manière intervenir dans le poste).

Trois méthodes peuvent être envisagées:

- Déclenchement curatif par manque de tension

renvoi barres sur ligne en A, et rebouclage en B (ou l'inverse).

Si le défaut est fugitif, le poste est réalimenté très rapidement.

S'il est permanent, Ac et Bc retrouvent le défaut et le poste C n'est pas réalimenté. Les automates à

manque de tension du poste C font alors ouvrir les disjoncteurs Ca et Cb. Le disjoncteur Ac effectue un deuxième

renvoi, et le disjoncteur Bc effectue un renvoi barre sur ligne par inversion des consignes. La reprise de service

est ensuite réalisée manuellement sur instruction du personnel chargé de la conduite du réseau.

- Déclenchement préventif par manque de tension:

ouverture de Ca et Cb par manque de tension, puis renvoi barre sur ligne de Ac et Bc. Ensuite, Ca et Cb

renvoient l'un après l'autre la tension de leur ligne vers les barres de C. Le poste C est ainsi réalimenté

automatiquement lors d'un défaut sur une des lignes.

Ce système a un inconvénient:

en cas de défaut barres, les disjoncteurs Ca et Cb ont tous les deux effectué un cycle d'ouverture -

fermeture - ouverture, et leurs pompes de regonflage ne sont plus alimentées par les auxiliaires du poste C. Il faut

alors regonfler les disjoncteurs à la main, avec une manivelle, ce qui peut prendre une demi-heure, et allonge

d'autant la reprise de service.

nota: dans le premier système, il serait aussi possible d'effectuer des renvois automatiques ligne sur barres au

poste C, mais nous retrouverions alors le même inconvénient que ci-dessus.




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- Méthode dite préventive - curative:

Cb est déclenché par manque de tension

Ac effectue un renvoi barre sur ligne, qui remet le poste C sous tension si le défaut est fugitif, ou s'il est

permanent sur la ligne BC.

Si ce renvoi échoue, Ca est déclenché par manque de tension, puis Bc renvoie la tension des barres de Bsur la ligne BC, puis Cb renvoie la tension sur les barres de C.

De cette manière, en cas de défaut sur les barres de C, le disjoncteur Ca, qui n'a effectué qu'une

manœuvre d'ouverture, peut encore être refermé manuellement.

6-1-3- Remise sous tension d'un poste situé dans une file, en marche débouclée.

225 kV 63 kV 225 kV

poste A poste B poste C poste D poste E

Ab Ba Bc Cb Cd Dc De Ed

X X X X X X X X X X

Vers la consommation 20 kV

Les postes B et C sont alimentés par A, le poste D est alimenté par le poste E, et le disjoncteur Cd est ouvert. Un

défaut apparaît sur la ligne AB.

Le disjoncteur Ab est déclenché par sa protection, puis son automate tente un cycle de réenclenchement.

- Si le défaut est fugitif, les postes B et C sont réalimentés.

- S'il est permanent, les disjoncteurs Ba, Bc, et Cb sont déclenchés par leurs automates à manque de

tension, puis l'automate de Cd émet un ordre de réenclenchement, conformément à l'un des deux systèmes décrits

au § 6-1-1. L'automate de Cb effectue alors un renvoi de tension barres sur ligne, puis celui de Bc un renvoi ligne

sur barre. Un renvoi barre sur ligne de Ba provoque alors, si le défaut est permanent, le déclenchement de cedisjoncteur par protection.




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6-1-4- Reconstitution du réseau.

Une portion du réseau peut se trouver mis hors tension pour diverses raisons: déclenchement en secours

de protections contre les courts - circuits, déclenchements successifs par surcharge, perte de synchronisme,

îlotage de groupes sur baisse de fréquence... Lorsque cette portion de réseau est faiblement étendue, l'incident est

dit localisé et la reprise automatique de service fonctionne normalement, telle que décrite ci-dessus. Mais s'il

s'agit d'une zone plus étendue, l'incident est dit généralisé, et le centre de conduite préfère commander par desmanœuvres volontaires la réalimentation de la clientèle afin de l'adapter aux possibilités de fourniture d'énergie

en chaque point du réseau. Pour ce faire, le centre de conduite peut émettre un ordre de désarmement des

automates qui ont été mis en veille lorsqu'ils ont émis leur ordre de déclenchement par manque de tension. S'il ne

dispose pas de cette possibilité, il peut admettre arbitrairement que si un automate reste en veille plus de 10

minutes, c'est qu'il s'agit d'un incident généralisé. L'automate est alors réglé pour se désarmer au bout de ce

temps.

Lors d'un incident localisé, il peut aussi être nécessaire de prévoir un temps d'attente différent d'un

départ à l'autre, après retour de la tension, avant d'effectuer un renvoi barres sur ligne, de manière à éviter une

augmentation trop brutale de la consommation.

L'ensemble des dispositions prises pour assurer une reprise de service aussi rapide que possible après un

incident localisé ou généralisé s'appelle plan de reconstitution du réseau (voir cinquième partie, § 4).

6-1-5- Files d'alimentation d'auxiliaires de centrales.

Lors d'un incident généralisé, des centrales nucléaires peuvent se trouver arrêtées, par suite d'un îlotage

non réussi. Il faut pouvoir alors réalimenter leurs auxiliaires, (108 MVA pour un groupe de 1300 MW), pour les

remettre en service. Mais la centrale disponible la plus proche peut se trouver assez éloignée, et des phénomènes

tels qu'effet Ferranti, ou auto - amorçage des alternateurs sur charge capacitive, peuvent se produire. Il convient

alors:

- de prévoir et d'essayer plusieurs files d'alimentation entre chaque centrale nucléaire et les centrales

susceptibles de lui porter secours, essentiellement les centrales hydrauliques.

- de pouvoir constituer, lors d'un incident généralisé, l'une ou l'autre des files validées, alors qu'ellesrisquent de se trouver hors tension.

Pour ce faire, il est nécessaire de pouvoir commander la fermeture de disjoncteurs hors tension,

lorsqu'ils ont été préalablement ouverts par leurs automates à manque de tension.

6-1-6- Travaux sous tension.

Pour minimiser les risques, le déclenchement par manque de tension est accéléré, et toute forme de

remise sous tension automatique est interdite.




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6 - 2 - MISE EN OEUVRE

Les différentes fonctions décrites sont apparues progressivement, tant pour les réenclencheurs que pour

les automates à manque de tension. Des appareils électromécaniques ont été développés pour réaliser les

premières de ces fonctions. Ensuite ceux qui étaient déjà installés ont été modifiés pour accueillir de nouvelles

fonctions, tandis que les appareils des générations suivantes intégraient ces modifications dans leur conception.

Puis, des associations entre ces appareils ont permis de répondre à de nouvelles demandes. Toutes ces évolutionsont conduit à des matériels, et des principes d'exploitation, assez disparates d'une région à l'autre.

En 1988 est apparu un appareil, dans lequel toutes les fonctions demandées, tant pour le réenclencheur

que pour l'automate à manque de tension, étaient présentes: c'est l'Automate de Tranche de Reprise de Service

(ATRS). Cet appareil est progressivement installé sur le réseau, en remplacement des anciens équipements.

6-2-1- Informations acquises par l'ATRS

- tension ligne, sur chaque phase,

- tension barre, sur une phase,

- position du disjoncteur,

- discordance de pôles, élaborée dans le relayage de tranche,

- ordre de déclenchement par protection, sur chaque phase,- manque de pression dans la commande du disjoncteur,

- ordre d'enclenchement volontaire,

- blocage par protection de câble,

- mise en veille de l'automate à manque de tension,

- désarmement de la veille de l'automate à manque de tension,

- régime spécial d'essai en / hors service.

6-2-2- Fonctions élémentaires réalisées par l'ATRS

- présence de tension coté barre: si cette tension est supérieure à un seuil réglable de 30 à 55 V,

- absence de tension coté barre: si cette tension est inférieure à un seuil réglable de 5 à 30 V,

- présence tension coté ligne: si les tensions ligne sont toutes les trois supérieures à un seuilréglable de 30 à 55 V,

- absence tension coté ligne: si les tensions sont toutes les trois inférieures à un seuil réglable de 5

à 30 V,

- écart entre tension ligne et tension barre inférieur à un seuil réglable de 10 à 60 V,

- écart de phase entre tension ligne et tension barre inférieur à un seuil réglable de 20 à 75°,

6-2-3- Consignes télécommandables

- réenclenchement triphasé en / hors service,

- réenclenchement rapide en / hors service,

- rebouclage / renvoi après mise en route par protection,

- réenclenchement monophasé en / hors service,

- déclenchement par manque de tension en / hors service,- renvoi de tension en secours en / hors service .

- régime spécial d'essai en/hors service (pour travaux sous tension)

6-2-4- Consignes non télécommandables

- inversion des consignes,

- cycle triphasé après un cycle monophasé,

- renvoi ligne sur barres après déclenchement par protection,

- renvoi barre sur ligne après déclenchement par manque de tension,

- renvoi ligne sur barre après déclenchement par manque de tension,

- rebouclage après déclenchement par manque de tension,

- fermeture volontaire hors tension après déclenchement par manque de tension.




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6-2-5- Principales temporisations

- temps de blocage, réglable de 1 à 15 s,

- temps de récupération, réglable de 20 à 300 s,

- temps de glissement, réglable de 1 à 15 s,

- temps de cycle monophasé, réglable de 0,5 à 7,5 s,

- temps de cycle triphasé, réglable de 1 à 255 s,- temps d'inversion des consignes, réglable de 1 à 255 s,

- temps de renvoi ligne sur barres après déclenchement par protection, réglable de 1 à 15 s,

- temps de renvoi barres sur ligne après déclenchement par protection, réglable de 1 à 15 s,

- temps de cycle triphasé rapide, réglable de 50 à 750 ms,

- temps de déclenchement par manque de tension, réglable de 1 à 255 s,

- temps de renvoi barre sur ligne, après déclenchement par manque de tension, réglable de 1 à 15 s,

- temps de renvoi ligne sur barres, réglable de 1 à 15 s,

- temps d'attente avant d'effectuer un rebouclage, réglable de 1 à 15 s,

- temps de désarmement automatique de la veille de l'automate à manque de tension, réglable de 2 à 150 mn,

- temps de fonctionnement du renvoi de tension en secours en renvoi ligne sur barres, réglable de 1 à 255 s,

- temps de fonctionnement du renvoi de tension en secours en renvoi barres sur ligne, réglable de 1 à 255 s

- temps de déclenchement par manque de tension en régime spécial d'essai, réglable de 0,25 à 3,75 s.

D'autres temporisations existent, destinées à éviter des aléas de fonctionnement.

Cet appareil est modulaire, afin de pouvoir être adapté aux différents types de réseau. Par exemple nous ne

commanderons pas le module "cycle monophasé" pour une ligne 63 kV, ni le module "réenclenchement rapide"

pour une ligne 225 kV.

6-2-6- Fonctions réalisées, récapitulation.

6-2-6-1- Fermeture manuelle,

- renvoi barre vers ligne,

- renvoi ligne vers barre, ces fonctions sont toujours en service,- rebouclage,

- fermeture hors tension, cette fonction est en service sur consigne.

6-2-6-2- Fonction réenclencheur,

- réenclenchement monophasé,

- renvoi barre sur ligne après déclenchement par protection,

- rebouclage après déclenchement par protection,

- renvoi ligne sur barre après déclenchement par protection (exceptionnellement).

6-2-6-3- Fonction automate à manque de tension,

- déclenchement à manque de tension,

- renvoi barre sur ligne après déclenchement à manque de tension,

- renvoi ligne sur barre après déclenchement par manque de tension,

- rebouclage après déclenchement par manque de tension,

- renvoi barre sur ligne de tension en secours,

- renvoi ligne sur barre de tension en secours,

6-2-6-4- Fonction commune,

- régime spécial d'essai





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7 - AUTOMATE DE REGULATION DE TENSION

Cet automate est chargé d'émettre des ordres «augmente le nombre de spires au secondaire» et «diminue» au

régleur en charge du transformateur, afin qu'ils fournissent au réseau une tension correcte.

7 - 1 - CAS D'UN TRANSFORMATEUR SEUL

7-1-1- Problème posé

Il faut que, lorsque la tension primaire du transformateur fluctue, la tension aux bornes de chaque utilisateur

varie le moins possible.

Soit une série de consommateurs alimentés en parallèle depuis un transformateur. La charge de chacun d'eux est

représentée par une impédance Zi, et se trouve raccordée au transformateur par une impédance ZLi. Sa puissance

nominale est Pni.

Nous définissons un consommateur équivalent, dont la charge est représentée par une impédance Z et la ligne

d'alimentation par une impédance ZL telles que la chute de tension entre le transformateur et lui soit égale à la

moyenne pondérée des chutes de tension entre le transformateur et chaque consommateur:

ZL * I * Pn= Σ ZLi * Ii * Pni

V ZL Va

I

Z

et nous cherchons à maintenir une tension constante aux bornes de ce consommateur.

7-1-2- Solution possible

Une tension Va image, obtenue en enlevant de la tension V une tension créée en faisant circuler le courant I dans

une impédance image égale à ZL, est comparée, en module, à une tension de consigne Vc. Un paramètre δ permetd'ajuster la sensibilité.

Si la condition Va image > Vc * (1 + δ)

est vérifiée, l'automate envoie un ordre «diminue», qui fait passer la première prise au bout de 30 secondes, et les

suivantes au bout de 10 secondes. L'ordre cesse lorsque Va image devient inférieur à Vc.

Si la condition: Va image < Vc * (1 - δ)

est vérifiée, l'automate envoie un ordre «augmente», et la suite est identique.




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La fourchette de tension située entre Vc * (1 + δ) et Vc * (1 - δ) est la zone d'insensibilité. δ est généralement de

l'ordre de 1,5 %. Plus cette valeur est faible, plus le régleur fonctionne souvent et plus il s'use, mais mieux la

tension est régulée.

L'écart de tension provoqué par un passage de prise est de l'ordre de 1,2 %.

Remarque: Si Va et I sont en phase, l'écart entre le module de Va et le module de V est essentiellement dû à la partie résistive R L de Z L.

V

ZL* I

I Va




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7 - 2 - CAS DE DEUX TRANSFORMATEURS EN PARALLELE.

7-2-1- Problème posé

Reprenons le schéma équivalent précédent

V1 X1

transfo n° 1

V ZL = RL + j*XL

Va

V2 X2

transfo n° 2 I

Z

V1 et V2 sont les tensions à vide mesurées aux bornes secondaires des transformateurs, X1 et X2 leurs

impédances directes de court - circuit.

- cas où la marche est équilibrée.

C'est le cas lorsque les deux transformateurs sont sur la même prise, et connectés au même jeu de barres.

V1 = V2

I = I1* (X1 + X2) / X2 = I2 * ( X1 + X2) / X1

La tension Va image de chacun d'eux (voir § précédent) est égale à Va si:

Va = V- (RL + j * XL) * I

= V - I1 * (Rl + j * Xl) * (X1 + X2) /X2 ( premier transformateur) (1)

= V - I2 * (Rl + j * Xl) * (X1 + X2) /X1 (deuxième transformateur) (2)

Le diagramme des tensions est:

V1 = V2

V

Va + RL * I

Va

I1

I2

I




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- apparition d'un déséquilibre

Par exemple, les deux transformateurs, connectés à la même barre, ne sont pas sur la même prise. Nous

supposons que la tension V'1 au secondaire du transfo n° 1 est supérieure à la tension V'2 au secondaire du

transfo n° 2, que ces deux tensions sont en phase, et que Va et I n'ont pas changé.

Il y a circulation d'un courant ∆I entre les deux transformateurs tel que:

V'1 - V'2 = j * (X1 + X2) * ∆I

Les courants circulant dans les transformateurs n°1 et n°2 valent respectivement:

I'1 = I1 + ∆I et I'2 = I2 - ∆I

V'1

V1 = V2

V'2

V

Va2 image

Va1 image Va

I'2

∆I

I

∆I

La tension Va image est élaborée par l'automate de régulation de chaque transformateur. Pour le

transformateur n° 1, la formule n° 1 devient:

Va image = V - (RL + j * XL) * ((X1 + X2) / X2) * ( ∆I + I1)

= Va - ∆I * (RL + j * XL) * ( X1 + X2) / X2

Sur le diagramme, nous voyons que le module de Va image est plus faible que le module de Va. Donc,

si avant le déséquilibre le module de Va était égal à la valeur de consigne Vc, le régulateur du transformateur n°1

envoie un ordre "augmente" sur le régleur de ce transformateur . Or c'est lui qui a la tension la plus élevée.

Symétriquement, le régulateur du transformateur n° 2 envoie un ordre "diminue" sur le régleur de son

transformateur.

Le système est instable.

7 - 2 - 2 - Solution adoptée




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Nous avons vu, au § 712, que seul le module de Va image était utilisé.

Nous avons vu, au § 721, que l'utilisation d'une réactance image XL conduisait à une instabilité.

D'où les solutions suivantes:

- en cas de marche équilibrée, nous régulons la tension V en remarquant que c'est essentiellement le termerésistif qui crée une variation du module de Va image. Nous choisissons donc:

Va image = V - R image * I

R image est égal à RL s'il n'y a qu'un seul transformateur.

S'il y en a deux, R image = RL * (X1 + X2) / X2 sur le transformateur n° 1

= RL * (X1 + X2) / X1 sur le transformateur n° 2.

C'est le compoundage actif.

Il n'est généralement pas utilisé si le réseau situé en aval des transformateurs est bouclé.

On appelle taux de compoundage actif le rapport entre la résistance image et le module de l'impédance

Zn obtenue en faisant le rapport entre la tension nominale du réducteur de tension et le courant nominal du

réducteur de courant

- pour se prémunir contre les déséquilibres, nous utilisons une réactance image parcourue par le courant

en sens inverse de celui vu au § 721. La valeur de cette réactance est choisie de telle manière qu'un écart ∆V

entre les tensions V1 et V2 conduise à un écart ∆v plus faible entre les tensions Va1 image et Va2 image, afin

d'assurer la stabilité du système. Nous choisissons par exemple:

∆v = ∆V / 3, d'où

Va1 image = V + j * (X1 / 3) * I1 X1 image = X1 / 3Va2 image = V + j * (X2 / 3) * I2 X2 image = X2 / 3

C'est le compoundage réactif soustractif

On appelle taux de compoundage réactif le rapport entre la réactance image et le module de l'impédance Zn

obtenue en faisant le rapport de la tension nominale du réducteur de tension et du courant nominal du réducteur

de courant.

La zone d'insensibilité, définie au § 711, se trouve augmentée dans le rapport X1 / X1 image

exemple: Zn = impédance nominale du transformateur (ce n'est pas systématique)

X1 = 0,15 * Zn, ce qui correspond à une tension de court-circuit de 15%,

X image = 0,05 * Zn, ce qui donne un taux de compoundage de 5 %,

Le régleur fonctionne si Va1 image > Vc + 1,5 %,

ou si Va2 image < Vc - 1,5%

donc, si V'1 > Vc + 4,5%, ou V'2 < Vc - 4,5%

Il peut y avoir jusqu'à 8 prises d'écart entre les deux transformateurs lorsque le régulateur se met en route.

Nota: lorsque le courant I n'est plus en phase avec la tension Va, l'influence de cette régulation sur le

maintien de la tension V n'est plus négligeable. Si la charge devient inductive, la tension image augmente, ce qui

conduit le régulateur à faire baisser la tension. Pour éviter cet inconvénient, la tension de consigne peut être

changée par télécommande.

Va1 image




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j * X1 image * I1

I1 V = Va

V et I1 en phase, pas de déséquilibre, pas de compensation entre V et Va

Va1 image

j * X1 image * I1

V = Va

I1

V en avance sur I1, charge inductive, pas de déséquilibre, pas de compensation entre V et Va

Les deux types de compoundage peuvent être utilisés simultanément. La tension image vaut alors:

Va1 image = V - R image * I1 + j * X1 image * I1




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8 - AUTOMATE DE POSTE

8 - 1 - PROBLEME POSE

Il peut arriver que, sur une portion du réseau, certains événements conduisent à modifier le schéma

d'exploitation , d'une manière simple et prévisible, mais dans des délais trop brefs pour que l'initiative puisse enêtre laissée au centre de conduite. Si ces modifications peuvent être obtenues sans échanges d'informations entre

tranches, c'est généralement l'ATRS qui s'en charge. Mais lorsque des échanges d'informations sont nécessaires

entre tranches, nous utilisons un automate particulier, facilement adaptable à toutes les demandes qui peuvent

apparaître.

Exemple de fonction demandée:

départ B

63 kV 20 kV

départ C

départ D

poste A

Au poste A, si le départ B est soumis à un courant supérieur à une valeur Ibe en été, et à une valeur Ibh

en hiver, ou si le départ C est soumis à un courant supérieur à Ic quelle que soit la saison, alors il faut déclencher

le départ D après 30 secondes, et si l'une ou l'autre de ces conditions reste remplie, un départ 20 kV au bout de 5

minutes.

8 - 2 - REALISATION

Nous utilisons soit un automate câblé, soit un automate programmable. L'automate câblé comporte une

carte alimentation, des cartes d'entrée - sortie, une horloge, une carte d'entrée des consignes, et des cartes de

fonctions élémentaires, telles que circuits NOR, circuits NAND, temporisations, sur lesquelles nous pouvons, par

câblage, réaliser les fonctions demandées. L'automate programmable reçoit les mêmes instructions par

programmation.

Dans les deux cas, l'automate est considéré comme une tranche particulière, avec sa propre alimentation

continue, ses organes de consignation, et ses relais de découplage lui permettant d'une part de recueillir des

informations dans les équipements des tranches des départs, et d'autre part d'émettre des ordres vers ces tranches.

Il peut aussi recevoir des ordres de l'équipement de téléconduite, et utiliser des téléactions.




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CINQUIEME PARTIE


FONCTIONNEMENT DE L'ENSEMBLE

1 - PLANS DE PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS

1 - 1- Contraintes

1 - 2 - Principes d'élaboration

1 - 3 - Plan électromécanique

1 - 4 - Plan statique

2 - PLAN DE SAUVEGARDE

3 - PLAN DE DEFENSE

4 - PLAN DE RECONSTITUTION DU RESEAU




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1 - PLANS DE PROTECTION CONTRE LES COURT-CIRCUITS

1 - 1 - CONTRAINTES

1-1-1- Coordination des isolements

Dans de nombreux pays étrangers, un dispositif largement répandu est la bobine d'extinction, dite aussi bobinede Petersen. Le principe est le suivant:

les transformateurs sont mis à la terre par des réactances de forte valeur. Un défaut phase - terre se comporte

comme une source de tension placée au point de défaut, et débitant sur un réseau monophasé d'impédance

2 * Zd + Z0

Rd + (voir troisième partie, § 2112)

3

Rd est la résistance du défaut. Les autres impédances se composent des capacités de lignes en parallèle avec les

inductances formées par les transformateurs et leurs réactances de mise à la terre. Si les valeurs de ces réactances

sont choisies de telle sorte que l'ensemble forme un circuit bouchon, le courant de défaut, après un régime

transitoire très bref, s'annule et l'arc s'éteint. Les protections contre les défauts monophasés ne sont plusnécessaires qu'en secours.

Un tel système est en fait un fonctionnement à neutre isolé, les valeurs des réactances étant très élevées. Il

fonctionne très bien si le niveau d'isolement de l'ensemble des matériels est suffisant. Dans les normes CEI

n°71-2 et 71-3 , plusieurs niveaux d'isolement sont prévus, mais il est bien précisé que seul le niveau d'isolement

le plus élevé permet l'emploi de ce type de bobine. Ce n'est pas le cas sur le réseau EDF, et ces bobines ne

peuvent pas être utilisées.

Pour le réseau EDF, la coordination des isolements correspond aux contraintes suivantes, zo et zd étant

respectivement les impédances de court-circuit homopolaire et directe du réseau:

sur les réseaux 400 kV et 225 kV,

zo

1< < 3, soitzd

Icc triphasé zo + 2 * zd

1 < = < 1,66

Icc monophasé 3 * zd

En fait, nous pouvons admettre que le courant monophasé puisse être légèrement supérieur au courant triphasé,

à condition qu'il ne dépasse pas le courant nominal de court circuit des appareils haute tension,

sur les réseaux 90 kV ,

Icc monophasé < 10 kA ou Icc monophasé < 8 kAIcc triphasé < 31,5 kA Icc triphasé < 20 kA

sur les réseaux 63 kV ,

Icc monophasé < 8 kA ou Icc monophasé < 6 kAIcc triphasé < 31,5 kA Icc triphasé < 20 kA




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L'ensemble de ces contraintes a pu être satisfait en installant des réactances de neutre de:

- 25 Ω sur la borne neutre primaire des transformateurs de groupe connectés au réseau 400 kV;

- 40 Ω sur la borne neutre des autotransformateurs 400 / 225 kV;

- 40 Ω sur la borne neutre primaire des transformateurs 400 / 90 kV; 400 / 63 kV;225 / 90 kV ; 225 / 63 kV;

- 40 Ω sur la borne neutre secondaire des mêmes transformateurs si leur enroulement secondaire estmonté en étoile;

- 120 Ω par phase sur les bobines de point neutre secondaire de ces mêmes transformateurs si leur

enroulement secondaire est monté en triangle.

1-1-2- Stabilité du réseau

Nous avons vu dans la quatrième partie, §2, que le réseau peut subir soit une perte de stabilité statique, soit une

perte de stabilité dynamique.

La première ne peut être évitée qu'en construisant un réseau comportant un nombre suffisant de liaisons, 400 kVessentiellement. Elle influe cependant sur le choix de certaines options du système de protection, par exemple

les dispositions prises pour éviter le double déclenchement triphasé sur double défaut monophasé, car la perted'une ligne double 400 kV peut faire perdre la stabilité statique.

La seconde, en revanche, est directement liée au temps d'élimination des défauts. C'est pourquoi, pour définir un

plan de protection, il faut effectuer des simulations, en observant plus particulièrement:

- le réseau 400 kV,

- les postes 225 kV électriquement proches des groupes nucléaires, c'est à dire essentiellement la partie

225 kV des postes 400 / 225 kV importants,

- les postes 225 kV des régions où se trouvent de nombreuses centrales hydrauliques.

Ces études portent sur différents scenarii, certains étant très probables, d'autres beaucoup moins. Ils prennent en

compte des hypothèses de croissance de la consommation, des hypothèses climatiques, des hypothèses de

disponibilité des centrales. Ils étudient toujours la situation "n-1", c'est à dire celle où l'on se trouve en cas de

perte inopinée de l'un quelconque des ouvrages de production ou de transport, ou d'un organe de coupure, ou

d'un équipement de protection, ou d'un équipement de téléaction.

Elles conduisent à définir un temps maximal d'élimination des défauts triphasés hors défaillance. Sur le réseau

400 kV d' EDF, le temps demandé est de 110 ms pour l'élimination totale des défauts en ligne, et 140 ms sur les

barres. Pour les postes 225 kV électriquement proches du réseau 400 kV, ou en zone hydraulique, il a été fixé à

250 ms pour l'élimination des défauts en ligne, bien qu'en fait dans la plupart des postes le réseau puisse

supporter sans risque des temps d'élimination beaucoup plus longs.

D'autre part, ces études ont montré que le réenclenchement rapide devait être proscrit sur le réseau 400 kV et le

réseau 225 kV proche des groupes de production. Il n'est en fait utilisé nulle part sur le réseau de transport EDF.

1-1-3- Tenue des matériels

En ce qui concerne les efforts électrodynamiques, les matériels haute tension, ainsi que les dispositions de

postes, sont spécifiés pour un courant de court-circuit donné, mais la durée maximale d'application de ce courant

n'est pas précisée. De fait, les structures sont plus sensibles à des chocs très rapprochés, dus aux

réenclenchements rapides sur des antennes de consommation, qu'aux courts-circuits de longue durée.




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En revanche, un temps maximal d'élimination est précisé pour:

- les postes sous enveloppe métallique

Dans ces postes, le temps t de percement de l'enveloppe par un arc interne est donné la formule empirique

suivante:

1,77

e

t = 87,4 *

0,67I

avec: e = épaisseur de l'enveloppe en mm,

I = intensité circulant dans l'arc, en kA,

t en ms.

Compte tenu de la technologie des postes installés sur le réseau EDF, les défauts doivent être éliminés en moins

de 100 ms pour des courants de court-circuit de 40 kA à 63 kA, et en moins de 200 ms pour les courants decourt-circuit inférieurs à 40 kA, pour éviter le percement de l'enveloppe. Pour éviter la propagation à un autre

compartiment, ils doivent être éliminés en moins de 300 ms dans tous les cas;

- les câbles souterrains.

La gaine est calculée pour pouvoir supporter le courant nominal de court-circuit pendant:

0,5 s en 400 kV et 225 kV,

1,7 s en 90 kV et 63 kV.

1-1-4- Temps d'îlotage des centrales

Lorsqu'un défaut triphasé apparaît à proximité d'une centrale de production, ses auxiliaires reçoivent une tensiontrop faible. Les différents organes de la centrale, et plus particulièrement les pompes de circulation du circuit

primaire des centrales nucléaires à eau pressurisée, ralentissent, et il faut rapidement séparer la centrale du

réseau, de telle sorte qu'elle puisse fournir une tension correcte à ses auxiliaires. C'est ce que nous avons appelé

l'îlotage (voir § 3 de la quatrième partie). S'il échoue, ce qui peut notamment se produire en fin de cycle de

combustible, il faut que la centrale puisse retrouver une autre alimentation pour s'arrêter correctement.

Le temps au bout duquel, après une chute de tension directe de plus de 30%, la centrale doit s'îloter, s'appelle le

temps d'îlotage. Avant échéance de ce temps, toutes les possibilités d'élimination des défauts, normales ou en

secours, doivent avoir été épuisées, car la manœuvre d'îlotage provoque de fortes contraintes sur la centrale,

dues à la chute brutale de la puissance fournie. Pour les centrales thermiques à charbon, ce temps est de 3secondes. Pour les premières centrales nucléaires à eau pressurisée, il n'était plus que de 0,8 seconde.

Actuellement, il est, par exemple pour la centrale de Cattenom, de 2,5 secondes.

1-1-5- Présence de câbles de garde sur les lignes aériennes.

Si les lignes sont systématiquement équipées de câbles de garde, les défauts résistants sont rares, et lesprotections homopolaires peuvent être simplifiées, sauf sur les réseaux sujets à des contraintes particulières (feux

de brousse des pays tropicaux par exemple).

Le réseau EDF n'est équipé de câbles de garde que sur les lignes récentes. Les protections homopolaires sont

indispensables. Leur temps de fonctionnement doit être compatible, sur le réseau 400 kV, avec le temps d'îlotage

sur défaut monophasé des groupes nucléaires, soit 3 s.




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1-1-6- Qualité d'alimentation de la clientèle.

Les différents paramètres intervenant dans la qualité d'alimentation de la clientèle sont décrits dans la neuvième

partie. Ils conditionnent les performances du système de protection dans les parties du réseau 225 kV

électriquement éloignées des groupes de production, et sur les réseaux 90 kV et 63 kV.

Or la clientèle est de plus en plus exigeante, du fait essentiellement du développement de l'électronique de

puissance.

EDF passe des contrats standard avec ses clients, s'engageant à fournir une tension dont la durée des coupures

ne dépasse qu'exceptionnellement 1s. Les clients doivent alors concevoir leurs installations de telle manière

qu'ils ne soient pas perturbés par les creux de durée inférieure. Mais ceci n'est souvent pas possible. C'est

pourquoi les efforts actuels d'EDF en matière de protection visent à éliminer la majeure partie des défauts en

moins de 200 ms.

D'autre part, EDF étudie la possibilité de garantir une puissance de court-circuit minimale de 400 MVA pour les

clients raccordés aux réseaux 90 kV ou 63 kV. En contrepartie, les clients seraient tenus de ne pas émettre sur le

réseau un taux d'harmoniques supérieur à un seuil donné.




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1 - 2 - PRINCIPES D'ELABORATION

Les protections contre les courts-circuits décrites dans la troisième partie sont de deux types:

- les protections spécifiques à un ouvrage. Elles protègent cet ouvrage de manière très rapide et très

précise, mais sont incapables, en cas de court-circuit sur un autre ouvrage et de défaillance de ses protections, de

le secourir par un déclenchement temporisé. Elles sont appelées «protections à sélectivité absolue». Ce sont:

. les protections différentielles et à comparaison de phase,

. la protection Buchholz,

. les protections masse- cuve et masse- câble,

- les protections capables d'émettre en secours des ordres de déclenchement destinés à éliminer un

défaut situé sur un autre ouvrage (secours éloigné ). Elles sont appelées «protections à sélectivité relative». Ce

sont:

. la protection de distance,

. la protection homopolaire,

. la protection d'antenne passive,

. les protections à maximum de courant.

L'ultime secours est assuré par le protections de réserve des groupes (voir annexe 7)

1 - 3 - PLAN ELECTROMECANIQUE

C'est celui qui était en vigueur sur l'ensemble du réseau français jusqu' en 1977, date de la mise en service de lapremière centrale nucléaire à eau pressurisée. Depuis cette date, il est progressivement remplacé par le plan

statique, mais reste encore en service en de nombreux points du réseau. Aucune date officielle n'a été donnée

pour sa disparition, mais nous pouvons l'estimer à 2010. Il est caractérisé par les dispositions suivantes:

- les protections de distance, généralement RXAP, et les protections à puissance homopolaire, sont

systématiquement utilisées;

- les protections ne sont pas doublées;

- les téléactions sont utilisées, en accélération et en blocage, mais de manière non systématique;

- il n'y a pas de protection de barres. Les défauts barre sont éliminés par les disjoncteurs des départs

ligne situés à l'extrémité opposée à celle du poste considéré, et par les disjoncteurs de couplage;

- il n'y a pas d'automate destiné à pallier la défaillance d'un disjoncteur. Ce sont les protections des

départs encadrant le départ défaillant qui sont chargés d'éliminer le défaut;

- la protection des transformateurs est assurée par un relais Buchholz et un relais masse- cuve. Au

secondaire se trouvent des protections de distance type PDZ. Ce sont des RXAP simplifiées, mais possédant unrelais de commutation sur les boucles phase- terre actionné aussi bien par le courant homopolaire que par la

combinaison courant inverse- tension homopolaire. Ceci lui permet de détecter les défauts monophasés situés en

amont des transformateurs, même s'ils sont couplés étoile- triangle;

- sur les antennes passives 225 kV on ne fait pas de réenclenchement monophasé. Si une antenne est

légèrement active, une protection à retour de puissance, placée au secondaire du transformateur qu'elle alimente,

assure l'élimination du défaut.

Ce plan de protection permet d'éliminer la plupart des défauts en 0,9 secondes en fonctionnement normal, et 1,6

secondes en cas de défaillance d'une protection ou d'un disjoncteur. Toutefois ces temps peuvent être allongés,

pour les lignes à trois extrémités notamment.

Ses performances ont été jugées insuffisantes sur le réseau 400 kV et le réseau 225 kV proche lors de la mise enservice de la première centrale nucléaire à eau pressurisée , en 1977 (voir § 114 )..




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1 - 4 - PLAN STATIQUE

1-4-1- Réseau 400 kV

Il est conçu pour répondre aux contraintes suivantes:

- élimination complète des défauts francs en moins de 250 ms, même en cas de défaillance d'uneprotection, ou d'une téléaction, ou d'un disjoncteur,

- ouverture des couplages ou tronçonnements sur défaut polyphasé, en cas de défaillance d'une autre

protection, en moins de 200 ms,

- sur défaut monophasé, pratique du cycle de réenclenchement monophasé, y compris en cas de double

défaut monophasé sur une ligne à deux circuits, et sur les antennes passives.

Pour cela, les dispositions suivantes sont prises:

- ligne d'interconnexion double.

Sur chaque départ se trouvent:

. une protection différentielle, dite principale

. une protection de distance, dite de secours, avec téléaction: accélération de stade si la ligne fait plus de 15

km, et blocage dans le cas contraire,

. une protection homopolaire,

. un automate contre la défaillance du disjoncteur,

. un automate de tranche de reprise de service.

- ligne d'interconnexion simple.

Sur chaque départ se trouvent:

. deux protections de distance, de principe différent, chacune d'elles possédant sa propre téléaction, et

arbitrairement désignées l'une comme principale, l'autre comme secours,


. un automate contre la défaillance du disjoncteur,


- ligne en antenne passive double.

En cours d'étude

- ligne en antenne passive simple.

L'extrémité active est équipée comme un départ de ligne d'interconnexion

A l'extrémité passive se trouvent:

. un sélecteur voltmétrique télécommandé,


. un automate de tranche de reprise de service




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- liaisons centrale poste.

Elles font l'objet d'un document spécial. Notons quelques points particuliers:

. l'armoire de commande du disjoncteur situé à la sortie de la centrale possède deux bobines de déclenchement

par phase,

. dans le cas où la liaison de sortie du groupe de production comporte un disjoncteur à chaque extrémité, la

protection de distance du disjoncteur à la centrale émet un ordre de déclenchement triphasé instantané définitif

sur défaut amont. La protection différentielle de la ligne admet, comme courant d'entrée, coté centrale, la

somme du courant venant de la centrale et du courant venant du transformateur auxiliaire de secours.

- jeux de barres,

. une protection différentielle de barres,

. une protection de débouclage: il s'agit d'une protection de distance, utilisant comme courant d'entrée la somme

du courant du couplage et de celui du tronçonnement situés aux extrémités du nœud électrique qu'elle protège.

X

X X

X

protection de débouclage

Elle est réglée pour éliminer les défauts polyphasés en première zone en 200 ms, ce qui donne une marge de

sécurité faible par rapport aux protections des départs, et laisse un risque de déclenchement intempestif. Pour les

défauts monophasés, l'élimination se fait en 250 ms, ce qui correspond à un intervalle sélectif correct.

- Autotransformateur, coté primaire

. relais Buchholz,

. relais masse- cuve . relais à maximum d'intensité sur le neutre du transformateur,

. relais à maximum d'intensité sur le neutre du transformateur de service auxiliaire,

. automate contre la défaillance du disjoncteur

. protection de surcharge

. automate de changement de prise hors tension,

. SURTECO, défaut réfrigération, arrêt des pompes

- Autotransformateur, coté secondaire

. protection différentielle de liaison courte, ou masse- câble, suivant que la liaison est aérienne ou souterraine,

. protection de secours primaire transformateur. C'est une protection de distance simplifiée, assurant le

déclenchement en secours sur défaut situé au-delà des bornes primaires du transformateur,

. automate contre la défaillance du disjoncteur,

. automate de tranche de reprise de service.




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1-4-2- Réseau 225 kV électriquement proche des centrales de production

Le plan est conçu pour répondre aux contraintes suivantes:

- Elimination complète des défauts francs en 300 ms, même en cas de perte d'une protection, d'unetéléaction, ou d'un disjoncteur

- Pratique généralisée du cycle monophasé, y compris sur les antennes passives.

D'où les dispositions suivantes:

- ligne d'interconnexion:

. deux protections de distance, arbitrairement désignées l'une comme principale, et l'autre comme secours,

utilisant une seule téléaction (accélération de stade pour les lignes de plus de 12 km, blocage dans le cas

contraire), l'une d'elles pouvant être remplacée par une protection à comparaison de phase. Ces protections ont

des performances un peu moins bonnes que celles utilisées sur le réseau 400 kV, notamment en temps de

fonctionnement et en temps de retombée.. un automate contre la défaillance du disjoncteur,



- ligne en antenne passive ou faiblement active, coté client:

. une protection d'antenne passive télédéclenchée ou temporisée suivant la sensibilité du client aux cycles

monophasés trop longs et aux déclenchements intempestifs,



- barres:

. une protection différentielle de barres

- Transformateur:

. mêmes protections que pour les autotransformateurs, auxquelles il faut ajouter éventuellement, au secondaire,

une protection de distance tournée vers les barres 90 kV, ou 63 kV (voir ce niveau de tension). L'automate de

changement de prise hors tension doit être remplacé par le régulateur commandant le régleur en charge. Le

relais de neutre à maximum d'intensité est placé sur le neutre secondaire. Un relais à maximum d'intensité, placé

en signalisation, peut aussi être installé sur le neutre primaire. (voir 6ème partie, § 7)

1-4-3- Réseau 225 kV non proche

Les performances des protections ne dépendent plus des problèmes de stabilité, mais des exigences des clients.Ces exigences nous conduisent progressivement à installer un système de protection pratiquement identique à

celui du réseau proche. Toutefois, la protection différentielle de barres peut être une protection à combinaison

de courants, ne comportant qu'un seul relais de mesure (voir conditions de choix de cette protection dans la

troisième partie, § 2347). De ce fait sa sensibilité est moins bonne, et surtout varie d'un type de défaut à l'autre.




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1-4-4- Réseau 90 kV et 63 kV

Les performances demandées ne dépendent plus que des exigences des clients. En particulier, nous avons vu que

pour obtenir une puissance suffisante sur certains postes, nous étions amenés à boucler ces réseaux. Ceci nous a

conduit à installer des protections différentielles de barre, simplifiées si possible, sur les barres 63 kV des

postes 225 kV / 63 kV à deux jeux de barres, toutes les fois qu'il existait des boucles entre les deux barres.

T1 T2

X P1 X P2

X

X X X X X X

X X D3

X X D4

X X D5

En effet, si le réseau 63 kV n'est pas bouclé, le système retenu est le suivant: les protections de distance P1 et P2

placées sur les départs transformateur, et orientées vers le jeu de barres, émettent, au bout d'un intervalle sélectif,

un ordre de déclenchement au disjoncteur de couplage. Un intervalle sélectif plus tard, la protection P1 estretombée, et la protection P2 émet un ordre de déclenchement à son disjoncteur. Le poste reste alimenté par le

transformateur T1.

En revanche, si le réseau est bouclé, comme c'est le cas sur la figure ci - dessus, la protection P1, après ouverture

du couplage, continue à voir le défaut dans sa zone de mise en route, et son ordre de déclenchement ne retombe

pas tant que la mise en route est sollicitée. Il lui faudrait donc attendre que les disjoncteurs D3, D4 et D5 soientouverts pour émettre l'ordre de déclenchement à son disjoncteur. Comme les ordres de déclenchement des

disjoncteurs D3, D4 et D5 peuvent être séquentiels, la temporisation de l'ordre de la protection P1 doit être

réglée, si nous voulons éviter de mettre hors tension tout le poste, à une valeur supérieure à 1 seconde. La

solution consiste à installer une protection différentielle de barres.

Les dispositions suivantes sont donc utilisées




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1-4-4-1- postes 225 / 63 kV, avec boucles en parallèle avec le couplage 63 kV.

- Barres:

. protection différentielle de barres simplifiée,

. en secours, le même système qu'au § suivant.

- Lignes:

. protection de distance sur les départs ligne, secourue localement par une protection de distance simplifiée pour

les défauts polyphasés, et par une protection homopolaire pour les défauts monophasés;

. automate contre la défaillance du disjoncteur,

. automate de tranche de reprise de service

1-4-4-2- Postes 225 / 63 kV, sans boucles en parallèle avec le couplage 63 kV.

- Barres:

. sur chaque arrivée de transformateur, une protection de distance orientée vers les barres. En cas de défaut

barre, chaque protection commande, après un intervalle sélectif, le déclenchement du couplage, puis, au bout de

deux intervalles sélectifs, celle qui n'est pas retombée commande le déclenchement de son disjoncteur.

- Lignes:

. mêmes dispositions qu'au § précédent.

1-4-4-3- Postes 63 kV / 20 kV à trois départs ligne 63 kV ou plus

- pour protéger les barres, pas de dispositions particulières,

- pour protéger les lignes, mêmes dispositions qu'au § 1441.

1-4-4-4- Postes 63 kV / 20 kV à deux départs ligne 63 kV

- pas d'automate contre la défaillance du disjoncteur.

Bibliographie [22], [49], [50], [51], [52]




203 / 320

2 - PLAN DE SAUVEGARDE

C'est l'ensemble des mesures préventives prises lorsque l'on constate que le réseau présente un risque

d'effondrement, dû à un déséquilibre entre production et consommation, ou à une mauvaise répartition du

transit.

Parmi toutes les actions qu'il comporte, nous ne retiendrons que celles qui mettent en jeu des équipementscontrôle électrique du transport. Ce sont:

- le blocage des régleurs en charge des transformateurs 400 (ou 225) kV / 90 (ou 63) kV,

- la baisse de 5% de la tension de consigne des régleurs en charge des transformateurs

90 kV (ou 63 kV) / 20 kV.

Ces actions sont lancées lorsque la tension du réseau est trop basse, et surtout lorsque une ou plusieurs lignes

sont en surcharge. Leur effet peut être schématisé de la manière suivante:

I

V

L n

R1

L1

L'équation de la boucle s'écrit:

V = j*L*ω*I + n² * (R1 + j*ω*L1)

Lorsque le réseau fonctionne normalement, la charge est essentiellement résistive (R1). En revanche, lorsque le

réseau se trouve désorganisé, par suite de la perte d'un ouvrage de production ou de transport, cette charge peut

comporter une composante inductive importante (L1). D'où les diagrammes d'impédance et de tension:

Régime normal régime perturbé

j*L*ω

Impédance

j*L*ω j*L1*ω∗n²

R1*n² R1*n²

V

V V1

tension

V1




204 / 320

Nous voyons qu'en régime normal, la tension V1 aux bornes du transformateur est pratiquement égale à

la tension V à la sortie de l'alternateur, mais qu'en régime perturbé elle est beaucoup plus faible. Dans ce cas,

- les régleurs en charge des transformateurs 400 (ou225) kV / 90 (ou 63) kV passent sur la prise haute,

c'est à dire celle qui donne le rapport de transformation n le plus faible,

- puis les régleurs en charge des transformateurs 90 (ou 63) kV / 20 kV passent eux aussi sur des prisesde plus en plus élevées.

La partie résistive de la charge, ramenée au primaire du transformateur, diminue, et l'intensité augmente, de telle

manière que la tension à la sortie de l'alternateur et la puissance active consommée restent les mêmes. Les lignespeuvent alors se trouver en surcharge, ce qui peut conduire à des déclenchements qui aggravent la situation et

peuvent provoquer l'effondrement du réseau.

A titre préventif, si une telle situation menace, le centre de conduite envoie aux régleurs en charge des

transformateurs 400 (ou 225) kV / 90 (ou 63) kV un ordre de blocage sur une prise basse. L'impédance de la

charge remonte, mais les régleurs des transformateurs 90 (ou 63) kV / 20 kV se mettent en route.Cette réaction annule partiellement l'effet du blocage précédent. C'est pourquoi elle doit être contrebalancée par

la diminution de 5% de la tension de consigne de ces régleurs.

Bibliographie [53]




205 / 320

3 - PLAN DE DEFENSE

Il intervient lorsque la dégradation de la situation est effective. Pour l'enrayer, il faut alors avoir recours

à des coupures automatiques de liaisons, puis de clientèle. Deux types de situation sont envisagées:

3-1- PERTE DE SYNCHRONISME (voir quatrième partie, §2)

3-1-1- Plan classique

Son principe est sommairement décrit au § en référence, où nous avons vu que le réseau est

progressivement découpé, de manière à isoler la zone malade, en utilisant les battements de tension.

Les liaisons d'interconnexion avec l'étranger sont réglées au troisième battement, car on essaie de garder

le plus longtemps possible le secours assuré par les réseaux de l'Europe de l'Ouest, à l'exception de l'Italie et de

la Suisse, qui sont réglées au deuxième battement, et de l'Espagne, qui est réglée au premier battement.

Les liaisons interrégionales sont réglées au deuxième battement, sauf les liaisons entre la région

parisienne et les autres régions, qui sont réglées au troisième battement. Ceci est dû à la situation particulière de

la région parisienne, où l'équilibre production - consommation est impossible.

Les temps de déclenchement, c'est à dire la somme du temps de détection des battements et du temps

d'ouverture du disjoncteur, sont d'autant plus longs que la fréquence de battement est plus faible. Nous pourrons

retenir les ordres de grandeur suivants:

pour une fréquence de battement de 4 hz

- premier battement: 240 ms,

- deuxième battement: 490 ms,

- troisième battement: 740 ms,

pour une fréquence de battement de 0,5 hz

- premier battement: 1,55 s,

- deuxième battement: 3,55 s,

- troisième battement: 5,55 s.

Ces dispositions sont figurées sur la carte ci-jointe.




206 / 320

Zones créées par les automates de débouclage sur rupture de synchronisme

Légende

frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le premier battement

frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le deuxième battement

frontière traversée par les lignes équipées de DRS déclenchant sur le troisième battement




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3-1-2- Plan de défense coordonné.

Dans le plan de défense actuel, l'isolement de la zone malade n'intervient que lorsque la perte de synchronisme a

pu entraîner des perturbations sur une portion importante du réseau.

Un plan de défense agissant avant que les perturbations ne soient effectives est en cours d'installation. Il est basé

sur le principe suivant:- la phase de la tension est mesurée en permanence en 6 points de mesure dans chaque zone et transmise

en un point centralisé;

- la comparaison entre les phases des différentes tensions permet de détecter dès son apparition la perte

de synchronisme d'une zone par rapport aux autres, et de définir les découpages et délestages nécessaires danscette zone pour retrouver l'équilibre production - consommation;

- les ordres correspondants sont émis: ordres de découpage chargés d'isoler la zone déséquilibrée, à

destination des disjoncteurs de tension comprise entre 63 kV et 400 kV, et simultanément ordres de délestage à

destination des disjoncteurs 20 kV;

- le centre de conduite reboucle ensuite la zone séparée, après s'être assuré que le reste du réseau est

correct, puis il rétablit l'alimentation des clients délestés.

Pour être efficace, ce plan suppose qu'il s'écoule, entre la perte de synchronisme et l'ouverture effective de tous

les disjoncteurs concernés, un temps maximal de 1,3 s. Ce temps comprend:- la transmission des tensions des points de mesure au point central,

- la détection de perte de synchronisme par un ordinateur situé en ce point,

- la prise de décision de cet ordinateur,- la transmission des ordres aux disjoncteurs,

- le temps d'ouverture des disjoncteurs.

De plus, les ordres d'ouverture des disjoncteurs chargés du découpage, et de ceux chargés du délestage, doivent

être synchrones à moins de 0,1 seconde près.

Dans la pratique, la mise en place de ce système a conduit aux dispositions suivantes:

- la mesure de phase des tensions en chaque point se fait par référence à une horloge commune

distribuée par satellite géostationnaire,- les ordres élaborés par le calculateur central sont transmis aux postes concernés par deux voies de

transmission: un réseau utilisant le même satellite, et un réseau de faisceaux hertziens.

Les avantages attendus de ce système sont:

- limitation de la perte de synchronisme à une seule zone: elle est séparée du reste du réseau avant

d'avoir eu le temps de le perturber,

- maintien de l'alimentation des clients prioritaires dans la zone perturbée,

- retour rapide à la normale.

Il ne peut cependant être utilisé que si sa fiabilité est suffisante:

-5- probabilité de non fonctionnement 10 par sollicitation

-7

- probabilité de fonctionnement intempestif 10 par heure




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3-2- Manque de production

Il peut s'agir soit d'un manque de production de l' ensemble du réseau de l'Europe de l'Ouest, soit d'un manque

localisé, dans une zone préalablement isolée du reste du réseau à la suite d'une perte de synchronisme.

Le fonctionnement du plan de délestage est décrit dans la quatrième partie, §3.

3 - 3 - Plan de protection contre les reports de charge

Il sert à prévenir les déclenchements par protection de surcharge.

Sur les réseaux 400 kV et 225 kV, les protections de surcharge utilisées sont décrites dans la quatrième partie,

§1. Les seules actions de prévention contre leur déclenchement à la suite d'un report de charge sont volontaires:

changement de schéma, blocage régleur, délestage.

Pour les réseaux 90 kV et 63 kV, le problème se pose différemment suivant que le réseau est exploité en antenneou bouclé:

- s'il est exploité en antenne, la ligne doit être dimensionnée pour supporter le courant admissible par les

transformateurs. Il n'est donc pas nécessaire d'installer de protection de surcharge, sauf à titre temporaire, pourpallier une situation anormale, et aucune mesure de prévention n'est à prendre.

- s'il est exploité bouclé, une ligne peut se trouver surchargée si elle se trouve dans une boucle reliant

deux postes 225 kV, et si, par exemple, un défaut sur la ligne 225 kV reliant les deux postes provoque un report

de charge sur la boucle 63 kV. La ligne doit alors être munie d'une protection de débouclage ampèremétrique,

dont le rôle est d'ouvrir la boucle. Cette protection peut avoir des seuils de fonctionnement asservis aux saisons.

Elle peut aussi avoir un relais directionnel, et son ordre de déclenchement peut être envoyé sur un départ

différent de celui où elle effectue sa mesure, ceci afin de répartir au mieux la charge après le débouclage.

Exemple:

X X

pda1

X X X X X XA1 A2 B1 B2 C1 C2

T1 T2

Si la puissance circule du transformateur T1 vers le transformateur T2, la protection de débouclageampèremétrique pda1 placée en B1 voit passer un courant supérieur à celle qui est placée en B2. Mais la

puissance disponible coté T1 est supérieure à celle disponible coté T2, et il est préférable d'alimenter la charge

du poste B par T1. Pda1 envoie un ordre de déclenchement au disjoncteur B2, et réciproquement.





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4 - PLAN DE RECONSTITUTION DU RESEAU

C'est l'ensemble des dispositions prises pour réalimenter le réseau après une panne localisée ou généralisée.

- Panne localisée

Nous utilisons les différentes fonctions de l'ATRS, commandées par le déclenchement par manque de tension.

- Panne généralisée

Les fonctions précédentes sont mises hors service, soit par un ordre du centre de conduite, émis zone par zone,

soit par une temporisation interne à l'ATRS, réglée par exemple à 10 minutes. Cette deuxième solution, adoptée

à titre provisoire lorsque le centre de conduite ne dispose pas de moyens de télécommande suffisants, admet

donc que si la tension n'est pas revenue au bout de 10 minutes, c'est qu'il s'agit d'une panne généralisée.

Le centre de conduite réalise alors par des manœuvres volontaires la reprise de service, en respectant les

priorités suivantes:

- réalimentation des auxiliaires des centrales nucléaires non îlotées,

- réalimentation des auxiliaires des centrales thermiques non îlotées,- réalimentation des clients prioritaires,

- reprise progressive des autres clients.

La réalimentation des auxiliaires de centrales nucléaires se fait en respectant des procédures préalablement

validées (voir quatrième partie, § 6-1-5).

Pour faciliter la réalimentation des clients, il est préférable de constituer des poches de consommation, c'est à

dire des ensembles de postes 63 kV / 20 kV, alimentés à partir d'un même départ d'un poste 225 kV / 63 kV.

Mais ceci impose de limiter le nombre de disjoncteurs s'ouvrant par manque de tension, et peut constituer un

frein à la réalisation de systèmes de reprise automatique de service sur incident localisé, tels que décrits dans la

quatrième partie, §6. Un compromis doit être recherché.

Bibliographie [53]




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SIXIEME PARTIE


REGLAGES

1 - CALCULS DE RESEAU

1-1- Réseau sain et équilibré

1-2- Réseau équilibré affecté d'un défaut triphasé

1-3- Défaut monophasé franc ou résistant sur un réseau triphasé

2 - DETERMINATION DES REGLAGES - PRELIMINAIRES

3 - PROTECTION DES LIGNES A DEUX EXTREMITES

4 - PROTECTION DES LIGNES A TROIS EXTREMITES

5 - PROTECTION DES BARRES

6 - PROTECTION DES COUPLAGES

7 - PROTECTION DES TRANSFORMATEURS

8 - AUTOMATE DE REPRISE DE SERVICE




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1 - CALCULS DE RESEAU - PRINCIPE

Il est décrit par le code de calcul 909 de la CEI.

1-1- RESEAU SAIN ET EQUILIBRE

Il peut être représenté par son schéma direct (voir composantes symétriques en annexe 1):

Le réseau comporte n postes.

Le poste i du réseau est alimenté par un générateur, considéré comme une source de courant Ji. Il alimente

une charge d'admittance yii, et il est connecté à un poste j par une liaison d'admittance yij.

Les postes qui ne sont pas alimentés par un générateur reçoivent un courant Ji = 0, les charges qui

n'existent pas ont une admittance yii = 0, et les liaisons qui n'existent pas ont une admittance yij = 0

Ji

yij

yii yjj

La loi de Kirchhof au point i donne:

Ji = Vi*( yii + yij) - Vj*yij (1)

Au point i arrivent n-1 liaisons, réelles ou d'admittance nulle. Nous posons:

j=n

Yii = Σ yij

j=1

et nous obtenons:

Ji = Vi*Yii - Vj*yij - Vk*yik - ...

Cette équation peut être écrite sous la forme matricielle suivante:

J1 Y11 ... y1i ... y1n V1

... ... ... ... ... ... ...

Ji = yi1 ... Yii ... yin * Vi soit, en abrégé: J = Y*V

... ... ... ... ... ... ...

Jn yn1 ... yni ... Ynn Vn

Par inversion de cette matrice d'admittance, nous trouvons la matrice d'impédance Z:

V = Z * J




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Si nous nous donnons, en module et en phase, les courants injectés sur le réseau par les groupes

de production, et si nous connaissons les impédances de tous les ouvrages du réseau, nous pouvons

obtenir les tensions sur chaque nœud électrique du réseau, ainsi que les courants circulant dans chaque

ouvrage , par des équations du type suivant:

yij * (Vi - Vj) = Iij

Ceci nous permet ensuite de connaître les puissances actives et réactives qui transitent en chaque

point du réseau. Des algorithmes permettent alors d'ajuster les paramètres J de telle manière que les

tensions, ainsi que les puissances, restent à l'intérieur d'une fourchette donnée.

Ce type de calcul est utilisé pour déterminer

- la répartition des charges sur le réseau. Ces calculs sont nécessaires aussi bien pour les études

prospectives que pour la conduite du réseau;

- l'instabilité Erreur! Signet non défini..

Ces calculs demandent des moyens dont l'importance croît rapidement avec le nombre de nœuds du

réseau.

1-2- RESEAU EQUILIBRE AFFECTE D'UN DEFAUT TRIPHASE.

V'1 If V'n

V'f

Nous étudions un court-circuit franc apparaissant sur le nœud F. Avant ce court-circuit, la tensionen ce point était Vf. Nous appliquons alors sur ce réseau, dans lequel toutes les sources de courant sont

court-circuitées, un courant If inconnu, mais tel qu'il crée une tension V'f = -Vf sur le nœud F. D'où

l'équation:

0 V'1 V'1 = Z1f * If

... ... ...

If = Y * V'f ce qui donne, après inversion V'f = Zff * If (1)

... ... ...

0 V'n V'n = Znf * If

L'équation (1) nous donne alors la valeur de If, et à partir de là toutes les tensions. Les tensions

en régime de défaut sont alors données en additionnant les tensions trouvées aux tensions calculées sur le

réseau sain:

V''1 = V1 + V'1

….

V'' f = Vf + V'f = 0

….

V''n = Vn + V'n

Les courants et les puissances peuvent alors être calculés.

Ce type de calcul est utilisé pour déterminer:

- les valeurs des courants vus par les protections lors de courts-circuits triphasés,

- les profondeurs des creux de tension occasionnés par un défaut triphasé, chez les clients situés

dans une zone proche du défaut,




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- l'instabilité dynamique du réseau.

1-3- DEFAUT MONOPHASE FRANC OU RESISTANT SUR UN RESEAU TRIPHASE

Considérons le réseau triphasé ci-dessous. En régime permanent, les tensions et courants de chaque

phase peuvent être calculés à partir du réseau direct.

F

Vfa

Rd

F1

If

Nous ne changeons pas le réseau en ajoutant au point F une source de courant nulle en série avec

une résistance Rd.

Supposons maintenant qu'un défaut apparaisse en F. La tension préexistant en ce point, Va, a été

déterminée par le calcul précédent. Nous considérons ensuite un régime dans lequel nous injectons au

point de défaut un courant If, inconnu mais tel qu'il crée au point F1 une tension -Va, les autres sources

de courant étant annulées.

Le réseau ci-dessus peut se décomposer en un réseau direct, un réseau inverse, et un réseau

homopolaire. L'injection du courant If dans le réseau triphasé se décompose alors en une injection d'un

courant Idf = If / 3 dans le réseau direct, Iif = If / 3 dans le réseau inverse, et Iof = If / 3 dans le réseau

homopolaire.

D'où l'équation suivante, pour le réseau direct:

0 Yd11 --- yd1f --- yd1n Vd1

--- --- --- --- --- --- ---

Idf = yf1 --- Ydff --- ydfn * Vdf

--- --- --- --- --- --- ---

0 ydn1 --- ydnf --- Ydnn Vdn

et deux équations analogues pour les réseaux inverse et homopolaire.

L'inversion des matrices d'admittance considérées donne des matrices d'impédance permettant de

calculer les tensions en fonction de If, et en particulier les tensions Vdf, Vif, et Vof au point F.

La tension au point F, dans le régime considéré, est: Vfa = Vdf + Vif + Vof




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D'où l'équation Vfa = -Va + Rd* If

Qui permet de calculer If, puis toutes les tensions.

La superposition des deux régimes donne le régime de défaut. Les tensions en régime de défaut

sont alors obtenues en faisant la somme des tensions trouvées et des tensions en régime permanent, qui ne

sont pas nulles seulement sur le réseau direct.

Les courants peuvent ensuite être obtenus par des équations du type

ydij * (Vdi - Vdj) = Idij

yiij * (Vii - Vij) = Iiij

yoij * (Voi - Voj) = Ioij

Ce type de calcul permet d'obtenir les valeurs des courants phase par phase lors de court-circuits

monophasés. Des méthodes analogues permettent les calculs de courant de court-circuit biphasés isolés ou

biphasés - terre annexe 6, generalités, §5. Ce sont ces programmes qui sont le plus utilisés par les

personnes chargées des réglages des protections.

-----------------------------

Pour ces différents types de calcul, il existe à EDF des programmes adaptés aux grands réseaux,

tournant sur des calculateurs puissants (COURCIRC), ainsi que des programmes plus simples, utilisables

sur des microprocesseurs, et adaptés aux réseaux moins étendus (EGERIE).





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2- DETERMINATION DES REGLAGES - PRELIMINAIRES

Qui se charge des réglages?

Dans un premier temps, c'est un théoricien, qui calcule les différents paramètres et établit une note de

réglage.

Ensuite, c'est un homme de terrain, qui les affiche sur les appareils, et vérifie leur validité, par des

étalonnages si nécessaire.

Pour que ces opérations se déroulent correctement, il importe que:

- le théoricien qui calcule les paramètres soit aussi celui qui a choisi les protections, les

réducteurs de mesure, et, s'il y a lieu, les systèmes de téléaction. Le calcul des paramètres doit faire partie

des études préliminaires au choix des protections (voir huitième partie, § 7);

- le théoricien joigne à sa note de réglage un document expliquant les options qu'il a prises, et

auquel pourront éventuellement se reporter les personnes chargées des analyses d'incidents;

- les notes de réglage fournies par le théoricien à l'homme de terrain doivent indiquer sansambiguïté les valeurs à afficher sur les équipements;

- l'homme de terrain dispose d'un document lui indiquant les essais de vérification, et, s'il y a lieu,

d'étalonnage des équipements (voir huitième partie, §5);

- l'homme de terrain fasse partie de l'équipe qui sera ensuite chargée d'exploiter les appareils mis en

service.

Dans les chantiers auxquels participe EDF International, il est souvent difficile de respecter ces règles. A

défaut, le maître d'ouvrage devra assurer une bonne coordination des différentes tâches.




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3- PROTECTION DES LIGNES A DEUX EXTREMITES

3-1- REGLAGE DES PROTECTIONS DE DISTANCE (voir troisième partie, §2-1)

Il faut distinguer quatre étapes:

3-1-1- Contraintes dues au réseau.

Elles permettent de déterminer la réactance de première et de deuxième zone, ainsi que la zone de

fonctionnement normal dans le plan d'impédance, mais tout cela en valeurs "haute tension".

- rappel:

le plan d'impédance est le plan Z = Va / (Ia + ko*Ir) pour la boucle phase a-terre, et

Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) pour la boucle a - b, les autres s'en déduisant par permutation circulaire.

3-1-1-1- Données concernant la ligne à protéger

Ce sont:

- son impédance directe, et son coefficient de terre ( voir annexe 3)

- son courant de charge permanent et temporaire (voir quatrième partie et annexe 2)

- les exigences des exploitants d'exploitation. (voir annexe 2)

Les données concernant le premier et le second point sont fournies par des mesures sur chaque ligne.

A défaut nous prendrons les valeurs usuelles données dans les directives ligne [3].

exemples

Ligne 400 kV, deux conducteurs en faisceau de 570 mm par phase, deux câbles de garde de 228 mm²

zdL = 0,32 ohm/km; θ = 85°; ko = 0,5; IMAP hiver 2 = 2540 A

Ligne 225 kV, un conducteur de 570 mm par phase, deux câbles de garde de 147 mm²

zdL = 0,41 ohm/km; θ = 81°; ko = 0,44; IMAP hiver 2 = 1270 A

Ligne 63 kV, un conducteur de 228 mm² par phase, deux cables de garde de 94 mm

zdL = 0,4 ohm/km; θ = 70°; ko= 0,52; IMAP hiver 2 = 710 A

Ligne 63 kV, un conducteur de 228 mm² par phase, pas de cable de garde, terrain très résistant

zdL = 0,4 ohm/km, θ = 70°; ko= 0,85; IMAP hiver 2 = 710 A

Les exigences des exploitants sont par exemple l'insensibilité de la protection aux cycles de report de

charge monophasé. Des exigences standard sont données dans l' annexe 2, § 21

3-1-1-2- Données extérieures

Le réseau situé autour de la ligne à protéger peut avoir une influence sur les réglages. Nous pouvons

noter:

- présence d'une ligne en parallèle avec la ligne à protéger,

- présence d'une ligne courte au-delà de la ligne à protéger,

- présence d'un couplage sur le poste à l'autre extrémité,

- présence d'un transformateur 63kV / 20 kV à l'extrémité de la ligne à protéger.

Les données concernant la ligne à protéger, ainsi que les données extérieures, nous permettent de

déterminer les paramètres suivants:




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- réactance de première zone

Elle est définie dans le guide de réglage

Pour les lignes longues, simples, c'est 80 % de la réactance de la ligne.

Pour les lignes courtes, c'est à dire pour les lignes de réactance directe inférieure à 4,5 Ohm, soit environ15 km en 400 kV, il faut utiliser un système à blocage (voir troisième partie, § 2-1-5-1-6). La première

zone est alors réglée au minimum à 120 % de la réactance de la ligne (240% avec les protections

numériques pour s'assurer que le temps de déclenchement reste suffisamment faible, voir

troisième partie, § 214) . Elle ne peut pas être inférieure à 3,9 Ohm.

Le déclenchement en premier stade doit alors être temporisé de 50 ms environ, correspondant à la somme

des dispersions des temps de fonctionnement des protections, du temps de fonctionnement de la

téléaction, et d'un temps de sécurité.

D'autre part, lorsque deux lignes sont installées en parallèle sur une même file de pylônes, (ligne double),

et si l'une des deux est consignée et mise à la terre aux deux extrémités, un défaut sur l'autre ligne sera vu

sous une réactance plus faible que celle attendue. En effet, dans ce cas, les équations de boucle s'écrivent,

pour un défaut sur le poste situé à l'autre extrémité, (voir troisième partie, §2127):

Va1 = Xd * (Ia1 + ko * Ir1 + kom * Ir2) (terne en service) (1)

3 * Va2 = Xo2 * Ir2 + Xom * Ir1 = 0 (terne consigné)

En remarquant que Xo2 = Xd * (3 * ko + 1), et que Xom = 3 * Xd * kom, nous trouvons:

Va1 3 * kom² Ir1

X mesuré = = Xd * [ 1 - * ] < Xd

Ia1 + ko * Ir1 3 * ko + 1 Ia + ko * Ir1

Pour éviter les déclenchements intempestifs sur défaut au-delà de l'extrémité de la ligne, la première zone

est réglée à 70% de la réactance de la ligne.

- réactance de deuxième zone.

. Dans la plupart des cas, elle est réglée à 120 % de la réactance de la ligne.

. Sur les lignes courtes pour lesquelles nous utilisons des systèmes à blocage, elle est réglée a minima à la

même valeur que la réactance de première zone.

. Sur les lignes longues suivies de lignes courtes, pour lesquelles le réglage à 120% de la protection Pa de

la ligne longue dépasse la première zone de la protection Pb de la ligne courte, ( voir figure ci - dessous),

ce réglage est maintenu, mais la temporisation correspondante est allongée d'un intervalle sélectif. Si,

compte tenu de la marge d'erreur, ce réglage risque de dépasser le réglage de deuxième zone de la ligne

courte, c'est ce dernier qui est allongé, de manière à dépasser celui de la ligne longue.

2ème

zone corrigée

2ème zone

poste A

1ère zone

Pa Pb

première zone

poste B poste C

deuxième zone




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Dans l'exemple ci-dessus, la ligne AB est longue de 100 km, la ligne BC est longue de 20 km, et nous

supposons qu'elles ont même réactance linéique, soit 0,4 ohm / km.

La deuxième zone de AB est réglée à 48 ohm. Nous supposons que la précision des mesures de deuxième

zone est de 10%. La deuxième zone de AB peut donc porter jusqu'à 52,8 ohm. La deuxième zone de BC

devra alors porter a minima jusqu'à 12,8 ohm. Elle devra être réglée à:

12,8 ohm + 10% = 14,1 ohm, au lieu de 9,6 ohm.

Sur les lignes doubles fonctionnant en parallèle, un défaut sur le poste situé à l'autre extrémité donne, sur

chaque ligne, les mêmes courants Ia1=Ia2, et Ir1 = Ir2. D'où:

kom * Ir1

X mesuré = Xd * [1 + ] < Xd

Ia1 + ko * Ir1

L'induction mutuelle entre les lignes se traduit par une augmentation de l'impédance vue par l'autre

extrémité. La réactance de deuxième zone est alors réglée à 170% si les lignes possèdent au moins un

câble de garde, et 190% dans le cas contraire.

- Nombre d'intervalles sélectifs ( voir troisième partie, § 11 ) .

La temporisation de deuxième stade doit être réglée à un intervalle sélectif après le premier stade du

couplage du poste situé à l'autre extrémité de la ligne, s'il existe. Ce dernier est réglé à un intervalle

sélectif après les premiers stades des protections de ligne situées au-delà de ce poste.

De même la temporisation de troisième stade doit être réglée un intervalle sélectif après le deuxième stade

du même couplage, et le quatrième stade un intervalle au-delà.

- Domaine de fonctionnement hors défaut (voir annexe 2).

Un point situé dans ce domaine ne doit provoquer aucun fonctionnement de la protection, qu'il s'agisse de

déclenchement ou de verrouillage par le système antipompage. Cette zone est déterminée par les trois

contraintes suivantes:

1°- impédance minimale de fonctionnement. Elle est déterminée à partir des contraintes d'exploitation

définies au § 3111, et de la tension minimale Vmin observable sur le réseau considéré. (voir annexe 2)

2°- écart maximal de tension entre les deux extrémités de la ligne. En effet, le personnel chargé de la

conduite du réseau veille à ce que, dans chaque poste, la tension reste située entre deux valeurs Vmax et

Vmin.

3° - puissance réactive. Elle ne dépasse pas la moitié de la puissance active, ce qui signifie que l'argument

de l'impédance de transit ne dépasse pas 30 ° (constatation empirique qui ne fait pas l'objet d'unesurveillance systématique par l'exploitant.

Chacune de ces contraintes est appliquée aux deux extrémités de la ligne.

- Défauts ne devant pas solliciter la protection

Par exemple, un défaut situé au secondaire d'un transformateur 63 kV / 20 kV ne doit pas provoquer la

mise en route des protections du réseau 63 kV l'alimentant.




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3-1-2- Contraintes dues à l'appareillage

3-1-2-1- Réducteurs de mesure

Le calibre du réducteur de tension est déterminé par la tension primaire nominale. Sa tension secondaire

nominale est toujours 100 V / √ 3

Le calibre du réducteur de courant est déterminé par:

- le courant permanent maximal sur la ligne, qui ne doit pas dépasser 1,2 fois le courant nominal

Ipn du réducteur,

- le courant de court-circuit maximal qu'il aura à supporter, et qui ne doit pas dépasser 20 fois son

courant nominal,

- le courant nominal secondaire Isn, qui peut être 1A ou 5A.

Le rapport de transformation détermine alors, à partir des valeurs de seuil des relais de courant des

protections, de l'ordre de 0,2 * Isn à 0,5 * Isn suivant les modèles, le courant minimal primaire capable

de mettre en route ces protections. En effet, pour que la protection démarre, il faut qu'au moins un de ces

relais fonctionne. Certains défauts peuvent ainsi être éliminés tardivement par certains départs, qui ne se

mettent en route qu'après ouverture d'un disjoncteur. Il faut alors vérifier que de telles séquences ne

provoquent pas d'incompatibilités avec le fonctionnement des réenclencheurs.

La connaissance du calibre des réducteurs de mesure permet alors de déterminer le rapport kz

entre les impédances vues côté réseau, dites impédances haute tension, et les valeurs affichées sur la

protection, dites impédances basse tension.

Exemple:

Le rapport de transformation du réducteur de tension est 60 000 V / 100 V

Le rapport de transformation du transformateur de courant est 1000 A / 1 A

L'impédance basse tension sera obtenue en multipliant l'impédance haute tension par

kz = (100 / 60 000) / ( 1 / 1000) = 1,66

Nota: Dire que la classe de précision d'un réducteur de courant est 5 P 20 signifie que sa précision, hors

régime transitoire, est de 5% à 20 In, lorsqu'il débite sur sa charge nominale.

Il faut ensuite s'assurer que l'ensemble protection - réducteur n'est pas susceptible de fonctionner de

manière erronée à cause des phénomènes de saturation (Voir annexe 4).

3-1-2-2- Disjoncteurs

Le temps maximal de fonctionnement des disjoncteurs intervient dans le calcul des intervalles sélectifs

( voir troisième partie, § 11). Il doit donc être connu pour chacun d'eux.




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3-1-3- Contraintes dues à la protection

3-1-3-1- Mise en route

- La zone de fonctionnement hors défaut doit se trouver entièrement à l'extérieur de la

caractéristique de mise en route de la protection, à laquelle il faut ajouter, s'il y a lieu, la zone

d'antipompage, et, dans tous les cas, une marge de sécurité estimée généralement à 15%.

La caractéristique de mise en route, ainsi que les paramètres servant à la régler, sont différents d'un type

de protection à l'autre. De plus, le plan d'impédance utilisé par la mise en route de la protection peut

varier.

Exemple:

Le plan considéré pour les mesures de distance de défaut monophasé est toujours le plan de référence

défini au § 3-1-1. Si la caractéristique de mise en route est élaborée par la boucle d'impédance

Z' = Va / Ia

le réglage de Z' à une valeur z conduit, dans le plan des mesures de distance, à un point représentatif d'affixe:

Z = z / (1+ko)

D'autre part, l'élaboration des caractéristiques est réalisée soit par des potentiomètres réglables de

manière continue, soit par des roues codeuses, straps, plots ou commutateurs donnant des valeurs

discrètes. Une méthode de réglage doit être élaborée pour chaque type de protection.

Ces propriétés sont détaillées pour chaque type de protection dans l'annexe 6.

3-1-3-2- Mesures de distance

Lorsque le défaut est franc, la mesure de distance est entachée d'erreurs provenant de l'imprécision sur la

connaissance de l'impédance de la ligne, de la réponse des réducteurs de mesure, et du fonctionnement

interne de la protection.

Lorsque le défaut est résistant, une autre erreur vient s'ajouter, qui provient du fait que le courant dans le

défaut n'est pas en phase avec le courant dans la portion de ligne située entre le défaut et le point de

mesure. Les protections ne réagissent pas toutes de la même manière à ce phénomène:

- certaines réalisent simplement une mesure de réactance. La réactance mesurée varie avec le transit,

comme dans l'exemple monophasé vu dans la troisième partie, § 21112.

Si nous voulons être certains que les défauts vus en première zone soient bien sur la ligne, nous

devons limiter le rapport Rd / X1, où Rd est la résistance maximale détectable de défaut, et X1l'impédance limite de première zone;

- d'autres protections font appel à des systèmes plus élaborés.

Reprenons le comparateur de phase décrit dans la troisième partie, § 21311. L'astuce consiste à utiliser,

. pour créer les tensions image, le courant de boucle Ia + ko * Ir,

. pour déterminer les instants où a lieu la comparaison, un courant supposé en phase avec le

courant de défaut, et appelé courant pilote ou courant de polarisation. C'est, par exemple, pour la mesure

de première zone, le courant Ir.




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Les équations s'écrivent alors, en reprenant les mêmes notations:

d (ia + ko * ir)

v - v' = r * (y - y') * (ia + ko * ir) + L * (y - y') * + Rd * ir

dt

d (ia + ko * ir)v - v" = r * (y + y") * (ia + ko * ir) + L * (y + y") * + Rd * ir

dt

Lorsque ir = 0, v - v' change bien de signe par rapport à v - v" lorsque y = y'. La mesure de distance est

insensible au transit si le courant ir est en phase avec le courant de défaut.

Si les impédances homopolaires ont un argument différent de part et d'autre du défaut, certaines

protections possèdent un système de rattrapage permettant de remettre ir en phase avec le courant dans le

défaut.

Si les impédances homopolaires sont élevées, le courant de polarisation peut être pris égal à ia + ir.

Le courant de polarisation pour la mesure de deuxième zone, qui doit être précise lorsque le disjoncteurde l'autre extrémité est ouvert, peut être pris égal au courant ia.

.

En conclusion, la valeur maximale du rapport Rd / X1 est une valeur qui dépend du type de

fonctionnement de la protection. Elle est fournie par le constructeur, qui malheureusement ne précise pas

toujours les conditions de transit auxquelles il se réfère.

3-1-3-3- Réglage de la zone amont (protections à caractéristique quadrilatère)

- Il ne doit pas limiter la résistance maximale de défaut détectable en un point situé coté ligne,

mais proche du poste.

ZD

Z4 M

Z'4

Un défaut en M n'est pas vu si la quatrième zone est réglée à Z4. Il faut la régler à Z'4




225 / 320

3-1-4- Contraintes dues aux autres protections

3-1-4-1- Autres protections du réseau de transport.

- contrainte sur la caractéristique

Lorsque dans un même réseau deux protections ont des largeurs de bande réglées de manièredifférente, ou a fortiori si les formes des caractéristiques sont différentes, un défaut résistant sur une ligne

peut ne pas être vu par la protection la plus proche, et être vu par une protection plus éloignée. Ce

phénomène est surtout sensible sur les files de postes à deux départs.

. file de postes à deux départs ligne


pa pb

Défaut

résistant

Charge passive

•M

B

A

Caractéristique de largeur minimale de Pa

Caractéristique de largeur maximale de Pb

Le point M représentatif du défaut résistant peut être vu par Pa et pas par Pb, alors que c'est Pb qui devrait

déclencher et non Pa.




226 / 320

Dans ce cas nous nous efforçons d'avoir des protections de même caractéristique sur une même file de

postes.

Alors, pour être certain qu'un défaut ne risque pas d'être vu en deuxième zone par la protection éloignée

PA sans être vu en première zone par la protection proche PB, il faut que la largeur de bande de deuxième

zone de PA soit inférieure à la largeur de bande de première zone de PB. Une telle pratique est

généralement incompatible avec la limitation de largeur de bande vue au §3132, et n'est généralement pasprévue dans les protections. Il existe donc toujours un risque que certains défauts résistants provoquent

des déclenchements intempestifs.

nota: ce problème existe surtout sur le réseau EDF, du fait de l'absence de câbles de garde sur un grand

nombre de lignes d'une part, de l'utilisation de protections homopolaires lentes d'autre part. En effet, si sur

un réseau il y a peu de défauts résistants, ou si ces défauts sont éliminés avant échéance des deuxièmes

stades des protections de distance, le risque de déclenchement en deuxième stade par une protection

éloignée devient très faible. C'est la raison pour laquelle, sur de nombreux réseaux étrangers, les zones des

protections de distance ont des largeurs croissant avec la portée, ce qui leur permet d'avoir une précision

identique sur les mesures de distance des différentes zones. En revanche, sur le réseau EDF, les zones ont

toutes les mêmes largeurs, et la précision de la mesure de distance de première zone sur défaut résistant

peut constituer, surtout sur les lignes de faible longueur, une limite au réglage des largeurs de bande.

. Postes à plus de deux départs ligne

Supposons qu'au point B une autre ligne arrive (ligne en pointillé). Le courant circulant en aval de B se

trouve alors scindé en deux parties, dans un rapport qui dépend des impédances amont et des forces

électromotrices des sources les alimentant. Les impédances vues de B et B' sont alors plus élevées, et

généralement un point situé à l'extérieur de la caractéristique de première zone de PB se trouve à

l'extérieur de la caractéristique de deuxième zone de PA. Une vérification au moyen d'un programme de

calcul de court circuit est cependant souhaitable.

- contrainte sur les temporisations (voir troisième partie, § 11)

Le calcul des intervalles sélectifs inclut la dispersion sur les temps de fonctionnement, ainsi que lestemps de retombée des différentes protections devant être sélectives entre elles.

3-1-4-2- Protections des groupes de production

Ces protections sont destinées à protéger les groupes de production. Elles sont décrites dans l' annexe

7. Une partie d'entre elles peut être amenée à éliminer en secours les défauts apparaissant sur le réseau de

transport, et susceptible d'endommager les groupes. Les fonctions suivantes sont concernées:

- maximum de courant phase ou neutre,

- minimum de tension phase,

- maximum de tension neutre,

- minimum et maximum de fréquence,

C'est pourquoi, afin de ne pas perturber les séquences de fonctionnement des protections du réseau de

transport, leurs temporisations sont réglées à des valeurs telles que toutes les possibilités de

fonctionnement des protections du réseau de transport ont été épuisées lorsqu'elles arrivent à échéance.

Elles sont donc réglées au-delà du quatrième stade des protections de distance, et du temps maximal de

fonctionnement des protections homopolaires.

--------------------------------------------------------------------------

La synthèse de ces différentes contraintes donne les réglages des première, deuxième et troisième

zone, vers l'aval, de la quatrième zone, vers l'amont, et la résistance maximale détectable, ainsi que de

l'ensemble des valeurs des temporisations.





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3-2- REGLAGE DES PROTECTIONS A COMPARAISON DE PHASE (voir troisième partie, §2-2)

Prenons l'exemple de la GEC P10.

- Elément de mise en route.

C'est en fait un élément de mise en route de protection de distance, sans antipompage. Il obéit aux règlesvues au § précédent.

- Liaison de transmission.

Cette protection utilise nécessairement une liaison à courant porteur ligne. La bande de fréquence est

choisie dans le plan de fréquence établie par le Service Télécommunications.

- Elément de comparaison de phase.

Aucun réglage n'est prévu sur cet élément.

3-3- REGLAGE DES PROTECTIONS DIFFERENTIELLES DE LIGNE.( voir troisième partie, §231)

- Réducteurs de courant.

Si leur rapport est différent d'une extrémité à l'autre, le courant secondaire est multiplié par un coefficient

de rattrapage supérieur à 1 du coté où il est le plus faible.

- Courant capacitif.

Si la ligne est longue, le courant direct primaire à une extrémité est différent du courant à l'autre

extrémité, d'une valeur

Idc = Vdn * c * ω * L

c étant la capacité linéique phase - terre, de l'ordre de 9 nf / km, et L la longueur de la ligne.

Exemple:

soit une ligne 400 kV de 200 km, dont le courant nominal est 1000 A. Le courant capacitif Idc vaut alors

130 A, et le rapport Idc / Idn vaut 0,13. Or le constructeur préconise une compensation seulement si ce

rapport dépasse 0,15.

Cette compensation n'est donc nécessaire que pour les lignes longues et faiblement chargées.

- Mise en route par relais à maximum de courant résiduel.

Ce relais comporte un seuil fixe, non réglable, et un seuil à pourcentage, réglable. Il doit être insensibleaux courants de déséquilibre permanents circulant sur la ligne protégée. Or ces courants dépendent de la

manière dont le réseau a été construit: longueur des lignes, transpositions, armements, disposition des

phases sur les lignes à deux circuits ou plus, mises à la terre des transformateurs. Le réglage optimal du

relais nécessite des mesures de courant homopolaire en fonctionnement normal sur la ligne.

Nous admettrons que le courant résiduel permanent ne dépasse pas 0,2 * In

- Mise en route par relais à maximum de courant inverse

Mêmes remarques qu'au paragraphe précédent.

- Mise en route par relais d'impédance.

Il obéit aux mêmes règles que les protections de distance.




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- Relais différentiel

C'est un relais à seuil fixe. Ce seuil est choisi supérieur au courant maximal circulant dans chaque phase

en exploitation normale, c'est à dire au courant maximal admissible en permanence. De cette manière, une

mise en court-circuit fortuite d'un transformateur de courant ne provoque pas de déclenchement

intempestif.

- Compensation du délai de transmission.

Elle nécessite la mesure du temps de décalage entre les intensités locales et les intensités transmises, sur le

site.

3-4 REGLAGE DES PROTECTIONS A PUISSANCE HOMOPOLAIRE.

Le calcul des paramètres de réglage de ces protections est exposé dans la troisième partie, § 2-4. Ce calcul

suppose choisis:

- le temps de base

- la puissance de référence S, c'est à dire celle qui donne un temps dépendant de 1 seconde.

Ces valeurs sont choisies à partir des considérations suivantes:

- pour les réseaux 400 kV et 225 kV la protection doit être insensible aux cycles de

réenclenchement monophasés, ce qui conduit à un temps fixe supérieur à 1,5 seconde,

- pour tous les réseaux, cette protection ne doit pas être considérée comme un secours des

protections de distance sur défaut monophasé, car la sélectivité de ces protections les unes par rapport aux

autres est mauvaise pour les défauts francs ou faiblement résistants. Elle doit donc opérer seulement après

le troisième stade des protections de distance.

Actuellement, comme le réseau 63 kV comporte encore beaucoup de protections électroméca-niques, la

temporisation de troisième stade est réglée à 1,5 seconde, d'où la même contrainte que précédemment,

- dans une même boucle, la valeur de S, en valeur primaire, doit être identique pour tous les

départs. Elle est d'autant plus élevée que les courants primaires sont plus importants.

Sur le réseau 63 kV les valeurs suivantes ont été choisies:

. S = 5 MVA sur les boucles où l'intensité nominale minimale des transformateurs de courant est 500 A,

. S = 10 MVA sur les boucles où l'intensité nominale minimale des transformateurs de courant est 1000 A.

- ces protections possèdent un seuil de courant résiduel minimal, réglable de 0,1 * In à In. Il est

généralement réglé à 0,2 * In, pour les mêmes raisons que les protections différentielles de ligne.

- elles possèdent en outre un seuil de puissance résiduelle non réglable, au delà duquel elles nefonctionnent plus. Ce seuil correspond à un temps dépendant est égal à 3,3 fois le paramètre i.

3-5- REGLAGE DES PROTECTIONS D'ANTENNE PASSIVE. ( voir troisième partie, §15)

Les réglages à déterminer sont:

- le seuil de courant de neutre du transformateur. Il est pris égal à 0,2 * In, par homogénéité avec

les protections homopolaires,

- la temporisation de la version temporisée. Elle doit être sélective avec le deuxième stade des

protections du poste situé à l'autre extrémité,

- le retard à la retombée du télédéclenchement. Il est supérieur à la différence entre le temps

maximal de transmission de l'ordre, et le temps minimal pendant lequel la protection émet l'ordre.




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3 - 6 - PROTECTION MASSE-CABLE ( voir troisième partie, § 16 )

Les données nécessaires sont:

- le courant de court-circuit monophasé minimal,

- le courant de gaine capacitif linéique Jc, crée par la tension nominale Vn à l'entrée de la gained'une phase, par kilomètre.

Les paramètres à calculer sont:

- le seuil de courant du relais.

Il doit être situé entre le courant de court-circuit monophasé minimal et le courant capacitif de gaine en

cas de défaut extérieur. Dans ce dernier cas, la tension résiduelle vaut:

Zo

Vr = Vn * 3 *

Zo + 2 * Zd

avec: Zo = impédance homopolaire du réseau vue du point de défaut,

Zd = impédance directe vue du point de défaut,

et le courant capacitif vaut: Ic = Jc * L * Vr / Vn.

En pratique, le réglage du relais à 350 A donne satisfaction dans pratiquement tous les cas.




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3-7- PROTECTION DIFFERENTIELLE DE CABLE (voir troisième partie, § 232 ).

seul le défaut phase - terre est pris en considération.

La protection établit qu'il y a un défaut sur la liaison si:

Σ Ie - Σ Is >0,56* Σ Ie + (P3 / 100) * 0,435 * In

avec: ΣIe = somme des trois courants à l'extrémité du câble où se trouve la protection,

ΣIs = somme des trois courants à l'autre extrémité

P3 étant l'affichage d'un potentiomètre situé sur la protection.

Le réglage du paramètre P3 est donné par les trois formules suivantes:

1°) P3 = 100 * Vn * Cω * A * K / In pour Zo / Zd < 0,12

Ce réglage prend en compte le courant capacitif en régime équilibré

D' * Vn * Cω * A * K

2°) P3 = 100 * pour 0,12 < Zo / Zd < 1,32

0,435 * In

Ce réglage prend en compte le courant capacitif en cas du défaut biphasé - terre extérieur

D * Vn * Cω * A * K

3°) P3 = 100 * pour 1,32 < Zo / Zd

0,435 * In

Ce réglage prend en compte le courant capacitif en cas du défaut monophasé extérieur

Dans ces formules, les différents facteurs sont définis comme suit

Zd = impédance directe vue du point de défaut

Zo = impédance homopolaire vue du point de défaut

A = 1,2 en 90 kV et 63 kV

= 1,12 en 225 kV

= 1,05 en 400 kV

Vn = tension nominale,

C = capacité d'une phase du câble par rapport à la terre,

K = 1,2

16,4 * (Zo / Zd)² + 0,27 * (1 + 0,5 * Zo / Zd)²

D =

2 + Zo / Zd

4,5 * Zo / Zd

D' =

2 * Zo / Zd + 1

D' correspond au cas du défaut biphasé - terre extérieur

D correspond au cas du défaut phase - terre extérieur

Bibliographie [105]




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3-8- AUTOMATE CONTRE LA DEFAILLANCE DU DISJONCTEUR

Les valeurs à connaître pour effectuer les réglages sont:

- le temps d'ouverture du disjoncteur de la tranche,

- le temps de retombée de la protection la plus lente à retomber, située dans la tranche.

Deux paramètres sont à régler:

- le seuil des relais de courant.

Il est inférieur au seuil minimal susceptible de faire fonctionner les protections. Nous prenons 0,2 * In.

- la temporisation. C'est la somme

. du temps maximal de fonctionnement du disjoncteur de la tranche,

. du temps de retombée le plus long rencontré parmi les protections de la tranche, y compris celui

d'éventuels relais intermédiaires.

Cas particulier:

- Protection différentielle de ligne.

En cas de défaillance d'un disjoncteur à une extrémité, les protections des deux extrémités ne retombent

pas. L'automate doit alors faire confiance uniquement à ses relais à maximum de courant.

Bibliographie [57]




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4 - PROTECTION DES LIGNES A TROIS EXTREMITES

Préliminaire: protégeabilité

Il peut exister des cas où un défaut n'est vu en première zone par aucune des extrémités. Il est alors inutile

d'utiliser une accélération de stade. Un système de verrouillage est mieux adapté. Pour déterminer ces cas,

il faut se reporter à la note [57].

Son application nécessite l'utilisation des programmes de calcul de courant de court-circuit, dont le

principe a été sommairement décrit au § 1.

4 - 1 - PROTECTIONS DE DISTANCE DES SORTIES DE CENTRALE.

Les sorties de certains groupes de production nucléaire se présentent de la manière suivante:

1300 MW 1600 MVA Pa Pb

poste A poste B X X X

transformateurs de transformateurs desoutirage secours d'un autre groupe

3 fois 36 MVA 2 fois 36 MVA

Lorsque la protection Pa voit un défaut monophasé en extrémité de ligne, une partie du courant

de défaut se reboucle par les transformateurs de secours, et ne passe donc pas par le transformateur de

courant de Pa. Le défaut est alors vu au-delà du poste B. Ceci oblige à allonger la deuxième zone à 145 %

si la ligne est à un circuit, et à 200 % si elle est à deux circuits.




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4 -2 -LIGNE 225 KV, PIQUAGE PASSIF SYMETRIQUE COURT. ( voir troisième partie, § 2-1-5-2-1,

et annexe 10)

D1 D2

X X

P1 P2

X D3

Si le réglage est fait pour obtenir un déclenchement rapide, la première zone de la protection P1doit être

inférieure à 80% de la réactance de la ligne complète, (voir figure ci-dessus), et à 80% de la réactance de

l'ensemble formé par le tronçon D1-D3 et le transformateur, et réciproquement pour la protection P2.

Si le réglage est fait pour obtenir un déclenchement lent et sélectif, la première zone de P1 est réglée à

80% de la réactance de D1-D3.

Dans les deux cas la deuxième zone est réglée à 120 % de la réactance de D1-D2.




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4 - 3 - LIGNE 225 KV, PIQUAGE DISSYMETRIQUE LONG, PASSIF OU FAIBLEMENT ACTIF.

(voir troisième partie, § 2-1-5-2-3, et annexe 10)

Dans ce cas, un calcul de courant de court-circuit permet de savoir si P1 se met en route sur défaut situé

près de P3, (voir figure du § cité), et si un défaut en P1 fait fonctionner une protection de distance en P3.

Les résultats de ces calculs permettent de déterminer le système de protection à adopter, et ensuite lesréglages.

4 - 4 - SCHEMAS SUSCEPTIBLES DE PROVOQUER DES DEFAUTS APPAREMMENT

EVOLUTIFS

Il s'agit de schémas dans lesquels la séquence d'élimination d'un défaut provoque une modification

apparente de la position de ce défaut dans le plan d'impédance des protections de distance, pouvant se

traduire par un changement de zone. Considérons deux exemples:

Exemple 1

A B X X

X C

La protection placée en A voit le défaut en deuxième zone à cause de l'injection venant de B, puis enpremière zone après ouverture de B.

Exemple 2

B C

X X X

X

A

La protection placée en B voit le défaut en amont, puis, après ouverture de A, en aval. Elle peut

alors voir le défaut en troisième zone, du fait de l'injection venant de C. Après ouverture de C, elle le voit

en première ou en deuxième zone.

Certaines protections commutées ont un mauvais comportement sur les défauts évolutifs, réels ou

apparents. En effet, leur temporisation se remet à zéro à chaque changement de zone, de direction, ou de

sélection de phase, ce qui conduit à des temps d'élimination inacceptables. Il est important de ne pas les

utiliser sur ces schémas. Elles ne doivent pas non plus être utilisées dans des zones favorables à

l'apparition de défauts réellement évolutifs, telles qu'installations vétustes ou sous - isolées.





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5 - REGLAGE DES PROTECTIONS DE BARRES

5 - 1 - PROTECTION DIFFERENTIELLE DE BARRES A HAUTE IMPEDANCE

Elle est caractérisée par le fait que les réducteurs de courant principaux se saturent avant les

transformateurs de courant auxiliaires.

5-1-1- Données préliminaires

- Courant de court-circuit maximal et courant de court circuit minimal.

Ces valeurs sont données par le programme de calcul de courant de court circuit, pour les différentes

configurations possibles du réseau.

- Résistance des éléments de circuit situés entre la protection, qui occupe généralement une

position centrale dans le poste, et chacun des réducteurs de courant principaux.

Ces valeurs sont données par des mesures avant mise en service. Ce sont:

rtcp rf rp n rs

rd

réducteur transformateur

principal auxiliaire

- rtcp = résistance d'enroulement du réducteur principal

- rf = résistance de la filerie entre le réducteur principal et le transformateur auxiliaire- n = rapport du transformateur auxiliaire

- rp = résistance d'enroulement primaire du transformateur auxiliaire

- rs = résistance d'enroulement secondaire du transformateur auxiliaire

- rd = résistance du relais de détection de la protection

Exemples de valeurs:

n 1 / 0,1 à 1 / 0,5 5 / 0,2 à 5 / 1

rp

rs0,4 à 4 Ω

4 Ω

0,04 Ω à 0,2 Ω

4 Ω

- Tension de coude de saturation des réducteurs de courant.

Elle est généralement donnée par le constructeur. Dans le cas contraire, elle peut être obtenue par la

formule suivante:

Vc

S ≥ ( - rtcp) * In² (1)

Incc

avec:

S = puissance maximale de précision du réducteur

Vc = tension de coude

Incc = courant nominal secondaire de court-circuit, soit 20 * In pour un réducteur de classe 5p20.

Exemple:

S = 15 VA; In = 5A; Incc = 100 A; Rs = 0,18 Ω; ce qui donne Vc ≤ 42 V




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5-1-2- Réglages

- Valeur de la résistance du relais de détection Rd:

Il faut vérifier qu'en marche normale, c'est à dire lorsque le courant circulant dans chaque départ est

inférieur ou égal à In, aucun réducteur n'est saturé. Sinon un courant de déséquilibre apparaît, susceptible

de donner une alarme, comme si un circuit courant avait été laissé court-circuité.

La condition est la suivante:

rs + rd

Vc >= 1,2 * In * (rtcp + rf + rp + ) (2)

n²

sur la boucle la plus résistante.

La valeur de rd peut être sélectionnée parmi un choix de valeurs disponibles, par exemple, pour la DIFB:

113 Ω, 167 Ω, 200 Ω, 250 Ω .

Nous prenons la plus élevée qui soit compatible avec la formule (2)

- Couple seuil fixe - pente

Id = somme algébrique

des courants

D1

∆Id2

Id1

D2

Icc mini Icc maxi Is = somme des modules

des courants

Id1 est le seuil fixe du relais de détection.

D1 est le lieu des points correspondant à un défaut barre, sans erreur de mesure et sans saturation.Dans ce cas, Id = Is.

D2 est le lieu des points correspondant à un défaut extérieur, sans erreur de mesure et sans saturation.

Dans ce cas Id = 0.

∆ est la droite de détection, de pente p. La protection déclenche si le point de coordonnées Id, Is se trouve

au-dessus de ∆.

Id2 est le courant minimal permettant la détection d'un défaut sur le nœud électrique. Il doit être inférieur

au courant de court-circuit minimal Icc mini.




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Le paramètre p doit satisfaire à la condition suivante:

1 rd

1 < < 1 + (3)

p n² * (rtcp + rf + rp) + rs + rd

Exemple: Icc min = 5 kA

In = 2 kA

rd = 200 Ω

n² * (rtcp + rf + rp) +rs = 100 Ω

d'où 1 > p > 0,33

Pour avoir une bonne sensibilité il faut prendre p aussi faible que possible, mais en gardant toutefois une

marge de sécurité. Nous prendrons p = 0,5.

Si le seuil de courant Id1 choisi vaut In ( 1A sur la protection dans l'exemple choisi), le courant Id2

vaut 2 * In, soit 4000 A coté haute tension.

5-2 PROTECTION DIFFERENTIELLE DE BARRES A BASSE IMPEDANCE.

Chaque type de protection est un cas particulier.

Généralement, les transformateurs auxiliaires se saturent avant les réducteurs principaux, et dans la

formule (3), le terme rtcp + rf + rp peut être supprimé, ce qui permet d'utiliser un relais de

détection de résistance beaucoup plus faible, et d'obtenir quand même une pente de l'ordre de 0,5.

Bibliographie [57]




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6 - PROTECTION DES COUPLAGES

6 - 1 - POSTES 400 KV ET 225 KV

Les couplages sont protégés par des protections de distance montées tête bêche. Chacune d'elles possède

une première zone aval, et une deuxième zone aval. Elles sont réglées de telle manière qu'elles ne

fonctionnent jamais avant les protections de distance de ligne situées dans le poste, ce qui implique que:

- la première zone soit plus courte, de 20%, que la première zone la plus courte des protections

de distance du poste,

- la temporisation de premier stade corresponde à un intervalle sélectif après la protection de

distance la plus lente,

- la largeur de la caractéristique soit inférieure de 20 % à la largeur la plus faible trouvée sur ces

protections,

- la deuxième zone soit inférieure de 20 % à la deuxième zone la plus courte de ces protections,

- la temporisation de deuxième stade soit supérieure de un intervalle sélectif au deuxième stadede la protection de distance la plus lente.

Nota: sur les postes 400 kV en anneau, des protections particulières sont utilisées, alimentées par la

somme des courants issus du couplage et du tronçonnement du jeu de barres qu'elles protègent (voir

cinquième partie, § 1-4-1). Mais le principe du réglage est le même.

6 - 2 - POSTES 90 KV ET 63 KV.

Ce sont des protections situées sur les départs transformateur, tournées vers les barres, qui font ouvrir le

couplage. Le principe du réglage est le même que précédemment. Il faut toutefois ajouter une

temporisation extérieure, réglée à un intervalle sélectif, pour faire déclencher les disjoncteurs des départsoù elles se trouvent (voir cinquième partie, § 144).

Bibliographie [57]




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7 - PROTECTION DES TRANSFORMATEURS

7 - 1 - PROTECTION SITUEE DANS LA TRANCHE PRIMAIRE.

Elle regroupe les protections contre les défauts internes au transformateur, au régleur en charge,

au transformateur d'alimentation des auxiliaires, et, s'il y a lieu, à la bobine de point neutre et à la

réactance de compensation. Elle ordonne le déclenchement des disjoncteurs dj1 et dj2 (voir fig situéeaprès le § 73).

7-1-1- Protection Buchholz.

Pas de réglage particulier.

7-1-2- Protection masse - cuve.

Le seuil du relais ampèremétrique doit correspondre, coté haute tension, à une valeur comprise

entre 50 A et le courant de court-circuit monophasé minimal au primaire ou au secondaire du

transformateur. Généralement nous prenons des réducteurs de courant de rapport 1000 / 5 pour des

tensions primaires de 400 kV et 225 kV, des réducteurs de rapport 250 / 5 pour des tensions primaires de

90 kV et 63 kV, et un réglage de seuil à 1 A.

7-1-3- Protection du neutre des transformateurs de service auxiliaire. (voir huitième partie, §3)

Elle dépend du type de transformateur de service auxiliaire. Nous utilisons des réducteurs de courant

de rapport 100 / 5. Le seuil de réglage correspond à une valeur «haute tension» de l'ordre de 1 à 5 A si le

transformateur n'est pas cloisonné, et de 30 à 50 A s'il est cloisonné.

7-1-4- Protection de courant de neutre secondaire.

C'est une protection à maximum d'intensité résiduelle, à seuil fixe, alimentée par le courant circulant dans

la réactance de neutre secondaire. Elle possède généralement deux seuils, chacun d'eux étant associé à une

temporisation. Elle assure le secours des protections à puissance homopolaire à temps inverse qui setrouvent sur les lignes placées coté secondaire. La sélectivité entre ces deux types de protection, de

principe différent, est toujours difficile. Le seuil le plus bas est généralement réglé à 0,1 * In

7-1-5- Protection de courant de neutre primaire.

Cette protection, qui possède un seul seuil réglé à 0,1 * In, délivre seulement une signalisation

destinée à prévenir l'exploitant d'un déséquilibre durable sur le réseau, rupture de bretelle par exemple.

7 - 1 - 6 - Automate contre la défaillance du disjoncteur de la tranche primaire. (voir § 3-8)

Il est actionné par les ordres de déclenchements destinés à ce disjoncteur (dj1), et issus de la

tranche primaire comme de la tranche secondaire. Il ordonne le déclenchement des disjoncteurs du nœudélectrique sur lequel le primaire du transformateur est raccordé.

Comme le relais Buchholz ne retombe pas, l'élimination du défaut est détectée par l'ouverture

des contacts auxiliaires du disjoncteur. C'est leur temps de fonctionnement qui doit être pris en compte

dans le calcul de l'intervalle sélectif.




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7 - 2 - PROTECTIONS SITUEES DANS LA TRANCHE SECONDAIRE.

Elles ont pour but l'élimination des défauts sur la liaison secondaire du transformateur, ainsi que

l'élimination en secours des défauts sur le transformateur, sa liaison primaire, et les jeux de barre

primaires et secondaires.

7-2-1- Protection différentielle de liaison courte. (voir troisième partie, § 233)

Elle ordonne le déclenchement des disjoncteurs de la tranche primaire (dj1) et secondaire (dj2). Le seuil

fixe, réglable de 0,25 * In à 2 * In, est choisi inférieur au courant de court-circuit minimal de la liaison.

Le coefficient k est choisi égal à 25% en 63 kV, et 40% en 225 kV.

7-2-2- Protection de distance

Cette protection est dirigée vers les barres du poste situé coté secondaire. Elle commande le

déclenchement du disjoncteur secondaire dj2.

- sensibilité des seuils de courant .

Suivant la position du défaut, le courant de court-circuit peut varier dans de grandes proportions, et il fauts'assurer que, avec des réducteurs de courant compatibles avec le courant de court circuit maximal, le cou-

rant de court-circuit minimal sur défaut franc reste supérieur au seuil de la protection (0,2 * In à 0,5 * In).

- réglage de la première et de la deuxième zone (cas d'un départ 225 kV)

La protection assure le secours de la protection différentielle de barres. Elle commande le déclenchement

de son propre départ. Elle doit être sélective, en distance et en temps, avec la première et la deuxième

zone du couplage

- réglage de la première et de la deuxième zone (cas d'un départ 63 kV ou 90 kV)

La protection assure le secours de la protection différentielle de barres, si elle existe. Sinon elle assurel'élimination des défauts barres. Dans les deux cas elle commande le déclenchement du couplage. Un

intervalle sélectif plus tard, elle commande, à travers un relayage auxiliaire, celui du départ transformateur

sur lequel elle est placée. Elle doit toujours être sélective, en distance et en temps, avec la première et la

deuxième zone des départs ligne du poste (voir cinquième partie, §1-4-4).

7-2-3- Protection de secours primaire transformateur.

C'est une protection de distance, tournée vers le transformateur, et sensible à tous les défauts francs ou

faiblement résistants apparaissant sur le transformateur et ses deux liaisons. Sa particularité est d'être

sensible au courant inverse, car sur les transformateurs étoile- triangle les défauts phase- terre au primaire

ne provoquent pas la circulation d'un courant homopolaire au secondaire, mais d'un courant inverse. Ceci

reste pratiquement vrai pour les transformateurs YN/YN, mis à la terre par réactance des deux cotés.

Elle ne fonctionne qu'en secours, et doit donc être sélective avec la protection différentielle de liaison

courte, les protections du transformateur, la protection différentielle de barres du poste primaire, les

premiers stades des départs ligne, et le premier stade de la protection de débouclage du poste primaire.

Elle commande l'ouverture des disjoncteurs dj1 et dj2.

7 - 2 - 4 - Automate de défaillance du disjoncteur de la tranche secondaire.

Il est actionné par les ordres de déclenchement destinés au disjoncteur dj2, et issus de la tranche

secondaire comme de la tranche primaire. Il ordonne le déclenchement des disjoncteurs du nœud

électrique sur lequel le secondaire du transformateur est raccordé. Il est lui aussi désarmé par la retombée

des contacts auxiliaires de son disjoncteur.




242 / 320

7 - 3 - PROTECTION SITUEE DANS LA TRANCHE TERTIAIRE.

La cellule tertiaire, avec son disjoncteur dj3, son réducteur de courant et sa tranche basse tension avec

une protection à maximum de courant n'existe que si une réactance de compensation est installée (voir

huitième partie, §2). Le seuil de la protection est réglé à 1,5 fois le courant nominal de la réactance.

TRANCHES TRANSFORMATEUR

barres 225 kV

Automate de défaillance du X dj1

disjoncteur primaire

Vers la protection différentielle de barres 225 kV

Réactance de neutre primaire

dj3

Xréactance de neutre secondaire vers dj1

Protection de tranche primaire

- protection masse cuve transfo principal

réactance de - buchholz transfo principal

compensation - buchholz réactance de compensation

- buchholz TSA- protection ampèremétrique de neutre

transformateur de protection secondaire du transformateur principal

service auxiliaire (TSA) différentielle - protection ampèremétrique de neutre

de liaison primaire du transformateur de services

courte auxiliaires

vers dj2

protection de distanceprotection de secours primaire transfo

automate de défaillance de X

disjoncteur secondaire dj2

jeu de barres 63 kV

Bibliographie [57]




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8 - AUTOMATE DE TRANCHE DE REPRISE DE SERVICE

Sur le réseau EDF, la fonction réenclencheur et la fonction automate à manque de tension sont regroupées

dans un même équipement appelé ATRS ( voir 4ème

partie, § 5 , § 6, § 62 et 5ème partie, § 4).

8 - 1 - CONTRAINTES

8-1-1- Contraintes dues au réseau.

- Ligne à protéger.

. Ecart maximal de temps entre la commande de l'ouverture des disjoncteurs à chaque extrémité.

. Impédance de la ligne.

- Réseau avoisinant.

. Présence de groupes de production à faible distance électrique.

. Dans les postes d'extrémité, présence de charpentes dont la tenue au courant de court-circuit est proche

du courant de court-circuit maximal susceptible d'apparaître sur le poste. .

Ecart de fréquence maximal entre deux réseaux séparés, pour lequel le rebouclage reste autorisé.. Valeur maximale et minimale de la tension.

. Choix du plan de reconstitution du réseau.

8-1-2- Contraintes dues au disjoncteur.

. Temps d'ouverture.

. Ecart de temps minimal entre le déclenchement et le réenclenchement d'un disjoncteur.

. Temps de récupération.

. Capacité des chambres de coupure des disjoncteurs et des réducteurs capacitifs de tension.

8 - 2 - Réglages

8-2-1- Présence de tension sur la ligne, et présence de tension sur les barres.

Ces informations sont élaborées par l'automate lorsque les tensions se situent dans une fourchette

comprise entre la tension minimale et la tension maximale observées sur le réseau en marche normale, par

exemple entre 0,8 * Vn et 1,3 * Vn.

8-2-2- Absence de tension sur la ligne, et absence de tension sur les barres.

Ces informations sont généralement élaborées lorsque la tension est inférieure à 0,2 * Vn. Cependant,

lorsque les chambres de coupure des disjoncteurs ont une forte capacité, elles peuvent former, dans

certaines configurations, un diviseur capacitif avec le transformateur de tension capacitif du jeu de barres

sur lequel elles sont connectées, laissant subsister une tension plus élevée. Dans ce cas nous prendrons

0,4 * Vn par exemple.

8-2-3- Temporisation de renvoi des barres vers les lignes.

Elle doit être supérieure au temps d'extinction de l'arc, donné par la formule de la quatrième partie, §511.

A ce temps il faut ajouter la dispersion des temps de fonctionnement des protections et des disjoncteurs.

Cette temporisation doit cependant être plus élevée lorsque des groupes de production se trouvent à une

faible distance électrique du départ considéré. En effet un court-circuit provoque une variation brutale du

couple qui s'exerce sur leurs arbres de transmission. Ces arbres entrent alors en vibration. Si le défaut est

permanent, le réenclenchement provoque un deuxième choc, qui peut amplifier cette vibration et fatiguer

l'arbre.

En 90 kV ou 63 kV, cette temporisation peut aussi être allongée à cause du système de reprise de service

choisi (voir quatrième partie, §6).




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Les temps retenus vont de 1,5 s, lorsqu'il n'y a pas de contrainte particulière, à 5s, lorsque des contraintes

sont à craindre sur des groupes nucléaires proches, et 8 secondes sur les réseaux 90 kV et 63 kV, lorsque

le système de reprise de service l'exige.

8-2-4- Temporisation de réenclenchement monophasé.

La contrainte sur les groupes n'est pas prise en compte. En revanche, pendant le temps où la phase endéfaut est ouverte, un courant de déséquilibre apparaît, susceptible de faire fonctionner les protections à

puissance homopolaire. Le temps d'isolement doit alors être inférieur au temps de base de ces protections.

Il doit aussi être inférieur au temps de déclenchement triphasé par discordance de pôle, qui est élaboré

dans un coffret de relayage annexe, et que nous réglons généralement à 2 secondes.

Nous prenons généralement 1,5 seconde.

8-2-5- Ecart de phase et temps de glissement.

L'écart de phase entre les extrémités dépend de la longueur de la liaison. A EDF nous avons pris la règle

suivante

θ

60 °

50 °

40°

30°

20°

10 Ω 25 Ω 35 Ω 45 Ω

L'écart de fréquence maximal admis est de 1/36 hz. Le temps de glissement tG est alors lié à l'angle θ par:

tG = θ° / 10

8-2-6- Renvoi rapide sur ligne en antenne.

Sa temporisation est fixée à 0,3 seconde, ce qui donne un temps total, entre l'apparition du défaut et la

remise sous tension de la ligne et du client qu'elle alimente, de l'ordre de 0,5 à 0,6 seconde. Ce type de

renvoi n'est utilisé que si:

- le client ainsi réalimenté y trouve son intérêt,

- le poste peut supporter un réenclenchement rapide sur défaut permanent. En effet, dans nos

dispositions normalisées, une charpente définie pour un courant de court circuit de 20 kA, par exemple,

supporte en fait 26 kA sans réenclenchement rapide, et à peine 20 kA avec réenclenchement rapide surdéfaut permanent,

- le disjoncteur peut supporter la même contrainte. C'est le cas de tous les disjoncteurs à SF6,

mais pas de la plupart des disjoncteurs à huile.

8-2-7- Temps de récupération.

Le temps donné au réenclencheur est le temps de récupération maximal du disjoncteur, compte tenu de sa

vétusté, et majoré de 5 secondes, par sécurité.

8-2-8- Autres temporisations.

Elles sont fonction des systèmes de reprise de service retenus.

Bibliographie [61]




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SEPTIEME PARTIE


EQUIPEMENTS DE MESURE, COMPTAGE ET SURVEILLANCE

1 - CAPTEUR

2 - COMPTEUR

3 - CONSIGNATEUR D'ETAT

4 - TELEPERTURBOGRAPHE

5 - LOCALISATEUR DE DEFAUT

6 - QUALIMETRE




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1 - LES CAPTEURS DE TELEMESURE

1 - 1 - LEUR ROLE

Les responsables de la conduite du réseau doivent connaître en permanence les grandeurs circulant dans chaque

ouvrage, à savoir:

- la puissance active P,- la puissance réactive Q ,

ainsi que, sur les barres des postes:

- la tension,

- la fréquence.

Pour obtenir ces grandeurs, une chaîne d'élaboration et de transmission de ces données est nécessaire:

capteurs équipement calculateur

de téléconduite d'acquisition

visualisation

traitement

cellule bâtiment bâtiment centre

haute tension de relayage de commande de conduite

Les capteurs, situés au bâtiment de relayage, acquièrent les tensions et intensités instantanées au secondaire des

réducteurs (sur les circuits mesure pour les intensités). Chacun d'eux délivre un courant continu proportionnel à la

grandeur (tension efficace, puissance moyenne, fréquence) qu'il a élaborée à partir des grandeurs qu'il a

acquises. Ce courant est ensuite transformé en signaux numériques dans l'équipement de téléconduite, puis

transmis par un circuit de télécommunication au calculateur d'acquisition situé au centre de conduite. Les

grandeurs ainsi transmises sont alors visualisées et utilisées dans les programmes de calcul d'aide à la conduite.

1-2- PRINCIPE DES CAPTEURS DE PUISSANCE

Ils utilisent la méthode "time delay modulation". Le principe est le suivant:

Une tension proportionnelle à l'intensité instantanée -i, à laquelle est ajoutée une tension proportionnelle à uneintensité fixe de référence im, est appliquée sur un intégrateur. A sa sortie nous recueillons une tension de la

forme k * ∫ (im - i) * dt. Au bout d'un temps T1 cette tension atteint un seuil donné S. Un commutateur

électronique (chopper) provoque alors le remplacement de -i par +i à l'entrée de l'intégrateur. La tension de sortie

revient alors à zéro au bout d'un temps T2. Le commutateur revient alors à sa position initiale. Nous avons:

T1 T1 + T2

S = k * ∫ (im - i) * dt = k * ∫ ( im + i) * dt

0 T1

D'où:

T1 + T2

im * (T1 - T2) = ∫ i * dt

0




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Si l'intervalle de temps T1 + T2 est petit par rapport à la période 20 ms du courant i, nous admettons que i n'a

pas varié pendant ce temps, et nous trouvons:

T1 - T2

i = im *

T1 + T2

Le temps T1 + T2 dépend de la valeur de i. Il est minimale pour i = 0. Il est de l'ordre de 0,2 à 0,5 ms.

Le courant i doit toujours être nettement inférieur à im.

résistance

-i

chop per

+i

amplificateur

im s

+v

puissance instantanée ∫ puissance

-v P moyenne

Pendant cette même période, la tension instantanée v est appliquée à l'entrée d'un commutateur électronique

synchrone au précédent. Sur la sortie nous trouvons une tension égale à +v pendant le temps T1, et -v pendant le

temps T2. Si nous admettons que v n'a pas varié pendant ce temps, la valeur moyenne de la tension au point P

pendant le temps T1 + T2 vaut:

T1 - T2 i

v * = v *

T1 + T2 1m

valeur proportionnelle à la puissance instantanée.

La tension délivrée par le commutateur est alors envoyée sur un intégrateur, qui délivre un courant

continu proportionnel à la puissance moyenne, dans une plage de 0 à 10mA s'ils fournissent une grandeur

toujours positive, de -5mA à + 5mA dans le cas contraire.

s

T1 T2 t




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1 -3 - DIFFERENTS TYPES DE CAPTEURS UTILISANT LE MEME PRINCIPE

1-3-1- Capteurs de puissance active pour réseau triphasé déséquilibré

Trois éléments sont nécessaires, chacun d'eux mesurant la puissance active de chaque phase. Un

sommateur commun délivre alors le courant proportionnel à la somme des trois puissances.

P = Va * Ia * cos ϕa + Vb * Ib * cosϕb + Vc * Ic * cosϕc

1-3-2 Capteurs de puissance active pour réseau triphasé équilibré

Il mesure la puissance active sur une seule phase.

P = 3 * Va * Ia * cosϕa

1-3-3- Capteurs de puissance réactive pour réseau triphasé déséquilibré.

Trois éléments sont nécessaires, mais sur chacun d'eux, à l'intensité d'une phase est associée la tension

composée mesurée entre les deux autres phases.

Q = (Ubc * Ia * cosϕa + Uca * Ib * cosϕb + Uab * I c* cosϕc) / √ 3

1-3-4- Capteurs de puissance réactive pour réseau équilibré.

Trois méthodes sont possibles:

- utilisation d'un élément du capteur précédent

Q = √ 3 * Ubc * Ia

- utilisation d'un capteur de puissance active avec un condensateur sur une des deux grandeurs.

Ceci permet de la déphaser de 90°

Q = √ 3 * Va * Ia * sinϕa

- utilisation d'un élément sollicité par la différence de courant Ia - Ic

Q = √ 3 * (Ia - Ic) * Vb

1-3-5- Capteurs de tension

La tension est appliquée sur les deux entrées. Le courant de sortie est proportionnel au carré de la

tension efficace.

1 - 4 - CHOIX DES CAPTEURS.

Pour un capteur donné, les grandeurs maximales d'entrée sont fixes. Un capteur ne doit donc pas être

réglé mais choisi. La modification de la capacité de transport d'une ligne, ou du rapport de transformation d'un

réducteur de mesure, peut donc conduire à son remplacement. D'où l'intérêt d'installer ces capteurs sur des

embases embrochables.




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1 - 5 - CAPTEURS DE FREQUENCE

La tension du réseau est mise sous forme de créneaux dont la largeur est comparée à des créneaux de 10

ms démarrés par les passages par zéro de la tension. L'écart est envoyé sur un intégrateur, qui fournit un courant

continu, positif ou négatif, proportionnel à l'écart de fréquence par rapport à 50 Hz.

- fréquence inférieure à 50 hz

tension du réseau

A

B créneaux de 10 ms

_

A * B écarts (f <50 hz)

_

A * B écarts (f >50 hz)

- fréquence supérieure à 50 hz

tension du réseau

A

B créneaux de 10 ms

_ écarts (f < 50 hz)

A * B

_ écarts (f > 50 hz)

A * B





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2 - LES COMPTEURS D'ENERGIE

Les installations de comptage du réseau de transport d'énergie concernent:

- les clients industriels alimentés directement en 400 kV, 225 kV, 90 kV, et 63 kV,

- les centrales de production

- les points de livraison aux sociétés de distribution d'électricité ne faisant pas partie d'EDF, et

alimentées en 225 kV, 90 kV, ou 63 kV,

- les points de livraison aux centres de distribution d'EDF, qui sont les postes 225 kV / 20 kV, ou

90 kV / 20 kV, ou 63 kV / 20 kV, les alimentant.

2 - 1 - INSTALLATIONS DE COMPTAGE DES CLIENTS INDUSTRIELS LES PLUS IMPORTANTS.

Elles sont conçues de manière à obtenir le meilleur compromis possible entre les contraintes d'EDF et

les désirs du client.

2-1-1- Contraintes d'EDF:

- facturer au client l'énergie qu'il consomme à un prix tenant compte du coût marginal du kwh,

- facturer les pertes en ligne dues à la consommation d'énergie réactive du client,.

- assurer une facturation précise, fiable, et rapide,

- se donner la possibilité de diminuer rapidement la consommation en cas de situation difficile,

- obtenir des données statistiques utiles à la planification de ses investissements.

2-1-2- Désirs du client:

- connaître à l'avance le coût auquel lui sera facturé le kwh, de manière à optimiser son plan de charge,

- connaître sa consommation d'énergie active et réactive, afin de pouvoir agir pour éviter les surcoûts,

- être prévenu à l'avance des coupures volontaires d'EDF (le problème des coupures fortuites sur

incident est traité dans la neuvième partie).

2-1-3- Exemple de contrat.

C'est un contrat type "effacement jour de pointe". Il existe, dans cet exemple cinq périodes tarifaires,

classées dans l'ordre des tarifs décroissants:

- tarif n°1, dit tarif "jour de pointe".

Il y a au maximum 22 jours de pointe, choisis parmi les jours ouvrables des mois de Novembre, Décembre,

Janvier, et Février. Pendant ces jours, le tarif n°1 peut être appliqué pendant quatre heures au maximum, à des

horaires spécifiés dans le contrat. Ces jours sont choisis par EDF, la veille pour le lendemain. Les tarifs pratiqués

sont dissuasifs et permettent d'éviter la mise en place de moyens de production coûteux pour EDF, en incitant le

client à arrêter sa consommation ou à s'alimenter par des moyens autonomes.




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- tarif n°2, dit tarif "heures pleines d'hiver"

Ce tarif est applicable de 6h à 22h, tous les jours ouvrables de la période allant du premier Octobre au 31 Mars

- tarif n°3, dit tarif "heures pleines d'été"

Ce tarif est applicable aux mêmes heures, les autres mois de l'année.

- tarif n°4, dit tarif "heures creuses d'hiver"

- tarif n°5, dit tarif "heures creuses d'été"

La puissance souscrite est fonction de la période tarifaire. Elle est plus élevée pendant les périodes

creuses que pendant les périodes pleines. Des dépassements sont autorisés à titre exceptionnel. Ils donnent lieu à

facturation.

Si l'énergie réactive dépasse 60% de l'énergie active pendant les pointes et les heures pleines, le

dépassement est facturé.

Pour gérer des contrats de ce type, le système de comptage dit "palier 90" a été mis en place.

2-1-4- Architecture générale du palier 90.

Console du service calculateur console niveau

commercial national national statistique national

(Clamart)

réseau de

télécommunication

console du centre calculateur horloge niveau

de conduite de synchronisée régionalgestion

des (Nancy par exemple)

comptages

consoles commerciales

statistiques et techniques

réseau de

télécommunication

contrôleur niveau client local

armoire de armoire de

comptage comptage




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2-1-4-1- Fonctions du calculateur de gestion des comptages

- Il acquiert, par la console du service commercial national, et à travers le calculateur national, les règles

tarifaires à appliquer,

- il acquiert, à partir de la console du service commercial régional, les règles de facturation prévues dans chacun

des contrats EDF - client,

- il acquiert, à partir de la console du centre de conduite, les ordres tarifaires aléatoires autorisés par les contratsEDF - client, tels que le choix des jours de pointe,

- il acquiert, à partir d'une horloge synchronisée sur un émetteur national, l'heure exacte, qu'il distribue à tous les

contrôleurs locaux,

- il acquiert, à partir des contrôleurs locaux, les données nécessaires à la facturation: énergie consommée pour

chaque tranche de tarif, puissance active, puissance réactive, puissance moyenne sur chaque période de 10

minutes.

- il calcule les factures et les envoie au service facturation,

- il envoie au contrôleur local les données prévues par le contrat, et permettant au client, d'une part de s'adapter

aux ordres tarifaires aléatoires émis par le centre de conduite, et d'autre part de vérifier ses factures: relevé de

puissance active, réactive, dépassements, consommation d'énergie active et réactive, et s'il y a lieu fourniture

d'énergie à EDF.

2-1-4-2- Fonctions du contrôleur local.

- Il acquiert les données issues des compteurs, calcule les sommes dues en fonction du contrat, et les envoie au

calculateur de gestion des comptages,

- il élabore les documents prévus par contrat, permettant au client d'optimiser sa consommation d'électricité. Ce

sont essentiellement les courbes de charge,

- il transmet au client les informations issues du calculateur de gestion des comptages et prévues par contrat,

- il commande, si le client le désire, des basculements automatiques liés aux conditions tarifaires dans ses

installations.

2-1-4-3-Compteurs

Un point de livraison peut comporter un ou plusieurs départs. Sur chacun d'eux se trouvent:

- un compteur actif, de classe 0,5 S ou 0,2 S, la lettre S signifiant qu'ils répondent à la norme relative aux

compteurs statiques,

- un compteur réactif, classe 3,

- un compteur monophasé sur chaque phase, classe 1.

2-1-5- Fonctionnement des compteurs

Les compteurs statiques possèdent un élément de mesure identique à ceux des capteurs de puissance (voir § 1).

Le signal de sortie, proportionnel à la puissance, est ensuite intégré jusqu'à ce qu'il atteigne un niveau corres-

pondant à une quantité d'énergie donnée. Le compteur émet alors une impulsion, et l'intégrateur est remis à zéro.Les compteurs électromécaniques utilisent le principe du disque de Ferraris, décrit au chapitre consacré aux

protections électromécaniques (voir troisième partie, § 2123).

Le contrôleur local acquiert ces impulsions et calcule, à partir de ses tables tarifaires, le coût de l'énergie à

facturer au client. La facturation est essentiellement réalisée à partir du compteur triphasé actif, qui est un

compteur statique.

Le compteur d'énergie réactive, électromécanique, est utilisé pour facturer les dépassements d'énergie réactive

pendant les heures pleines ou les heures de pointe.

Les compteurs monophasés, électromécaniques, ne sont pas connectés au contrôleur local. Ils ne sont

utilisés que localement, pour vérifier le bon fonctionnement du système. En effet chacun des cinq compteurs

possède un ou plusieurs affichages numériques qui peuvent être comparés entre eux.




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2 - 2 - ALIMENTATION DES AUTRES CLIENTS.

Un contrôleur local possédant toutes les performances décrites ci-dessus n'est pas toujours nécessaire,

surtout pour des clients dont la puissance installée est relativement peu importante. C'est pourquoi une version

simplifiée a été développée.

2 - 3 - LIAISONS INTERNATIONALES et centrales de production à participation étrangère.

Depuis les différents sites de production, et les différents départs de liaisons internationales, des

capteurs envoient leurs mesures au centre de conduite régional. A cet endroit les mesures sont intégrées pour

obtenir les quantités d'énergie nécessaires aux opérations de facturation internationale, et envoyés à Laufenbourg

(Suisse), où se fait la facturation des échanges d'énergie.

Ces chaînes d'acquisition sont doublées par des équipements de comptage installés sur les différents

sites, et qui envoient directement leurs résultats à Laufenbourg.

2 - 4 - SOCIETES DE DISTRIBUTION D'ELECTRICITE N'APPARTENANT PAS A EDF.

Les points de livraison sont traités comme ceux des clients importants.

2 - 5 - CENTRES DE DISTRIBUTION FAISANT PARTIE D' EDF

Chaque départ 20 kV comporte un compteur actif triphasé classe 0,2, deux compteurs réactifs triphasés classe 3,

un dans chaque sens, et un enregistreur de puissance télérelevable, qui est en fait un contrôleur local simplifié.

Ses fonctions sont:

- acquisition des impulsions émises par le compteur de chaque départ,

- établissement des opérations inter - organisme (factures internes),

- établissement des tableaux de puissance moyenne sur 10 minutes: puissance active, puissance réactive

absorbée, puissance réactive refoulée. Ces tableaux sont mis à la disposition du centre de distribution.

Ce type de comptage est aussi installé sur les départs alimentant la Société Nationale des Chemins de fer

Français.





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3 - LE CONSIGNATEUR D'ETAT

3 - 1 - SON ROLE.

Acquérir les différentes signalisations, telles que position d'appareils, ordres venant des protections, ou

indications de défaillances, susceptibles d'apparaître dans les tranches basse tension, et les restituer sous une

forme lisible, avec, pour chacune d'elles, l'heure exacte de son apparition et de sa disparition, à 10 ms près.

Ceci permet à l'exploitant, si une anomalie apparaît, de prendre une décision permettant de continuer, ou de

rétablir, le fonctionnement de la partie du réseau qui pourrait en être affectée. Ceci permet aussi, ultérieurement,

en cas d'incident important, d'analyser avec précision ce qui s'est passé.

La restitution a lieu, au fur et à mesure de l'arrivée des signalisations, sur une imprimante située à proximité de

l'équipement.

Elle peut aussi être réalisée à distance, sur appel par modem utilisant le réseau téléphonique public, à partir

d'une console réalisée à partir d'un microprocesseur.

Dans un poste, certaines signalisations doivent être suivies d'une action immédiate. Pour ce faire elles mettent en

route une alarme sonore. Les consignateurs d'état élaborent cette alarme, mais EDF n'utilise pas cette possibilité,car cette fonction est réalisée dans un autre équipement appelé tranche générale.

3 - 2 - EXEMPLE D'EQUIPEMENT.

Nous considérons le PAS 692 de Techniphone.

- Il est alimenté en courant continu 48 V, afin de pouvoir fonctionner sur batterie d'accumulateurs en

cas de panne d'alimentation.

- Il peut être connecté à une horloge extérieure, synchronisée sur un émetteur national.

- Il peut acquérir les signalisations de 16 tranches, à raison de 32 signalisations simples par tranche.C'est un calculateur de petite capacité.

- Chaque signalisation est restituée sous forme d'une ligne de 64 caractères, comportant:

. 8 caractères pour l'heure,

. 16 caractères pour le nom de la tranche et du poste,

. 32 caractères pour le libellé. Par exemple " décl. premier stade protection PX ",

. 6 caractères pour l'état de l'ordre émis ou la position de l'appareil surveillé. Par exemple, pour un disjoncteur, "

ouvert" ou "fermé", et pour un ordre de déclenchement émis par une protection, "début " ou " fin".

La configuration, c'est à dire le texte correspondant à chaque signalisation, peut être réalisée soit directement sur

l'appareil, soit sur un configurateur. La deuxième possibilité permet, lors d'un changement de structure du poste,

de préparer la nouvelle carte mémoire et de l'installer rapidement sur le consignateur d'état, sans interrompre

l'exploitation du poste. Elle permet aussi de conserver une copie de la configuration en cas de panne sur

l'équipement. L'équipement peut conserver en mémoire jusqu'à 2000 enregistrements.




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3 - 3 - PROBLEMES D'EXPLOITATION

Le principal problème est la discrimination des signalisations d'exploitation et des signalisations apparaissant lors

d'essais. En effet, une série d'essais sur une tranche provoque l'apparition d'un nombre de signalisations aussi

important que l'exploitation normale du poste pendant plusieurs mois, et si l'on n'y prend pas garde, les

signalisations importantes se trouvent noyées au milieu de signalisations sans intérêt. Il est donc important de

pouvoir discriminer la tranche qui est essayée, de manière à pouvoir aiguiller ses signalisations sur uneimprimante différente de l'imprimante d'exploitation.

3 - 4 - PLACE DE L'EQUIPEMENT DANS LA CONDUITE DU RESEAU : voir huitième partie, § 4





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4 - LE PERTURBOGRAPHE

4 - 1 - SON ROLE.

Le consignateur d'état décrit précédemment est généralement insuffisant pour analyser correctement les

incidents. En effet, cet équipement ne donne de renseignements que sous forme de signaux tout - ou - rien, et il

est souvent nécessaire de connaître l'évolution de la forme des tensions et courants pendant un défaut.

4 - 2 - SES FONCTIONS.

- enregistrer en permanence la forme des ondes de tension et de courant, avec une dynamique suffisante

pour distinguer les courants de défaut des courants de fonctionnement normal, s'ils sont effectivement différents,

- enregistrer de même quelques signalisations d'événements pouvant influer sur les ondes de tension et

de courant,

- garder en mémoire ces enregistrements pendant quelques centaines de millisecondes,

- les restituer sur imprimante, lorsqu'il est sollicité par une signalisation significative d'incident, comme

par exemple la mise en route d'une protection. Les enregistrements effectués juste avant l'incident font bienentendu partie de la restitution, car c'est là l'intérêt essentiel de l'appareil. La restitution dure quelques secondes,

et peut être réinitialisée par une nouvelle sollicitation, par exemple une signalisation d'ordre d'enclenchement.

- conserver en mémoire les grandeurs restituées localement, de manière à pouvoir aussi obtenir leur

restitution à distance, comme le consignateur d'état.

- être, comme lui, connecté à une horloge synchronisée, généralement la même, de manière à rendre

possible une corrélation aisée des documents de l'un et de l'autre.

4 - 3 - EXEMPLE D'EQUIPEMENT

Nous considérons le TPE 2000 de GEC-Alsthom. C'est un système qui comprend:

- une unité d'acquisition pour deux départs, capables d'enregistrer 8 grandeurs analogiques, tensions ou courants,

et 16 informations par tout ou rien. Cette acquisition se fait par échantillonnage (32 échantillons par période) et la

numérisation se fait sur 12 bits.

La mise en mémoire, réglable de 200 à 500 ms, est, à EDF, prise égale à 200 ms.

La durée de restitution, réglable de 0,1s à 25 s, est réglée, à EDF, à 3s.

Cette unité peut restituer ses acquisitions en les transmettant immédiatement à une unité de restitution

proche par une liaison RS 232, ou une boucle de courant;

- une unité de restitution par poste. Elle est installée au bâtiment de commande et reçoit les enregistrements desunités d'acquisition du poste. Elle possède sa propre horloge, qui peut être synchronisée par une horloge externe.

Elle restitue sur imprimante ses informations, et peut être interrogée à distance par une console extérieure, via le

réseau téléphonique public, au moyen d'un modem;

- une console extérieure, éventuellement. Elle est réalisée à partir d'un ordinateur type PC. Elle peut interroger

les unités de restitution.

Dans les petits postes, où une seule unité d'acquisition suffit, l'unité de restitution peut ne pas être installée. Dans

ce cas , l'unité d'acquisition transcrit ses renseignements sur une disquette, qui peut être lue sur une unité de

restitution située sur un autre site. Elle peut aussi transmettre, via le réseau téléphonique public, ses informations

à la console extérieure. La datation des enregistrements peut être retrouvée en observant les tensions enregistrées.





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5 - LOCALISATEUR DE DEFAUT

5 - 1 - SON ROLE.

Mesurer, à partir des tensions et courants d'un départ, la réactance du tronçon de ligne situé entre ce

départ et l'emplacement d'un court-circuit. Cette réactance étant proportionnelle à la distance, l'emplacement du

défaut peut alors être déterminé.

Cet appareil permet à l'exploitant de localiser rapidement, dans les terrains d'accès difficile, les avaries

telles que rupture de câble, rupture de manchon en ligne, ou ruine de pylône. Il peut aussi s'avérer utile, en cas de

défaut intermittent, pour mettre en évidence des points faibles tels qu'arbres mal élagués, isolateurs pollués, ...

5 - 2 - SON PRINCIPE.

Il doit acquérir et mémoriser les données lui permettant de mesurer la réactance, pendant le temps

séparant l'apparition du défaut de son élimination, soit moins de 100 ms dans la plupart des cas. Il doit donc

s'accommoder d'un éventuel régime transitoire lent, du type de ceux obtenus à l'enclenchement d'une réactance.

Pour cela, il utilise les mêmes grandeurs que les protections de distance statiques (voir la troisième

partie, § 213), lors de la détermination de la première zone. Cependant, au lieu de simplement comparer lessignes des tensions compensées lorsque les pilotes passent par zéro, il met en mémoire, à cet instant, la tension de

défaut et la tension image, puis, ultérieurement, en fait le rapport.

Soit x ce rapport. Si la tension image est obtenue avec la résistance et la réactance de toute la ligne, le

rapport x est la distance du défaut, en pourcentage de la longueur de la ligne. En effet, pour une boucle phase -

terre, par exemple, la tension simple vaut:

d

v = [ R * (ia + ko * ir) + L * ( ia + ko * ir ) ] * x + Rd * ir

dt

et nous créons

d (1)v image = R * ( ia + ko * ir) + L * ( ia + ko * ir)

dt

R, L, et Rd étant respectivement la résistance de la ligne, son inductance, et la résistance du défaut.

Pour ir = 0, les tensions instantanées deviennent:

v' = ( R * ia + L * dia / dt) * x

v' image = R * ia + L * dia / dt d'où: v' = x * v' image

De plus, l'appareil comporte un sélecteur de phase, de principe analogue à celui de la PDS, et un boîtier

de compensation homopolaire, de même principe que celui décrit au § 2127 de la 3ème partie.

Les localisateurs de défaut d'un même poste envoient leurs informations à une unité de restitution située

dans le poste, par liaison RS 232 ou par boucle de courant. L'unité de restitution est interrogeable à distance.

Bibliographie [71]




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6 - QUALIMETRE

Cet appareil est destiné à analyser les grandeurs citées dans le contrat "Emeraude", pour caractériser la qualité de

fourniture d'énergie (voir 9ème partie, §5), à savoir:

- les creux de tension et coupures brèves,

- le taux de déséquilibre,

- les harmoniques,

- le papillotement.

Il est installé sur les points de livraison d'énergie du réseau de transport aux clients industriels ou aux réseaux de

distribution.

Il acquiert:

- les trois tensions et la tension résiduelle,

- les trois courants et le courant résiduel.

Il élabore les grandeurs à analyser selon deux modes:

- le mode "cyclique": L'appareil calcule, pendant un temps donné, 100 s par exemple, la grandeur

considérée, et la stocke en mémoire. Ce mode est utilisé pour observer le comportement des grandeurs

électriques du départ en fonctionnement non perturbé,

- le mode "seuil": Lorsque une grandeur franchit un seuil, l'appareil note l'instant de franchissement et la

valeur moyenne de la grandeur jusqu'au franchissement suivant. L'instant de franchissement du seuil dans l'autre

sens est lui aussi noté, et le mode est désarmé lorsque la grandeur retrouve une valeur normale. Ce mode est

utilisé en fonctionnement perturbé.

Ces grandeurs sont:

- les 4 tensions efficaces,

Leur observation en mode "seuil" donne les creux de tension et les coupures brèves. Sept seuils sont utilisés, afin

de caractériser la profondeur du creux,

- les 4 courants efficaces,

- la fréquence,

- la puissance active sur chaque phase,

- la puissance réactive sur chaque phase,

- le facteur de puissance sur chaque phase,

- le taux d'harmonique, pour chaque rang choisi, entre l'harmonique 2 et l'harmonique 50, sur les

tensions et courants de chaque phase,

- le taux de distorsion global sur la tension et le courant de chaque phase,

- le taux de déséquilibre,

- la présence de signaux 175 hz et 188 hz supérieurs à un seuil donné (0,5 * Un).




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Ces valeurs peuvent ensuite être affichées en face avant. Elles peuvent aussi être stockées en mémoire

pour être relevées localement ou à distance.

Nota: Un problème qui se pose fréquemment entre EDF et son client est celui de savoir, en cas de taux

d'harmoniques anormal, où se trouve la source d'harmoniques:

chez le client ou sur le réseau?

Pour le déterminer, il est nécessaire de placer plusieurs qualimètres. Celui qui indique la plus forte valeur est

celui qui est placé sur le départ source d'harmoniques.

réseau

3

poste

1 2

Client n° 1 client n° 2

Si le taux d'harmoniques donné par le qualimètre placé en 1 est supérieur à celui placé en 2 et à celui placé en 3,

la principale source d'harmoniques est le client n° 1.





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HUITIEME PARTIE


INSTALLATION ET EXPLOITATION

1 - NORMALISATION EDF, DOCUMENTATION CONTRACTUELLE

2 - CABLAGE, PRECAUTIONS CONTRE LES SURTENSIONS

3 - ALIMENTATION AUXILIAIRE

4 - ORGANISATION DE LA CONDUITE ET DE LA SURVEILLANCE

5 - MISE EN SERVICE

6 - MAINTENANCE PREVENTIVE

7 - ANALYSE DE DEFAUT

8 - MAINTENANCE CURATIVE

9 - RETOUR D'EXPERIENCE




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1 - NORMALISATION EDF, DOCUMENTATION CONTRACTUELLE

EDF s'est efforcée, à partir des plans de protection décrits dans la cinquième partie, de réaliser des

tranches normalisées. Cette normalisation s'est trouvée concrétisée par un ensemble de documents destinés à

faciliter la tâche des personnes chargées de définir, d'installer, de régler et d'exploiter les tranches de commande,

protection et surveillance du réseau de transport. Ce sont:

- la description des plans de protection,

- les spécifications des équipements *,

- les directives d'installation, incluses dans les directives poste,

- - le document «traitement des signalisations nécessaires à la conduite et à la surveillance des

installations», appelé plus communément «brochure violette», et qui décrit le traitement des signalisations au

poste, au pupitre de commande groupé, et au centre régional de conduite (transmission, libellé, mise en route de

l'alarme sonore),

- la schémathèque, qui comporte, pour chaque tranche normalisée, l'ensemble des schémas nécessaires

à son installation,

- le code de travaux, qui définit les procédures commerciales avec les entreprises effectuant des

travaux de tout type sur le réseau de transport d'EDF,

- les marchés tarifs, qui sont des conventions passées avec les fournisseurs de matériel agréés par EDF,

- les guides de réglage des protections, et des automates ( voir sixième partie)

- les Erreur! Signet non défini. *, ( voir § 5 )

- les guides de maintenance *, ( voir § 6 )

- les notices des constructeurs *.

Nota: les documents marqués d'une astérisque se réfèrent à la norme EDF HN 46 R 01, appelée Erreur! Signetnon défini.. Ce document comprend 6 parties:

- dispositions générales, où se trouvent les références aux normes nationales et internationales, la

structure des documents à réaliser, et l'organisation de la qualité,

- qualification et agrément,

- conception des essais fonctionnels,

- conditions d'installation et d'utilisation, où se trouvent des données technologiques sur les contraintesque le matériel doit pouvoir subir,

- éléments constitutifs des matériels,

- méthodes de contrôle et d'essai, où certaines données technologiques, directement utilisables pour lesessais, sont précisées.

Bibliographie [3], [49], [57], [61], [74], [75], [76] [77], [104], [107], [123], [124], [125]




266 / 320

2 - CABLAGE, PROTECTION CONTRE LES SURTENSIONS PARASITES

Le phénomène le plus contraignant pour les appareils électroniques et les circuits basse tension situés

dans les postes est l'ouverture des sectionneurs haute tension. Considérons un sectionneur d'aiguillage

maintenant une barre sous tension.

réseau barre

Le jeu de barres peut être assimilé à un condensateur, et le réseau à une source de tension débitant à

travers une inductance.

a b

L

C

Lorsque le sectionneur est fermé, il est traversé par un courant capacitif faible, dépendant de la capacité

de la barre qu'il maintient sous tension. Lorsqu'il commence à s'ouvrir, un arc apparaît entre ses mâchoires. Cet

arc se coupe lorsque le courant passe par zéro, et donc que la tension vb a une valeur maximale Vbm. A cetinstant la capacité est chargée au maximum. Après ouverture, la tension vb reste égale à Vbm, alors que la

tension va décroît. Lorsque l'écart entre va et vb est suffisant, l'arc se réamorce. La capacité C forme alors avec

la réactance L un circuit oscillant, ce qui crée une tension et un courant oscillatoires amortis, à une fréquence de

100 KHz à 1 MHz.

De tels réamorçages se produisent ensuite à chaque alternance, pour un écart de tension de plus en plus

élevé, jusqu'à ce que les mâchoires soient suffisamment écartées.

Ces trains d'ondes créent alors, par induction et couplage capacitif, des surtensions dans les fileries des

protections et des automates du poste.

Pour s'en prémunir, il faut:

- utiliser des câbles avec gaine métallique. Ceux qui donnent les meilleurs résultats sont des câbles sous

gaine de cuivre, cette gaine étant placée autour de l'isolant non pas en hélice, mais comme une feuille de papier à

cigarette. Nous l'utilisons pour tous les postes, bien que son usage ne soit vraiment indispensable qu'en 400 kV,

- faire cheminer les câbles sur des trajets suivis au plus près par des câbles de terre, et, de manière plus

générale avoir un circuit de terre correct,

- mettre les gaines des câbles à la terre aux deux extrémités, avec des connections aussi courtes que

possible




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3 - ALIMENTATION AUXILIAIRE

3 - 1 - ALIMENTATION EN COURANT ALTERNATIF

Schéma général d'un niveau de tension

Jeu de barres primaire, 225 kV par exemple

alimentation des aéroréfrigérants

X X

10 kV*

X X transformateur de service auxiliaire

90 kV par exemple (250 kVA)automate de

permutation

barre non secourue 220 / 380 V

groupe diesel de 63 kVA

armoire du alimentation alimentation

groupe diesel non secourue non secouruedes parties des tranches

communes (une par bâtiment

de relayage)

barre secourue

redresseurs du bâtiment alimentation alimentation redresseurs desde commande, alimentant secourue secourue de tranches (un

les équipements communs des parties chaque tranche par bâtiment de

communes (une par tranche) relayage)

* 20 kV pour les tertiaires des autotransformateurs ou des transformateurs de groupes nucléaires




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Tous les postes ont deux sources auxiliaires en courant alternatif. La première est considérée comme source

principale, et l'autre comme source de secours. La mise en service de la source de secours, en cas de défaillance

de la source principale, est réalisée par l'automate de permutation.

L'enroulement tertiaire de chaque transformateur de puissance a son neutre fixé par le transformateur de

service auxiliaire.

Comme les défauts entre phases sur le circuit connecté au tertiaire du transformateur de puissance ne

peuvent pas être détectés par les protections situées au primaire ou au secondaire, les phases sont séparées par

des écrans métalliques, dans le transformateur de services auxiliaires ainsi que sur le trajet le séparant du

transformateur de puissance.

Lorsque les transformateurs de puissance ont un couplage de type YD, le transformateur de service

auxiliaire est connecté à la bobine de point neutre, qui comporte alors un enroulement secondaire.

L'alimentation commune non secourue comprend le chauffage du bâtiment de commande, une partie de

l'éclairage des abords, la prise de 250 kVA pour le traitement des huiles de transformateurs, et les ateliers.

L'alimentation non secourue des bâtiments de relayage comprend le chauffage et l'éclairage de ces

bâtiments.

L'alimentation secourue du bâtiment de commande comprend une partie de l'éclairage des abords et

l'éclairage du bâtiment.

L'alimentation secourue des tranches comprend l'alimentation des armoires des disjoncteurs et des

sectionneurs, et, pour les tranches primaires des transformateurs, l'alimentation des régleurs en charge.

Dans les postes 63 kV / 20 kV, les transformateurs de service auxiliaire sont connectés au secondaire

des transformateurs de puissance. Il n'y a pas de groupe Diesel. L'alimentation des armoires des sectionneurs etdes régleurs en charge est alors réalisée en courant continu.

Dans les postes où il n'y a pas de transformateur de puissance, les deux sources d'alimentation auxiliaire

sont obtenues d'une part grâce au réseau de distribution local, et d'autre part grâce à un groupe diesel de 130kVA supplémentaire.




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3 - 2 - ALIMENTATION A COURANT CONTINU

Bâtiment de commande

Alimentation des équipements locaux (1) alimentation des équipements de

télécommunication (2)

Barre alternative secourue

X

redresseur redresseur batterie de

en service en attente 500 Ah par idem

(40 A par exemple) exemple

X

X48 V continu

X X X

alimentation divisée en plusieurs groupes, chacun d'eux

étant protégé par son disjoncteur.

Alimentation des équi- pements de tranche (3)

Bâtiment de relayage

(1 pour deux tranches)

redresseur de 25 A batterie de 200 Ah

par exemple par exemple

X

48 V continu

X X X

alimentation divisée en plusieurs groupes

La batterie alimentant les équipements de télécommunication a sa borne + directement à la terre. Les autres

batteries sont mises à la terre en leur point milieu à travers une résistance et un relais de courant qui signale les

courts - circuits entre les deux polarités de l'alimentation continue et la terre.




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Sont alimentés en courant continu les équipements qui doivent impérativement fonctionner lors d'une

perturbation (les chiffres renvoient à la figure ci-dessus):

- les protections (3),

- les équipements de téléaction (2 et 3),

- les automates (3),

- les perturbographes (3),

- les consignateurs d'état (1),

- les équipements de téléconduite (2),

- les circuits de commande des disjoncteurs (3),

- les circuits de signalisation (1),

De plus, ont aussi été raccordés les équipements dont le fonctionnement est indispensable en cas de panne delongue durée:

- les capteurs (3),

- les équipements de régulation des transformateurs ( 3),

- le téléphone de sécurité (2).

Les équipements de comptage sont alimentés par le réseau alternatif, secouru s'il existe, car chacunpossède une batterie interne ayant une autonomie de 8 jours.

Nota: les postes 90 kV / 20 kV ou 63 kV / 20 kV ne comportent pas de bâtiment de relayage. C'est la batterie

centrale qui alimente les protections et les automates. Elle est alors doublée.





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4 - ORGANISATION DE LA CONDUITE ET DE LA SURVEILLANCE

centre national de conduite

il commande 7 régions

centre régional de conduite

(30 personnes)

chacun d'eux commande une

vingtaine de pupitres de

commande groupée

pupitre de commande groupée(7 à 20 personnes)

chacun d'eux commande de10 à 30 postes non gardiennés

et le poste où il se trouve

poste non gardienné

il contient de 2 à 30 tranches

tranche

à chaque disjoncteur correspond une tranche.

Il faut ajouter la tranche générale et la tranche contrôle barresqui sont des éléments communs





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La conduite est réalisée de la manière suivante.

- Chaque tranche envoie au bâtiment de commande du poste l'ensemble des signalisations permettant

de conduire le réseau, d'analyser les défauts, et d'identifier les avaries de tous ordres.

- Au bâtiment de commande de chaque poste sont enregistrées toutes ces signalisations, à l'exception

des mesures des capteurs. Elles sont disponibles sur les consignateurs d'état et les unités de restitution desperturbographes qui peuvent être interrogés à distance en temps différé.

Elles sont triées et regroupées pour être envoyées en temps réel au pupitre de commande groupé, par un

équipement de téléconduite.

Celles d'entre elles qui sont nécessaires à la conduite peuvent être envoyées sur les dispositifs de commande et

d'affichage d'un tableau synoptique local, tourné - poussé lumineux, verrine, si le poste est conduit localement,

c'est à dire en cas d'indisponibilité de la téléconduite. Les organes de coupure peuvent alors être manœuvrés

depuis le tableau synoptique.

En situation normale, personne ne reste en permanence dans les postes, sauf dans celui où se trouve le pupitre de

commande groupé.

- Au pupitre de commande groupé se trouve en permanence une équipe de 7 à 12 personne, dont la

tâche principale est le petit entretien des matériels des postes qui lui sont raccordés. De plus, lorsque la

téléconduite depuis le centre régional de conduite est indisponible, cette équipe assure la conduite du

groupement, sur ordre de ce centre, transmis par téléphone. Pour cela, les signalisations nécessaires à la conduite

sont reçues en temps réel et sont affichées sur un tableau synoptique ou une console de conduite.

L'ensemble des postes raccordés à un même pupitre de commande groupée forme un groupement de postes.

Les signalisations qui concernent les avaries de matériel sont regroupées dans le poste, puis la signalisation

commune ainsi élaborée est émise vers le pupitre de commande groupé. Elle a pour but de provoquer une visite

du poste concerné par un agent du groupement, ou une autre personne mandatée par lui. Ce dernier trouve sur

place le détail des signalisations lui permettant de réaliser son dépannage. Il pourra aussi, avant de se déplacer,

interroger par modem les appareils de surveillance du poste.

Les personnes qui se trouvent au pupitre de commande groupé ne travaillent que pendant les heures ouvrables,

mais le reste du temps elles sont, par roulement, en situation d'astreinte, c'est à dire qu'elles sont tenues de rester

chez elles pour pouvoir être jointes en cas d'incident. A ce moment là une alarme les avertit à leur domicile.

- Au centre régional de conduite sont reçues toutes les informations permettant la conduite du réseau, y

compris les télémesures issues des capteurs. C'est là que sont prises toutes les décisions concernant les réseaux

de répartition. Ce centre dispose des commandes des appareils. En revanche il ne dispose pas de moyens de

surveillance, à l'exception de la restitution de quelques localisateurs de défaut installés sur des lignes

particulièrement importantes.

Le personnel qui assure la conduite en temps réel depuis le centre régional de conduite, à savoir une trentaine de

personnes, est présent par roulement en permanence, jours ouvrables et fériés, à toute heure du jour et de la nuit.

- Au centre de conduite national sont reçues les informations permettant la conduite du réseau 400 kV. C'est

là que sont prises les décisions le concernant, mais les manoeuvres sont exécutées par les centres de conduiterégionaux. Là aussi, le personnel assure une permanence totale.

De nouveaux matériels ont été installés depuis 1998:

- PEXI (pupitre d'exploitation informatisé) pour les pupitres de commande groupé. Les tableaux

synoptiques sont remplacés par des consoles de conduite. De plus, ce système peut faire face plus facilement auflux d'informations vers le centre régional de conduite.

- NCP (nouveau calculateur de poste). Cet équipement remplace l'ensemble consignateur d'état -

téléconduite. Il est alors doublé.

Mais les principes décrits plus haut ne sont pas remis en cause.




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5 - ESSAIS AVANT MISE EN SERVICE DES TRANCHES NEUVES

Avant leur mise en service, les tranches subissent des essais destinés à vérifier leur aptitude à remplir les

fonctions qui leur sont demandées. Ces essais sont réalisés par les personnes qui seront ensuite chargées

d'exploiter le réseau.

Pour réaliser les essais des tranches normalisées, ces personnes disposent des documents suivants:

- le dossier de tranche normalisé, établi au niveau national par EDF,

- le guide de mise en service de la tranche, établi au niveau national par EDF,

- les notices des équipements, et plus particulièrement, pour chacun, la notice de mise en service, établie

par le constructeur, conformément au DICOT,

- la note de réglage de la tranche, établie par le responsable des réglages.

Si la tranche n'est pas normalisée, des documents complémentaires doivent être créés.

Elles disposent du matériel d'essai suivant:

- réseau d'essai.

Son rôle est d'envoyer sur les protections et réenclencheurs des tensions et intensités simulant une séquence

d'apparition de défaut, puis d'élimination de ce défaut. Ce réseau peut être électromécanique, formé de

déphaseurs et de transformateurs à rapport variable, ou électronique, à partir d'un réseau à bas niveau et

d'amplificateurs opérationnels de tension et de courant. Dans ce dernier cas, il peut être piloté par un micro -

ordinateur, qui est aussi utilisé pour lire les résultats.

- disjoncteur et sectionneurs fictifs.

Son rôle est de boucler le système précédent en simulant le comportement du disjoncteur et des sectionneursd'aiguillage. Exemple:

. avant le temps t=0, le réseau d'essai envoie 3 tensions équilibrées et 3 courants équilibrés simulant unfonctionnement normal,

. au temps t = 0, le réseau d'essai, sur ordre extérieur, modifie la tension et le courant de la phase a pour simuler

un défaut,

. au temps t = 40 ms, la protection émet son ordre de déclenchement vers le disjoncteur fictif, et vers leréenclencheur,

. au temps t = 90 ms, le disjoncteur fictif envoie au réseau d'essai un ordre qui coupe le courant sur la phase a et

rétablit la tension coté barres,

. au temps t = 1540 ms, le réenclencheur émet vers le disjoncteur fictif un ordre de réenclenchement, qui échoueparce que ce dernier a été programmé en récupération. Le réenclencheur émet alors un ordre de déclenchement

triphasé, et, 60 secondes plus tard, tente un renvoi barre ur ligne. Pour cela il utilise une tension barre créée par le

réseau fictif et aiguillée par les sectionneurs fictifs.

- matériel de test pour essais particuliers. Par exemple des transformateurs d'injection pour tester les

limiteurs de tension des réducteurs de courant performants.




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Les essais avant mise en service ne doivent commencer que lorsque les travaux d'installation sont terminés. Ils

se déroulent en trois étapes:

- étape n°1,

. contrôle des réducteurs de mesure. Voir deuxième partie, § 5,

. contrôle de continuité de leurs circuits secondaires,

. contrôle de l'alimentation continue,

. contrôle de l'interface.

- étape n°2,

. étalonnage des équipements. Les valeurs de réglage sont affichées sur les équipements, préalablement

déconnectés les uns des autres, puis vérifiés avec le réseau fictif.

- étape n°3,

. essais fonctionnels de l'ensemble. Les équipements sont entièrement connectés entre eux. Des sollicitations sont

envoyées par le réseau d'essai vers la tranche, qui commande le disjoncteur fictif, lequel envoie des ordres et des

informations vers la tranche et le réseau d'essai. Ces séquences peuvent être soit commandées par l'opérateur,soit réalisées à partir d'un programme préétabli.

- étape n° 4,

. essais finaux avec commande réelle du disjoncteur.

Il importe principalement de vérifier le raccordement correct des phases de la ligne ou du transformateur à la

cellule, ainsi que le repérage des phases des tensions et courants issus du secondaire des réducteurs de mesure,

de telle sorte que les éléments directionnels des capteurs et des protections soient correctement orientés.

La méthode utilisée est la suivante:

Nous faisons transiter l'énergie à travers le nouveau raccordement, et nous mesurons, avec un wattmètre, lespuissances actives suivantes:

__ __ __

Va * Ia Va * Ib Va * Ic

__ __ __

Vb * Ia Vb * Ib Vb * Ic__ __ __

Vc * Ia Vc * Ib Vc * Ic

Nous notons les résultats dans une matrice disposée comme ci-dessus.

Si la structure de cette matrice est la suivante,

Va Vb Vc Va Vb Vc

Ia α > 0 β < 0 γ < 0 Ia α < 0 β > 0 γ > 0

Ib γ < 0 α > 0 β < 0 ou Ib γ > 0 α < 0 β > 0

Ic β < 0 γ < 0 α > 0 Ic β > 0 γ > 0 α < 0

(transit positif) (transit négatif)

avec α + β + χ = 0,

les raccordements et les repérage sont corrects.




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Si la structure de la matrice est la suivante:

Va Vb Vc Va Vb Vc

Ia β < 0 γ < 0 α > 0 Ia β > 0 γ > 0 α < 0

Ib α > 0 β < 0 γ < 0 ou Ib α < 0 β > 0 γ > 0

Ic γ < 0 α > 0 β < 0 Ic γ > 0 α < 0 β > 0

ou

Va Vb Vc Va Vb Vc

Ia γ < 0 α > 0 β < 0 Ia γ > 0 α < 0 β > 0

Ib β < 0 γ < 0 α > 0 ou Ib β > 0 γ > 0 α < 0

Ic α > 0 β < 0 γ < 0 Ic α < 0 β > 0 γ > 0

le sens de rotation et correct mais les phase des tensions ne correspondent pas aux phases des courants

Si α + β + χ ≠ 0,

le branchement du wattmètre est incorrect.

Si, par exemple

Va Vb Vc le sens de rotation et incorrect

pour I ou pour V

Ia α > 0 β < 0 γ < 0

Ib β < 0 γ < 0 α > 0 (ici Ib et Ic sont inversés)

Ic γ < 0 α > 0 β < 0

A la fin de ces essais, les personnes qui les ont réalisés fournissent un compte rendu à partir de fiches contenues

dans les guides de mise en service, informent par courrier les différents services intéressés des valeurs de réglageaffichées. Ils inscrivent ces valeurs dans une base de donnée centralisée au niveau régional, dans laquelle se

trouve répertorié l'ensemble des matériels à haute ou basse tension, leurs sous-ensembles, et leurs réglages. Cette

base est appelée OCCITANE (outil conventionnel concourant à l'informatisation des tâches nécessaires à

l'entretien).

Bibliographie [111]




277 / 320

6 - MAINTENANCE PREVENTIVE

Nous pratiquons trois types de maintenance préventive sur les tranches basse tension:

- manœuvre annuelle du des organes de coupure, dans le cadre de l' E3P (entretien périodique préventif

programmé). Cette manœuvre est réalisée en provoquant l'émission, par une protection, d'un ordre triphasé et

d'un ordre monophasé sur chaque phase. Il constitue une vérification de la chaîne de commande du disjoncteur,mais constitue un test très incomplet sur les protections;

- reprise des opérations définies dans l'étape n°2 des essais avant mise en service. Cette opération

demande deux à trois jours à deux personnes;

- reprise complète des essais avant mise en service. Cette opération demande une à deux semaines à

deux personnes.

Des études économiques ont montré que l 'espacement optimal entre deux opérations de maintenance du

deuxième type varie de 2 à 6 ans, suivant l'importance de la tranche: Celles qui participent à la protection desliaisons d'interconnexion importantes, ainsi qu'à celle des ouvrages dont la perte peut provoquer la coupure de

l'alimentation d'une agglomération importante, ou d'un client important, doivent être vérifiés plus souvent que les

autres tranches.

Ces opérations, pour pouvoir être effectuées commodément et sans risque, doivent être réalisées avec la tranche

hors réseau. C'est pourquoi il faut profiter au maximum des coupures nécessaires à l'entretien du matériel hautetension: disjoncteur, régleur en charge, etc..., ainsi que, pour les liaisons de sortie de centrale nucléaire, des

périodes de rechargement des réacteurs, quitte à s'écarter notablement des périodicités optimales calculées.

Dans l'avenir, si les protections numériques sont aussi fiables que les protections actuelles, et si de plus elles sont

dotées de systèmes d'auto - contrôle performants, les périodicités pourront être allongées.

Les opérations de maintenance du troisième type sont généralement réalisées à l'occasion de mises à niveau

importantes des tranches.




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7 - ANALYSES D'INCIDENT

Cette fonction est fondamentale pour l'exploitation du réseau, car c'est elle qui permet de valider, ou non, les

choix qui ont été faits quant au système de protection utilisé, et d'améliorer ce système.

Elle est réalisée à partir des enregistrements des consignateurs d'état et des perturbographes. Elle nécessite,

pour le responsable de ces analyses, une bonne connaissance du réseau et des équipements.Elle a de plus un aspect formateur important pour cette même personne.

Généralement, une première analyse est réalisée par les personnes responsables des pupitres de commande

groupée, puis, s'il s'agit d'incidents complexes, l'analyse complète est confiée à un spécialiste.

Exemple de rapport d'incident:

BOUCLE 63 KV DE TROYES

Rapport d'incident du 27 Août 1991 à 6 h 55

7 - 1 - Chronologie de l'incident (voir le schéma d'exploitation page suivante)

to=6 h 55 mn 11s 60 c (vu sur le perturbographe)

apparition courant neutre sur le secondaire du transformateur 637 de Creney

t = to + 5 s 02 c (vu sur le consignateur d'état)

déclenchement par courant neutre secondaire du transformateur 637 de Creney coté 225 kV et 63 kV


déclenchement par courant neutre secondaire du transformateur 634 de Creney coté 225 kV et 63 kV


déclenchement par courant neutre secondaire du transformateur 633 de Creney coté 63 kV uniquement

( système destiné à préserver l'alimentation d'un transformateur de services auxiliaires).

Le poste 63 kV de Creney est alimenté depuis Froncles via Ailleville.


déclenchement par protection homopolaire du départ Polisot à Creney


déclenchement par protection homopolaire du départ Creney à Polisot

t = to + 18 s (vu sur le consignateur d'état)

déclenchement par protection de débouclage ampèremétrique du départ Arcis - Fére à Creney


déclenchement par protection de débouclage ampèremétrique du départ Creney - La Morge à Ailleville


déclenchement par manque de tension du départ Haut-Clos à Creney





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déclenchement par manque de tension du départ Troyes Industrie 1 à Creney

t = to + 12 mn (vu sur le consignateur d'état)

Ouverture manuelle de Troyes Est 2; Troyes Industrie 2; Romilly; Arcis;


Ouverture manuelle du transformateur Y 312; couplage 63 kV à Creney. Mise hors service des automa

tes à manque de tension.


mise sous tension de la barre 1 de Creney par La Morge. Cette barre est saine.


remise sous tension de la barre 1 de Creney par le transformateur 633.


refermeture de Troyes Industrie 1; Hauts Clos; Troyes Est 2 par renvoi.


refermeture de Troyes Industrie 2 par rebouclage.


remise sous tension du transformateur 634 par le 225 kV, puis rebouclage sur la barre 1.


mise sous tension de la barre 2 de Creney par La Morge. Cette barre est saine.


remise sous tension du transformateur 637 par le 225 kV, puis remise sous tension progressive de

l'ensemble du réseau.

7 - 2 - Schéma d'exploitation

Le pupitre de commande groupé est au poste de Creney. Le réseau 63 kV issu de Creney est bouclé sur

d'autres postes 225 kV à travers les postes d'Ailleville, Arcis et Romilly.

7 - 3 - Répercussions

- coupure de Troyes Industrie : 16 MW pendant 21 mn

- Maladière et Aix en Othe : 12 MW pendant 21 mn

- Haut Clos : 14 MW pendant 21 mn

- Troyes Est : 16 MW pendant 22 mn

- Creney 33 kV : 29 MW pendant 33 mn

- Romilly : 13 MW pendant 30 secondes (basculement automatique)

- Arcis : 15 MW pendant 40 secondes (id)




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7 - 4 - Analyse de l'incident

7 - 4 - 1 - Recherches sur l'élimination du défaut

- vérification de la protection à puissance homopolaire du départ Polisot à Creney- bonne.

- vérification des circuits courant l'alimentant- bons.

- vérification des valeurs de réglage des protections homopolaires et des protections

ampèremétriques situées sur le neutre secondaire des transformateurs de Creney.

La sélectivité n'est pas toujours assurée:

le déclenchement des disjoncteurs des transformateurs par protection ampèremétrique de neutre peut se produire

avant celui du départ Polisot par protection à puissance homopolaire pour certains défauts très résistants sur la

ligne Creney-Polisot.

7 - 4 - 2 - Recherche de l'origine du défaut sur la ligne Creney-Polisot

L'équipe d'entretien des lignes procède à une visite de la ligne. Parmi les différentes observations faites,la plus intéressante semble la présence d'une poussière blanche sur trois pylônes et leurs isolateurs, liée aux

travaux d'une autoroute en construction.

7 - 5 - Solution trouvée

Les protections ampèremétriques de neutre ont été dotées de deux seuils, réglés différemment en

courant et en temps, ce qui a permis de garantir la sélectivité.




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Creney 225 kV X

Creney 63 kV X

Arcis sur Romilly Sézanne Troyes industrie Haut clos Polisot Ailleville

aube

20 kV ou 33 kV

vers un

autre

groupement

La Morge

(centrale hydraulique)

La Maladière

Aix en Othe




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8 - DEPANNAGE

Le dépannage d'un équipement sur le site est provoqué soit par les conclusions d'une analyse d'incident, soit par

la détection d'une anomalie au cours d'une opération de maintenance préventive. Il nécessite des essais de même

type que l'étape n°2 des mises en service, et par conséquent les mêmes documents et les mêmes matériels d'essai.

Il se traduit généralement par un échange de circuit imprimé ou de sous-ensemble.

Les pièces de rechange peuvent être

- des stocks constitués par EDF, au niveau régional,

- des stocks chez les constructeurs, mis à la disposition d'EDF par contrat.

Le dépannage des circuits imprimés ou des sous-ensembles se fait, suivant les cas, dans des laboratoires

régionaux d'EDF, ou chez les constructeurs.




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9 - RETOUR D'EXPERIENCE

Son but est de nous renseigner sur les causes des erreurs présentes dans le système de protection, et susceptibles

de provoquer des fonctionnements erronés.

9 - 1 - TYPES D'ERREUR

Ces erreurs sont de cinq types:

9 - 1 - 1 - Erreurs de câblage constatées lors des mises en service

Elles peuvent provenir

- des erreurs de schéma. Dans ce cas, une action est lancée auprès des personnes responsables de ces

schémas, et qui font partie d'EDF;

- de la non- observation de ces schémas par le constructeur ou l'installateur du matériel. C'est alors luiqui est fautif.

9 - 1 - 2 - Mauvaise conception du système de protection

Elle est généralement constatée lors d'une analyse d'incident. Son observation peut conduire soit à une

amélioration de détail, soit à une modification du plan de protection, cette dernière pouvant s'accompagner de larecherche d'un équipement plus performant.

Exemple: le problème des boucles 63 kV vu dans la cinquième partie, § 144 a conduit à préconiser

l'installation de protections différentielles de barre sur certains postes 63 kV.

9 - 1 - 3 - Erreur de principe dans le fonctionnement des équipements

Elles sont détectées par les analyses d'incident. Elles conduisent généralement à l'établissement d'un correctif par

le constructeur, qui est ensuite appliqué aux nouveaux équipements, et, s'il y a lieu , aux équipements en service.

9 - 1 - 4 - Pannes sur les équipements

Elles ont été évoquées au § 8.

9 - 1 - 5 - Erreurs de manipulation

Ce sont celles qui se produisent essentiellement au cours d'opérations de dépannage, ou de

modifications partielles de tranches préalablement en service.




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9 - 2 - ORGANISATION DU RETOUR D'EXPERIENCE

9 - 2 - 1 - Mises en service

Elles donnent lieu à un rapport qui est envoyé aux concepteurs des schémas. Ces derniers, après avoir réalisé la

modification correspondante, décident s'il y a lieu de modifier les tranches du même type déjà en service.

9 - 2 - 2 - Mauvaise conception du système de protection

Les rapports d'incident s mettant en cause le plan de protection sont analysés au niveau national, de manière à

conserver une bonne cohérence entre les régions.

9 - 2 - 3 - Erreur de principe dans le fonctionnement des équipements

Le suivi du fonctionnement des équipements est réalisé au niveau national, en partageant cette tâche entre les

différentes régions. Les décisions de modification restent cependant prises par un organisme central.

9 -2 - 4 - Pannes sur les équipements.

Elles sont collectées sous forme de fiches d'anomalies et de fiches de réparation , qui sont saisies surmicroprocesseur. Cette base de données, jointe à la base OCCITANE (voir § 5), permet des traitements

statistiques qui peuvent conduire à identifier les équipements de qualité insuffisante, et les éléments faibles à

l'intérieur de ces équipements. Ces traitements permettent aussi, pour les équipements anciens, de détecter

l'apparition des indices de vétusté et de programmer le remplacement de ces équipements.

9 - 2 - 5 - Erreurs de manipulation

Chacune d'elles est analysée de manière aussi complète que possible, répertoriée et commentée auprès de tous

ceux dont l'activité pourrait les conduire à commettre la même erreur. Cette action n'est possible que si un bon

climat de confiance existe entre chacun des manipulant et sa hiérarchie, faute de quoi l'auteur de l'erreur de

manipulation, se sentant en position d'accusé, sera tenté de cacher la vérité.

Bibliographie [85]




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NEUVIEME PARTIE


QUALITE DE FOURNITURE D'ENERGIE

1 - Harmoniques

2 - Papillotement

3 - Déséquilibre

4 - Creux de tension et coupures brèves

5 - Contractualisation de la fourniture d'énergie




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La qualité de fourniture d'énergie à la clientèle concerne essentiellement la forme de l'onde de tension qui lui est

fournie. Cette tension, qui doit être sinusoïdale, peut être perturbée par plusieurs phénomènes. Pour chacun d'eux,

sont impliqués d'une part le système de production - transport d'EDF, et d'autre part les clients eux - mêmes, qui sont

source de pollution vis à vis de certains de ces phénomènes. Nous distinguerons, lorsque ce sera le cas, le niveau dequalité qu'EDF garantit à ses clients, et la pollution maximale qu'EDF leur autorise.

1 - HARMONIQUES

1 - 1 - DEFINITIONS

Une tension périodique v de fréquence f, et donc de pulsation ω= 2 * π * f se décompose en une série detensions sinusoïdales de fréquences f, 2f, 3f, .... La première est la tension fondamentale. Les autres sont les tensions

harmoniques. Nous posons:

v = V1*sin ω*t + V2* sin (2*ω*t + j2) + ... + Vn* sin (n*ω*t + ϕn) + ...

Les valeurs V1, V2, ... Vn, ... sont les amplitudes maximales des tensions de rang 1 (fondamental), 2, ... n, ...

Le taux de distorsion de chaque harmonique est donné par τn = Vn / V1

Le taux de distorsion global est donné par:

n

t = Σ (τn)

2

et la tension de distorsion est donnée par:

V = V1 * τ

Les mêmes définitions peuvent être données sur les courants.

1 - 2 - ORIGINE DES HARMONIQUES

1-2-1- Transformateurs et machines tournantes

Les moteurs asynchrones ou les alternateurs engendrent des tensions périodiques. Ces machines se

comportent comme des sources de tensions harmoniques, de rangs impairs, phase par phase, et d'impédances internes

relativement faibles, de l'ordre de grandeur de l'inductance de court-circuit inverse. Les tensions harmoniques

proviennent du champ inducteur non parfaitement sinusoïdal, et de ses irrégularités dues aux encoches des circuits

magnétiques. Pour les machines asynchrônes, les fréquences sont liées aux encoches, et décalées légèrement par

rapport aux multiples du 50 Hz, à cause du glissement. La conception des machines permet de réduire les tensions

harmoniques à des valeurs très faibles.

Les transformateurs peuvent également être assimilés à des sources de tensions harmoniques impaires, phase par

phase, d'impédances internes très élevées, de l'ordre de grandeur de l'impédance magnétisante lorsqu'il s'agit des

tensions harmoniques des systèmes directs et inverses. La valeur des forces électromotrices des sources de tensions

harmoniques est élevée, et approximativement proportionnelle à leurs impédances internes.

Aux bornes des transformateurs, les tensions harmoniques sont, en règle générale, de valeur très faible,

étant donné qu'en pratique, les impédances vues des bornes des sources de tensions harmoniques ont un ordre de

grandeur beaucoup plus faible que la valeur de leurs impédances internes.




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1-2-2- Charges non linéaires.

L'expérience prouve, ce qui est également conforme à la théorie, que les tensions harmoniques des réseaux dues aux

machines tournantes et aux transformateurs restent en deça du pour cent, ou d'une fraction de pour cent de la tensionnominale.

Un phénomène plus gênant est la prolifération d'appareils situés chez les clients, et comportant soit un arc électrique,

tels que fours à arc, soudeuses, éclairage fluorescent..., soit des redresseurs, comme il est possible d'en rencontrer

plus particulièrement dans la sidérurgie ou l'électrochimie.

Les ponts redresseurs de puissance sont actuellement les plus nocifs de par l'importance croissante de leur puissance

et de leur nombre. Vus du réseau, ils apparaissent comme autant de sources de courants harmoniques de systèmes

directs ou inverses en règle générale (voir § 121). Le problème global de la limitation des distorsions harmoniques

doit donc être centré sur celui des redresseurs de puissance.

Exemple: le redresseur monophasé à simple effet.

commande

charge

Dans le pont de diodes, une seule a été remplacée par un thyristor .

i

commande de la gâchette du thyristor




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L'harmonique de rang n est donné par la formule suivante:

2 * π / ω

Hn = (ω / π) * ∫ (sin ω * t) * (sin n * ω * t) * dtα / ω

Après calcul nous trouvons

H1 (fondamental) = Is *[ 1 - (α / (2*π)) +(sin 2*α) / (4*π)]

H2 = Is * [1 / (6*π)] * [ sin 3*α - 3 * sin α]

Hn = Is * [1 / (2*π)] * [ (sin (n+1) * α) / (n+1) - (sin (n-1)*α) / (n-1)]

Le même calcul montre qu'avec un double effet, c'est à dire avec une commande sur les deux alternances, les

harmoniques de rang pair sont nuls.

Les redresseurs les plus répandus sont les redresseurs triphasés à simple effet, et les redresseurs en pont de Grätz

mixtes semi - contrôlés, pour les petites puissances. Ils créent des harmoniques de courant de rang impair, dont letaux de distorsion est inversement proportionnel au rang.

Redresseur triphasé à simple

effet.

charge

Pont de Grätz mixte semi - contrôlé

charge

Pour les grandes puissances, sont utilisés a minima des ponts de Grätz symétriques triphasés. Des astuces de montage

permettent d'obtenir des ponts symétriques hexaphasés et dodécaphasés. Ceci permet d'éliminer les harmoniques

3, 9, 15, 21, 27, 33, ... pour le pont symétrque triphasé, auxquels il convient d'ajouter 5, 7, 17, 19, 29, 31, ... pour le

pont symétrique hexaphasé, 11, 13, 35, 37, 59, 61, ... pour le pont ymétrique dodécaphasé.




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1 - 3 - INCONVENIENTS DUS AUX DISTORSIONS HARMONIQUES

Les perturbations harmoniques se traduisent par la déformation des tensions et courants appliqués aussi bien aux

matériels de réseau qu'à l'appareillage de la clientèle. On peut principalement représenter la gêne par la seuledistorsion de tension, chose admise en règle générale. Chaque tension harmonique de rang donné participe

individuellement à la gêne.

- Aspects de la gêne

Chaque tension harmonique de rang n engendre des surtensions par superposition de sa valeur crête à celle de la

tension fondamentale, des décalages du passage par zéro de l'onde de tension qui peuvent perturber le

fonctionnement de certains appareillages électroniques synchronisés par la tension d'alimentation, des échauffements

par effet joule, ...

Il est admis que plusieurs tensions harmoniques agissent en fonction de leur somme quadratique, cette dernière étant

significative des échauffements parasites. Elle est également physiquement et statistiquement significative des autres

phénomènes de gêne dus aux distorsions de tension; Par exemple, la tension de distorsion définie au § 1-1 est la

surtension crête la plus probable.

- Seuils de nocivité des tensions harmoniques

Le seuil de nocivité apparaît dans deux types d'information:

. l'expérience montre que des perturbations dans le fonctionnement du réseau et des plaintes de la clientèle

surviennent dès qu'une tension harmonique de rang donné dépasse un taux de 7 à 10 % au point de raccordement du

client au réseau public.

. des éléments de règlement de normes, ou d'essais spécifiques à des appareils variés situent toujours les seuils de non

- nocivité à un taux variant entre 3 et 7% par rang. Les fréquences paires sont souvent les plus nocives.

Dans l'état actuel, la cote d'alerte se situerait autour de 5% par rang et légèrement plus en distorsion globale.

Voici quelques aspects de la nocivité des distorsions harmoniques, pour les principaux types de matériels, tant

producteurs que consommateurs:

1-3-1- Alternateurs

Si nous considérons un système de trois tensions équilibrées, la tension à la fréquence fondamentale, ainsi que les

harmoniques 4, 7, 10, ... créent un champ direct, tournant à la vitesse du rotor (voir annexe 1), et dans le même sens,

les harmoniques de rang 2, 5, 8, ... créent un champ inverse qui tourne en sens inverse du rotor, et les harmoniques derang 3, 6, 9, ... créent un champ homopolaire immobile. Ces deux derniers champs provoquent l' échauffement du

rotor, et plus particulièrement de la cage d'amortisseur, par courant de Foucault. De plus, l'ensemble des courants

harmoniques crée un échauffement du circuit magnétique du stator.

Pour les grosses machines, le taux de distorsion global sur les courants ne doit pas dépasser 5%, ce qui équivaut

pratiquement à un seuil de distorsion de 1/n % sur chaque harmonique de tension de rang n.

Pour les machines de petite taille, le taux de distorsion global peut atteindre 10%.




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1-3-2- Transformateurs

Les courants harmoniques créent des pertes supplémentaires dans le circuit magnétique par courant de Foucault, qui

sont approximativement proportionnelles au carré du taux de distorsion.

Ils créent aussi des échauffements supplémentaires dans les enroulements, qui ne correspondent pas à un transfert

d'énergie. Par exemple, les harmoniques de rang 3 sur les courants primaires créent, sur les bobines secondaires, trois

tensions égales qui, dans le cas d'un couplage étoile - triangle, provoquent la circulation d'un courant parasite dont le

seul effet est d'échauffer le transformateur.

1-3-3- Moteurs à induction, synchrônes ou asynchrônes

Les harmoniques de la tension alimentant ces moteurs créent, là aussi, des pertes supplémentaires, tant dans

le fer que dans le cuivre. Ces pertes sont proportionnelles à :

2

Σ ( τn / n)²

n

Ils peuvent aussi intervenir en provoquant des oscillations parasites, qui peuvent s'avérer gênantes lorsqu'elles

entrent en résonance avec des fréquences propres d'oscillations mécaniques de ces moteurs.

1-3-4- Câbles

Nous trouvons:

- des pertes ohmiques supplémentaires, surtout dans les câbles de retour de neutre, ou les gaines, où

circulent les courants harmoniques 3. En effet, les courants harmonique 3 provenant de chaque phase s'ajoutent, en

formant un système homopolaire.

- des pertes diélectriques liées à la distorsion de tension. Elles peuvent entraîner des détériorations

Le taux de distorsion global ne doit pas dépasser 10%. Il doit rester inférieur à 7% sur chaque harmonique.

1-3-5- Condensateurs de puissance.

La tension appliquée à leurs bornes crée des pertes supplémentaires dans les diélectriques, conduisant à unvieillissement accéléré. Ils sont surtout sensibles aux harmoniques de rang élevé, pour lesquels le condensateur

constitue une impédance inversement proportionnelle au rang de l'harmonique.

Le taux d'harmonique admissible est donné par:

τn = 83% / n

1-3-6- Ordinateurs et électronique industrielle

La distorsion sur leur alimentation en tension peut créer des troubles fonctionnels. Le seuil de distorsion admissible

est:

τ = 5%

1-3-7- Ponts redresseurs

Ils sont à la fois générateurs de courants harmoniques et perturbés par eux. Ils sont sensibles à la somme des taux de

distorsion de chaque rang. Le seuil à ne pas dépasser est donné par:

Σ τn = 5%




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1-3-8- Petit matériel

- Téléviseurs

Risque de déformation de l'image lié à la distorsion de tension.

- Lampes à décharge pour éclairage

Risque de vacillement sous l'effet de tension harmonique de rang 2. Le seuil de perturbation admissible est:

τ2=3 %

- Appareils médicaux pour rayons X.

Perturbations par la valeur crête de la surtension. Le seuil de perturbation admissible est: τ = 10 %

1-3-9- Equipements de protection et de régulation des réseaux moyenne tension

- Circuits de protection de la clientèle

Risques de déclenchement intempestif attribués aux distorsions de tension. Ces risques sont dus à des particularités

des circuits alimentés, qui peuvent par exemple conduire à des résonances internes. Le seuil est donné par:

τ = 6 à 12 %

- Balances voltmétriques des régulateurs de tension.

Tension mesurée faussée par les distorsions de tension. La tension est alors mal régulée. Le seuil est donné par:

τ (rangs impaires) = 1,5 à 2 / n %

- Relais spéciaux

Risques de déclenchement intempestif, sous l'effet de distorsions de courant, de tension, ou de puissance, des relais à

faible seuil. Les seuils correspondant aux différents matériels sont:

relais statiques τ3 = 5%; τ5 = 5 %,

télécommande à 175 Hz τ3 = 7%; τ4 = 4 %; τ5 = 12 %

- Compteurs d'énergie à induction

Sensibilité plus faible du comptage aux fréquences harmoniques qu'à 50 Hz, d'où une dégradation de la classe de

précision.

1 - 4 - COMMENT LIMITER LES TENSIONS HARMONIQUES ?

1-4-1- Comment sont elles créées?

Chaque client contribue en partie à la distorsion générale, notamment lorsque ses installations comprennent des

redresseurs. La distorsion de la tension du réseau se fait en deux temps:

- individuellement, un redresseur se comporte approximativement comme une source de courants

harmoniques. Ces courants, injectés dans le réseau à son point de raccordement, vont y engendrer

localement des tensions harmoniques également fonction de l'impédance harmonique du réseau en ce

point.

- globalement, les tensions harmoniques créées en tous les points du réseau par les redresseurs se

propagent souvent fort loin de leur point d'origine, et se juxtaposent. Ceci crée, en chaque point de

raccordement, une tension harmonique résultante qui peut être notablement plus élevée que la précédente.




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1-4-2- Raccordement des clients perturbants

1-4-2-1- Prévention des distorsions harmoniques à leur source, dans l'installation perturbante .

Plusieurs précautions simples peuvent être utilisées, séparément ou conjointement, à savoir:

- limiter le nombre de fréquences harmoniques

. en réservant l'usage des ponts triphasés à simple effet et celui des ponts de Grätz mixtes semi-contrôlés aux

installations de faible puissance, ceci pour faire disparaître les rangs pairs;

. en alimentant les ponts redresseurs séparés ou associés par des transformateurs décalés de 30° en 30°, voire de 15 °

en 15 °, par association de transformateurs ∆λ avec des transformateurs λλ et des transformateurs λZ;

- favoriser le déphasage et le foisonnement entre les courants harmoniques issus de plusieurs ponts,

en utilisant des couplages différents pour alimenter deux ponts de redresseur voisins, et en échelonnant les

commandes des thyristors,

- absorber, le plus près possible de leur source, les courants harmoniques excédentaires

en utilisant des shunts résonants accordés sur chaque fréquence gênante. Ces filtres permettent simultanément

l'absorbtion des courants harmoniques excédentaires et la création d'énergie réactive, ce qui accroît leur intérêt

économique.

Au niveau contractuel, les ponts de redresseurs triphasés ne peuvent être raccordés sans dispositif de compensation

d'harmoniques que si la puissance est inférieure ou égale à 1% de la puissance de court-circuit minimale, en cas

d'exploitation normale du réseau, au point commun de couplage.

Réciproquement, EDF s'engage à ce que cette puissance de court-circuit soit supérieure à 1500 MVA en 225 kV, 400

MVA en 90 kV et 63 kV, 50 MVA en 20 kV, et 4 MVA en 220 / 380 V.

Si tel n'est pas le cas, EDF peut prendre en charge les frais de désensibilisation du client occasionnés par la puissance

de court-circuit trop faible.

1-4-2-2- Prévention globale des distorsions harmoniques

Tout réseau public d'énergie électrique possède deux possibilités d'action.

- Intervention sur les impédances harmoniques des réseaux.

. Lorsque la puissance de court-circuit des réseaux augmente, l'impédance harmonique diminue, sauf en cas de

résonance, ce qui diminue les tensions harmoniques, généralement produites par des sources de courant harmonique.

. les résonances entre inductances et capacitances constitutives d'un réseau peuvent être éventuellement atténuées en

modifiant la répartition des batteries de condensateurs ou le schéma d'exploitation du réseau,

. les bobinages ∆ dans les transformateurs de réseau constituent des filtres pour les tensions harmoniques de rang

multiple de 3.




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- Utilisation rationnelle de la faculté d'absorbtion du réseau.

Elle permet l'installation d'un certain nombre d'industries génératrices de courants harmoniques, avant que ne soit

atteint le niveau de tension harmonique nocif en un point au moins du réseau. le taux limite d'harmoniques tolérablessur les réseaux en situation normale est donné approximativement par le tableau suivant:

τ(%)

rang ≥ 63 kV 20 kV 220 / 380 V

3 2 6 7

impair > 3 10 / n 27 / n 35 / n

pair 2 / n 3 / n 3 / n

Bibliographie [81]




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2 - PAPILLOTTEMENT ( FLICKER )

La mise en ou hors service des appareils d'utilisation de l'énergie électrique, ou le fonctionnement de certains d'entre

eux entraîne des variations rapides de la tension. Ces variations se font particulièrement sentir sur le flux lumineuxdes lampes à incandescence en créant un papillotement de la lumière, fort désagréable pour les usagers. Les moyens

à mettre en œuvre pour se protéger du papillotement résultent de l'estimation des perturbations de tension

qu'entraînera le raccordement d'un appareil d'utilisation en un point donné du réseau.

Les variations rapides de tension peuvent se manifester sous deux formes principales:

- variations périodiques ou erratiques permanentes conduisant à une composition spectrale de fréquence

située dans une bande de 0,5 à 25 Hz,

- à-coups de tension, se produisant de façon systématique ou erratique à des intervalles de temps supérieurs

à quelques secondes.

2 - 1 - VARIATION DANS LA BANDE DE 0,5 A 25 Hz

2-1-1- Principe de base

Le papillotement de l'éclairage engendré par ce type de perturbation est directement ressenti par l'ensemble des

usagers. S'il provient de lampes à incandescence, qui sont les appareils les plus sensibles, il peut être perceptible pour

des variations de tension inférieures à 1 %.

Les autres appareils, d'éclairage ou autre, ne sont généralement perturbés que par des variations de tension

supérieures à quelques pour cent.

Le papillotement des lampes à incandescence constitue donc le principal inconvénient dû aux fluctuations rapides de

tension.

Son étude expérimentale a débuté par l'examen des effets d'une fluctuation sinusoïdale de la tension du réseau surune lampe à incandescence d'utilisation courante. On en a déduit les résultats suivants:

- la sensation de gêne ressentie par un observateur moyen est fonction du carré de l'amplitude de la

fluctuation de tension et de sa durée;

- à amplitude constante, le maximum de gêne est ressenti lorsque la fréquence de la fluctuation est très

voisin de 10 Hz;

- il existe un seuil de perceptibilité au-dessous duquel le papillotement n'est pas visible. L'amplitude de la

fluctuation de tension à 10 Hz correspondant à ce seuil est égale à 0,3 %. C'est la valeur minimale;

- à sensation de gêne identique, il est possible de substituer à une fluctuation de tension de fréquence f etd'amplitude a(f), exprimée en %, une fluctuation de tension équivalente à 10 Hz, d'amplitude a(10) = g(f) * a(f) .

Le terme g(f) est uniquement fonction de la fréquence. La courbe représentative de cette fonction est indiquée sur la

figure 130.

- la superposition de plusieurs fluctuations sinusoïdales de la tension d'amplitude afi et de fréquence ficonduit à la même sensation de gêne qu'une fluctuation sinusoïdale à 10 Hz, d'amplitude

a(10) = Σ a(fi)² * g(fi)² (1)i

- il y a équivalence de sensation de gêne à égalité de l'intégrale

T

H = ∫ a (10)² * dt (2) T étant la durée de la perturbation.

0




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Ces résultats expérimentaux permettent de conclure que l'ensemble lampe - observateur peut être représenté par un

modèle analogique, constitué d'un filtre linéaire, dont la courbe de réponse g(f) est donnée par la figure 130. La

grandeur d'entrée de ce filtre est la fluctuation de tension et la grandeur de sortie, élevée au carré puis intégrée dans

le temps, fournit une expression qui est fonction de la gêne perçue.

Des expérimentations complémentaires ont montré que cette représentation restait également valable dans les cas où

la fluctuation de tension n'est plus sinusoïdale, mais périodique ou erratique permanente.

Tout papillotement non intermittent est donc assimilable, du point de vue gêne, à un papillotement équivalent

provoqué par une fluctuation de tension sinusoïdale à 10 Hz, qui produirait la même sensation de gêne que celle

résultant des perturbations réelles de tension.

L'expression (2) , ou dose de papillotement, évaluée en pour cent carré.minute, (10-4

. minute), est représentative du

papillotement observé.

En définitive, le papillotement est donc fonction des paramètres suivants:

- l'amplitude des fluctuations de tension,

- la fréquence de répétition des à-coups,

- la durée de la perturbation.




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2-1-2- Méthodes de mesure

Nous pouvons alors déduire de l'ensemble des considérations précédentes les principes de mesure, permettant

d'apprécier la gêne due au papillotement. Il faut distinguer deux cas:

- celui du papillotement provoqué par des fluctuations de tension non intermittentes,

- celui du papillotement provoqué par une succession d'à-coups de tension à fréquence de répétition faible.

Dans le premier cas, la mesure peut s'effectuer à l'aide d'un appareil appelé flickermètre, constitué des éléments

suivants (voir figure ci-dessous):

- un circuit d'entrée comprenant un transformateur et un redresseur,

- un filtre dont la courbe de réponse est identique à la fonction g(f),

- un amplificateur linéaire,

- un dispositif quadratique,

- un système intégrateur,

- un dispositif d'enregistrement sur bande magnétique.

La tension perturbée est appliquée au transformateur d'entrée et l'appareil élabore, pendant chaque minute, une

grandeur proportionnelle à l'intégrale de la formule (2).

En ajoutant successivement les valeurs ainsi trouvées, il est alors possible de tracer, minute par minute, la courbe des

doses de papillotement cumulé pendant la durée totale de la perturbation.

2-1-3- limites admissibles.

Ces limites ont été estimées à partir de la tolérance des usagers de l'éclairage à incandescence aux effets des

perturbations de tension.

Pour ce faire, la courbe de dose cumulée de papillotement, mesurée en un point du réseau, a été comparée à cellerelative à une fluctuation de tension sinusoïdale à 10 Hz, d'amplitude constante 0,3 %, et qui correspond au seuil de

perceptibilité du papillotement. Cette dernière courbe est une droite.

Or, il a été constaté expérimentalement que la gêne était tolérable dans les conditions suivantes:

- dans le cas où la durée du papillotement est quelconque, où son amplitude est constante, et où la pente de

la courbe de dose de papillotement est constamment égale ou inférieure à celle de la droite de seuil de perceptibilité.

Dans ce cas, la courbe limite est constituée par la droite de seuil de perceptibilité;

- dans le cas où l'amplitude du papillotement n'est pas constante et où la pente moyenne de la courbe de dose

de papillotement est parfois légèrement supérieure à celle de la droite de seuil de perceptibilité; mais ceci à une

double condition:

. d'une part les intervalles de temps pendant lesquels la dose de papillotement est légèrement supérieure à celle

correspondant à la droite de seuil de perceptibilité doivent avoir une durée inférieure ou au plus égale à 15 minutes;

. d'autre part ils doivent être séparés par des périodes au moins égales à 10 minutes, pendant lesquels le papillotement

ne doit absolument pas être perceptible. La fluctuation de tension équivalente doit alors être inférieure à 0,2 % pour

10 Hz.

Il pourra alors être admis, pendant les intervalles de temps de 15 minutes, que certaines fluctuations de

tension produisent, pendant de courts instants, un papillotement nettement perceptible.




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Courbe limite de dose de papillotement tolérable

Dose de papillotement H




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2 - 2 - A-COUPS A PLUSIEURS SECONDES D'INTERVALLE

Lorsque les variations de tension se présentent sous forme d'à-coups se produisant à des intervalles de temps

supérieurs à environ 0,5 seconde, l'assimilation de l'ensemble lampe - observateur au filtre précédemment mentionnén'est plus aussi satisfaisante que dans le cas de fluctuations de tension non intermittentes. Ceci est vraisemblablement

dû au fait que l'observateur est doté de mémoire dont la constante de temps est plus importante que celle du filtre

pour les régimes transitoires se succédant à très basse fréquence.

Dans ce cas, la méthode de mesure la plus valable pour s'affranchir de la présence éventuelle d'harmoniques consiste

à effectuer un enregistrement oscillographique des puissances active et réactive absorbées par l'appareil perturbateur.

Connaissant l'impédance de court-circuit du réseau au point de raccordement de cette machine, il est possible de

calculer l'amplitude des à-coups de tension produits; leur fréquence de répétition est obtenue par un enregistrement

des puissances effectué à faible vitesse.

Les limites tolérables sont indiquées par la courbe de la figure ci-dessous. Cette courbe, déterminée

expérimentalement, donne l 'amplitude maximale acceptable pour les à - coups de tension isolés, en fonction de leur

fréquence de répétition.

nota: une variation de tension en forme de créneau doit être considérée comme deux à-coups de tension isolés

consécutifs.

A-coups de tension isolés - courbe limite




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2 - 3 - APPLICATION: RACCORDEMENT DES FOURS A ARC SUR UN RESEAU

2-3-1- Diagnostic

Un four à arc est en général alimenté par un réseau dont l'impédance de court-circuit peut être considérée comme

une réactance. On en déduit que les à-coups de tension, crées dans ce réseau lors du fonctionnement du four , sont

dus à des appels de puissance réactive. La dose de papillotement correspondante H est alors représentée par une

expression de la forme:

T

H = ∫ k * ( X ²* ∆Q² / Un4) * dt dans laquelle:

0

- X est la réactance de court-circuit du réseau d'alimentation,

- DQ est la variation de puissance réactive, due au four, à l'instant t,

- k est le coefficient permettant de ramener à chaque instant l'amplitude de la variation réelle de la tension

à celle d'une modulation sinusoïdale à 10 Hz, produisant un papillotement équivalent au papillotement réel,

- T est le temps d'intégration.

Dans le cas de deux fours à arc identiques raccordés sur deux réseaux différents, les doses de papillotement

correspondantes H1 et H2 sont proportionnelles aux carrés des impédances de court-circuit de ces réseaux aux points

de raccordement, soit:

H1 / H2 = ( X1 / X2)² (3)

Nous supposons de plus qu'en première approximation les à-coups de puissance réactive provoqués par des fours à

arc de puissance voisine sont proportionnels à leurs puissances de court-circuit.

Nous en déduisons que si pour un four nous connaissons:

- sa puissance de court-circuit Sccf1,

- la puissance de court-circuit du réseau Scc1, au point de raccordement de ce four,

- la courbe de dose de papillotement cumulé moyenne H1(t) déduite de mesures effectuées en ce point,

nous pouvons déterminer par avance la courbe de dose moyenne cumulée H2(t) que donnera un autre four de

puissance de court-circuit Sccf2, à raccorder en un point du réseau où la puissance de court-circuit est égale à Scc2,

par la relation:

Scc1 Sccf2

H2(t) = ( )² * ( )² * H1(t) (4)

Scc2 Sccf1

Pour obtenir la courbe H1(t), nous effectuons, au point de raccordement d'un four à arc, déjà en service, de puissance

nominale voisine de celle du four devant être installé, et pour lequel les conditions de conduite sont similaires, des

mesures pendant 20 à 25 périodes de fusion. Ceci permet de tracer la courbe moyenne de dose cumulée de dose de

papillotement H1 (t), pour chaque période de fusion.

Nous en déduisons la courbe H2(t), par la formule (4). Si elle se trouve au-dessous de la courbe limite tracée sur la

figure 132, l'installation du four peut être envisagée sans précautions spéciales. Dans le cas contraire, il faut utiliser

un système de compensation.

Nota: En général il n'y a pas de problème de raccordement si l'impédance de court-circuit du four Zccf est supérieure

à 36 fois l'impédance de court-circuit Zcc au point de raccordement au réseau.




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2-3-2- Compensation d'un four.

L'une ou l'autre des solutions suivantes, classées par ordre de simplicité décroissante, peuvent être utilisées:

- l'installation d'une réactance placée en série avec le four,

- le raccordement à un réseau de tension supérieure, ou ce qui revient au même, la spécialisation d'un

transformateur pour l'alimentation du four,

- l'installation d'une batterie de condensateurs série, immédiatement en amont du point de raccordement

commun au four et à d'autres clients.

Tous ces procédés reviennent en fait soit à augmenter la puissance de court-circuit Scc2 du réseau, soit à diminuer la

puissance de court-circuit Sccf2 du four, d'une quantité telle que la courbe H2(t) se retrouve au-dessous de la courbe

limite (Voir § 234 "détermination des caractéristiques d'une réactance série pour atténuer le papillotement provoqué

par un four à arc").

Des compensateurs statiques peuvent aussi utilisés pour réduire le papillotement provoqué par les fours à arcs. Ils

sont conçus pour que l'ensemble qu'ils forment avec le ou les fours qu'ils compensent appelle une puissance réactive

pratiquement constante, qu'il est alors possible de compenser par une batterie de condensateurs. Il existe deux types:

- une bobine de réactance est mise en série avec deux thyristors montés tête bêche (figure 134). Par variation

de l'angle d'amorçage des thyristors, nous pouvons faire varier la puissance réactive amorçée par la réactance, de

telle manière que la puissance réactive de l'ensemble soit constante.

Cependant le courant circulant dans la bobine n'est pas sinusoïdal, ce qui crée des harmoniques de tension importants

à ses bornes. Il est alors nécessaire de prévoir des dispositifs d'atténuation des harmoniques;

- une batterie de condensateurs, fractionnée en gradins. Chacun de ces éléments peut être mis en ou hors

tension par des thyristors montés tête bêche. Les thyristors jouent le rôle d'interrupteurs, et la compensation s'effectue

par valeurs discrètes, égales à la puissance réactive d'un gradin.

Pour éviter les régimes transitoires, les condensateurs sont pré - chargés en permanence à une tension continue égale

à la tension crête du réseau, et sont enclenchés lorsque les tensions sont égales de part et d'autre des thyristors. Ilsfonctionnent sous 1000 V, et sont raccordés au réseau à travers un transformateur, les fours à arc fonctionnant

généralement sous une tension de l'ordre de 20 kV.

2-3-3-Compensation d'un ensemble de plusieurs fours.

Lorsqu'il existe plusieurs fours à arcs dans la même installation, et que l'un d'eux est beaucoup plus puissant que les

autres, lui seul est pris en considération. Dans le cas contraire, certaines précautions doivent être prises. Il faut

considérer deux cas:

- les fours sont synchronisés entre eux de telle manière que le début de période de fusion de chacun d'eux

corresponde avec les périodes d'affinage des autres, période pendant laquelle le métal est entièrement fondu et où les

arcs ne sont plus nécessaires. Le papillotement de chaque four est alors étudié de manière indépendante des autres.

- Plusieurs fours fonctionnent simultanément en fusion. A la suite d'essais effectués dans une installation

comprenant quatre fours, la courbe de dose de papillotement global a pu être estimée à partir de celle relative à

chacun d'eux fonctionnant individuellement, à l'aide de la relation empirique suivante:

i=n

H = ( 1,2 - 0,1 * n ) * Σ H(i) avec 2 < n < 4i=1




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Si l'on considère par exemple une installation composée de deux fours identiques, la dose globale de papillotement

est égale au double de celle relative à l'un d'entre eux. On peut remarquer que ceci revient à dire que l'amplitude des

fluctuations de tension équivalente à 10 Hz produites par l'ensemble de ces deux fours est √ 2 fois plus forte que

celles produites par le fonctionnement d'un seul four, ou égale à celles produites par un four de puissance √ 2 foisplus élevée.

Compensateur statique à réactance Compensateur statique à condensateurs

réseau

Réseau

réactance

compensation four compensation four

2 - 3 - 4 - Détermination des caractéristiques d'une bobine de réactance série pour atténuer le papillotement provoqué par un four à arc.

Les données du problème sont:

- la tension nominale Un du réseau, au point de raccordement commun avec les autres usagers;

- la puissance de court-circuit Sccf de l'ensemble formé par le transformateur de four et le four;- la courbe H(1) de dose moyenne cumulée de papillotement, obtenue par exemple par la méthode vue au § 231.

Pour que le papillotement produit par le four soit tolérable, il faut que l'effet de la réactance soit tel que l'on obtienne

une courbe de dose de papillotement cumulée H(2), coupant la droite correspondant au seuil de perceptibilité au bout

de 15 mn (voir § 232). Soit k le rapport H(2) / H(1) à cet instant.

L'impédance de court - circuit de l'installation du four, assimilée à une réactance, est égale à:

Xccf = Un² / Sccf

Si Xs est la réactance par phase de la bobine, la réactance de l'ensemble formé par le four et la bobine est donc

Xccf + Xs . D'où, d'après la formule (3) du § 2-3-1:

H(1) Xccf²

= k =

H(2) (Xccf + Xs)²

qui s'écrit aussi:

Xs = Xccf * ( 1 - √ k ) / √ k

ce qui nous permet de déterminer la réactance de la bobine. Il convient ensuite de s'assurer que la valeur ainsi

obtenue ne correspond pas à une impossibilité, soit dans le domaine technologique de construction de la bobine, soit

dans celui de l'exploitation du four.




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Détermination du rapport k = H(2) / H(1)

dose de papillotement

Bibliographie [81]




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3 - DESEQUILIBRE.

Les charges déséquilibrées raccordées au réseau à haute et très haute tension sont essentiellement le fait de la

Société Nationale des Chemins de fer Français, sur la partie de son réseau alimenté en 25 kV monophasé. Quelquesdéséquilibres peuvent être apportés par des fours à arc qui, bien que raccordés sur trois phases, ont un

fonctionnement aléatoire sur chacune des phases.

Ces charges produisent des déséquilibres sur les tensions qui perturbent les autres clients, voire même le producteur.

En effet, comme indiqué dans l'annexe 1, ce déséquilibre crée, dans les machines tournantes, des champs inverses et

homopolaires qui provoquent des échauffements.

Le taux de déséquilibre permanent crée par un client, c'est à dire le rapport entre la tension inverse et la tension

directe au point où il est raccordé, est donné par la formule:

τi = Sn / Pcc

avec:

τi = taux de tension inverse,

Sn = puissance apparente consommée par la charge monophasée raccordée entre deux phases,

Pcc = puissance de court-circuit au point de raccordement.

Si des déséquilibres apparaissent de manière aléatoire, nous définissons un taux de déséquilibre permanent

équivalent par la formule:

1 t+T Vi

τi² = * ∫ ( )² * dt

T t Vd

Les règles de bon voisinage ont été établies entre client perturbateur et client perturbé:

- chaque client perturbateur peut induire un taux de tension inverse de 1%, pour une puissance de court-

circuit de référence de 1500 MVA s'il est raccordé au réseau 225 kV, 400 MVA s'il est raccordé au réseau 63 kV ou

90 kV, 50 MVA s'il est raccordé au réseau 20 kV, et 2 MVA s'il est raccordé au réseau 220 / 380 V;

- chaque client perturbé doit pouvoir supporter un taux de tension inverse de 2%. Si plusieurs clients

perturbateurs situés dans une même zone provoquent un dépassement de ce taux, alors que chacun reste dans les

limites admises, EDF prend en charge le renforcement correspondant du réseau.

nota: Si trois clients voisins induisent chacun un taux de perturbation de 1 %, et qu'ils sont situés entre des phases

différentes, le taux de déséquilibre global qu'ils provoquent ne dépasse jamais 1%.

Bibliographie [81]




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4 - PERTURBATIONS CAUSEES PAR LES COURT-CIRCUITS.

4-1- FORME DE LA TENSION D'ALIMENTATION D'UN CLIENT.

Dans un premier temps nous allons étudier quelques cas d'élimination de défauts au voisinage de clients raccordés au

réseau 63 kV. Ensuite, à partir de ces exemples, nous classerons ces défauts en fonction de leur fréquence et de leur

gravité.

4-1-1- Exemple d'alimentation en antenne

- cas n° 1:

le client est alimenté en antenne par une ligne 63 kV. Un défaut phase - terre apparaît sur cette ligne. Il est fugitif

mais la ligne n'est pas équipée de dispositif de réenclenchement rapide.

Un

0,577 * Un

0 t1 t2

Au temps 0, le court-circuit apparaît. La tension représentée ici est la tension entre phases la plus perturbée. C'est en

effet à cette tension que sont le plus sensibles les installations des clients. Après le court-circuit elle prend la valeur

de la tension simple.

Au bout du temps t1, de l 'ordre de 100 ms avec des protections statiques et un disjoncteur performant, le disjoncteurde la ligne s'ouvre, la tension disparaît complètement.

Au bout du temps t2, de l 'ordre de 10 à 15 secondes, le disjoncteur se referme et la tension est rétablie.

- cas n° 2:

Même situation, mais le défaut est permanent. La tension simple est retrouvée pendant un temps de l'ordre de 200

ms, au moment de la tentative de réenclenchement.

Un

0,577 * Un

0 t1 t2 t3

- cas n°3

Le défaut est fugitif, mais le départ est équipé d'un réenclencheur rapide, qui réussit son réenclenchement.

Le diagramme est le même que pour le cas n°1, mais le temps t2 vaut alors t1 + 300 ms.




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- cas n°4

Le réenclenchement rapide échoue, mais le réenclenchement lent qui lui succède réussit.

Un

0,577 * Un

0 t1 t2 t3 t4

ici, t1 = 100 ms, t2 = t1 + 300 ms, t3 = t2 + 200 ms, t4 = 60 s ( temps de récupération)

- cas n° 5

Le défaut est permanent. Le premier diagramme donne la tension vue du client. Le second donne la tension vue par

les autres clients alimentés par le même poste.

Un

0,577 * Un

0 t1 t2 t3 t4 t5 = t4 + 200 ms

Un

0,577 * Un

0 t1 t2 t3 t4 t5

4-1-2- Exemple d'alimentation bouclée

Le client est alimenté par un poste situé dans une boucle, et le court-circuit a lieu sur une des lignes de la boucle.

cas n° 1 cas n° 2 cas n° 3

X


20% 80%

client




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- cas n° 1

Un court-circuit phase - terre permanent a lieu dans la première zone des protections du poste B, et dans la deuxième

zone du poste C. Il n'y a pas d'accélération de stade

Un 0,95 * Un

par exemple

0,7 * Un

0 t1 t2 t3 t4 t5 t6

Au bout du temps t1 = 100 ms, le disjoncteur du départ C du poste B s'ouvre. Une légère chute de tension subsiste au

poste B, du fait du maillage du réseau entre le poste C et le poste B. Au bout du temps t2, de l'ordre de 400 ms, le

disjoncteur du poste C s'ouvre, et la tension est rétablie. Au bout du temps t3 = 4 secondes par exemple, ledisjoncteur du poste B tente un renvoi de tension, et redéclenche en t4, 200 ms plus tard. Au bout du temps t5 = 15

secondes par exemple, le disjoncteur du poste C, après inversion des consignes, tente un renvoi, et redéclenche en t6,

200 ms plus tard.

- cas n° 2

Le défaut a lieu au milieu de la ligne

Un

0,7 * Un

0 t1 t3 t4 t5 t6

- cas n° 3

le défaut a lieu dans la deuxième zone des protections du poste B

Un

0,7 * Un

0 t2 t3 t4 t5 t6

- cas n° 4

Le défaut a lieu sur les barres du poste C

Le diagramme est le même jusqu'à t4. Ensuite, la tentative de réenclenchement depuis le poste C n'a pas lieu.




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4 - 1 - 3 - Classification des défauts

Les défauts monophasés sont les plus fréquents. Dans les réseaux bouclés ils n'occasionnent généralement pas de

creux de tension de plus de 30 %. La plupart d'entre eux sont éliminés en moins de 200 ms, mais le temps maximald'élimination peut dépasser 1 seconde pour certains schémas de réseau comportant des lignes à trois extrémités ou

plus. Le temps de 200 ms pourrait devenir le temps maximal d'élimination sur fonctionnement normal des

protections si le réseau était systématiquement équipé de protections différentielles sur les barres et d'accélérations de

stade sur les lignes, et si des améliorations étaient apportées sur les dispositions à haute tension, telles que la

suppression des lignes à trois extrémités dont la protection s'avère difficile.

Les autres défauts, moins fréquents, provoquent des creux de tension beaucoup plus sévères, avec des temps

d'élimination du même ordre.

Les coupures correspondent à des courts - circuits sur des alimentations en antenne et leur durée provient

essentiellement des automates: réenclencheurs, automates à manque de tension, bascules, ... .

Elles sont divisées en coupures brèves, de 1 seconde à 1 minutes, et coupures longues, de durée supérieure à 3

minutes. Les premières correspondent aux reprises de service par automates, les autres aux reprises de service après

intervention manuelle.




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4 - 2 - COMPORTEMENT DES INSTALLATIONS DES CLIENTS.

4-2-1- Généralités.

Les surtensions transitoires rapides, d'origine atmosphérique, sont très fortement amorties en traversant le poste de

livraison.

Les coupures longues entraînent un arrêt de tous les équipements. La seule solution pour éviter ces arrêts est d'avoir

recours à une source de secours qui puisse se substituer entièrement au réseau public. Les coupures longues du

réseau public sont alors ressenties par les équipements secourus comme des coupures brèves, et elles seront traitées

comme telles dans la suite de l'étude.

Vis à vis des creux de tension, coupures brèves et autres perturbations, il convient de distinguer deux types

d'équipement:

- les systèmes de contrôle - commande, de régulation, qui font souvent appel à l'informatique, et sont très

sensibles à toutes les perturbations de la tension,

- les machines de forte puissance, sensibles aux creux de tension relativement longs, aux coupures, et aux

autres perturbations si elles ont un caractère permanent.

Il faut cependant noter que ces deux types d'équipement sont liés de façon étroite, et que l'arrêt d'un moteur de forte

puissance peut être dû au déclenchement d'un équipement auxiliaire tel que:

- contacteur de puissance,

- contacteur ou relais auxiliaire,

- système de graissage ou de ventilation,

- protection de la partie sensible,

- dispositif d'excitation

Les creux de tension d'amplitude inférieure ou égale à 30 % de Un, sur une des trois tensions composées, ne

constituent généralement pas une gêne pour l'exploitation industrielle, dans la mesure où elles ne provoquent ni

retombée de contacteurs ou de relais, ni ralentissement important des moteurs. Elles peuvent par contre poser

problème pour les systèmes de gestion ou de contrôle - commande informatisés et pour les convertisseurs si ceux-ci

ne sont pas protégés. C'est surtout le cas si ces derniers peuvent fonctionner en onduleur.

Les creux de tension plus importants peuvent provoquer, si aucun moyen de désensibilisation n'équipe les

installations du client, l'arrêt des systèmes de contrôle - commande et des systèmes informatisés, ainsi que la

retombée des contacteurs et le déclenchement des convertisseurs statiques. Ces perturbations provoquent également

le ralentissement des moteurs, plus ou moins prononcé suivant leur durée.

Les coupures brèves ont les mêmes conséquences, mais en plus grave. Il faut ajouter le risque de faux couplage des

machines synchrônes ou asynchrônes au retour de la tension.




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4-2-2- Comportement des moteurs asynchrônes à cage.

- creux de tension

D'une façon générale, les creux de tension inférieurs à 30 % de Un affectent peu le fonctionnement des moteurs

asynchrônes.

Les couples moteurs subsistant au cours de ces perturbations restent en effet, en règle générale, supérieurs ou égaux

aux couples résistants des machines entraînées. Ce type de perturbation n'entraîne donc qu'un faible ralentissement

des moteurs.

A l'inverse, pour tous les creux d'amplitude supérieure à 30 % de Un les couples moteurs deviennent en général

inférieurs aux couples résistants des machines entraînées. Les ensembles moteurs - machines sont alors soumis à des

ralentissements qui sont fonction de l'amplitude et de la durée des creux ainsi que des moments d'inertie des

ensembles tournants.

Lors du rétablissement de la tension normale, l'ensemble des moteurs tend à réaccélérer et à reprendre sa vitesse

normale. Cette réaccélération engendre, au niveau de chaque moteur, des courants d'autant plus proches des courantsde démarrage que le ralentissement a été plus important.

Lorsque les charges asynchrônes représentent une proportion importante des puissances installées, ces courants de

réaccélération peuvent atteindre les valeurs suivantes au niveau de la distribution, pour des perturbations de tension

de forte amplitude (creux de 80 % sur les trois tensions, correspondant à un court-circuit triphasé assez proche du

poste).

Par exemple:

. 3,5 * In, et un cos ϕ de 0,53, pour les perturbations d'une durée de l'ordre de 0,5 s.

. 5 * In, et un cos ϕ de 0,35, pour les perturbations d'une duréede l'ordre de 1 seconde.

. 6 * In, et un cos ϕ de 0,3, soit un courant égal au courant de démarrage sur chacune des phases, pour les

perturbations d'une durée de l'ordre de 1,5 seconde.

Ces valeurs peuvent être considérées comme des moyennes représentatives de la plupart des cas industriels

Ces courants de réaccélération entraînent des chutes de tension importantes dans les différents éléments constitutifs

du réseau. Dans le meilleur des cas, lorsque le réseau est convenablement dimensionné, elles ont uniquement pour

effet de prolonger la durée des réaccélérations. Mais si le réseau n'est pas conçu pour permettre ces réaccélérations,

ces courants et chutes de tension peuvent par contre provoquer le rampage , perpétuel ou non, des moteurs, avec les

conséquences thermiques correspondantes, et le déclenchement des protections électriques.

- coupures d'alimentation.

Lors des coupures brèves du réseau d'alimentation, les moteurs gardent une tension aux bornes due au flux

rémanent des rotors. Cette tension décroît exponentiellement avec la constante de temps du rotor et la fréquence

décroît comme le ralentissement.




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Défluxage des moteurs asynchrônes de puissance supérieure à 80 kW

U

Un déclenchement 20 % de Un réenclenchement

du moteur possible du moteur

en trait gras: tension moteur (défluxage rotorique)

en trait fin: référence réseau

Si la tension résiduelle des moteurs sur l'ensemble du réseau n'alimente pas un défaut polyphasé situé en amont, la

durée d'extinction des flux est de l'ordre de 1 à 2 secondes.

Lors du rétablissement de la tension d'alimentation, les flux moteur peuvent créer une tension importante, proche de

la tension nominale, et qui pourra se trouver, du fait du ralentissement des moteurs, en opposition de phase par

rapport au réseau d'alimentation.

Selon le type des machines et leur moment d'inertie, cette opposition de phase est susceptible d'apparaître au terme

de 100 à 200 ms. Outre les phénomènes de réaccélération décrits pour les creux de tension, cette resynchronisation

brutale a pour effet de provoquer des courants transitoires très élevés pouvant atteindre 12 à 15 fois l 'intensité

nominale des moteurs, pendant 10 à 20 ms.

Ceci peut avoir les conséquences suivantes:

. échauffement et efforts électrodynamiques sur les moteurs et autres éléments de réseau,

. efforts mécaniques importants, à-coups de couples essentiellement, sur les machines entraînées, les

accouplements et les réducteurs de vitesse éventuels,

. déclenchements de protections, et fusion de fusibles,

. détérioration éventuelle ou vieillissement accéléré d'actionneurs.

Dans le cas de coupures brèves sur une alimentation d'usine équipée d'un réenclencheur rapide, le réenclenchement

concerne toutes les charges de l'usine, qui s'équilibrent ainsi entre elles. Les conséquences d'un faux couplage sontalors admissibles pour les moteurs à cage dont la puissance est inférieure à 100 kW. Elles provoquent cependant un

vieillissement un peu plus rapide des moteurs.




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Par contre, en cas de coupure brève due à des permutations de sources normal/secours ou de tableaux, le

réenclenchement concerne un petit nombre de moteurs et il convient d'être très prudent. Il est alors préférable de

couper volontairement l'alimentation des moteurs pendant au moins une seconde, c'est à dire de ne pas effectuer depermutations entraînant un temps de coupure compris entre 0,1 s et 1 s, par exemple.

Nous pouvons schématiser les différentes zones de fonctionnement sur perturbation de la façon suivante:

∆U %

risque de faux couplage

100

réaccélération possible réaccélération impossible

30

nouveau point d'équilibre indépendant de t

0,1 to 1 t (s)

La durée limite au-delà de laquelle la réaccélération n'est plus possible varie en fonction de l'amplitude du creux,

mais pour plus de simplicité nos la considérerons comme indépendante du creux et égale à une valeur to

caractéristique de l'installation. Cette valeur peut atteindre plusieurs secondes si le démarrage simultané de tous les

moteurs est possible.




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4-2-3- Comportement des moteurs asynchrônes à bagues.

Il est similaire à celui des moteurs à cage pour les creux de tension de faible amplitude. Par contre, ces moteurs sont

beaucoup plus sensibles aux surintensités, et ils ne peuvent pas toujours être soumis à un démarrage direct.

La limite au-delà de laquelle le maintien du moteur sur le réseau est dangereux dépend de l'intensité admissible par le

moteur et du couple admissible par la machine entraînée. Le dépassement de cette limite entraîne un vieillissement

plus rapide du moteur, puis un risque de détérioration du moteur ou de la machine.

Nous pouvons schématiser les différentes zones de fonctionnement de la façon suivante:

∆U %

risque de faux couplage

100

surintensité, surcouple, et risque de détérioration

réaccélération possible

30

nouveau point d'équilibre indépendant de t

0,1 1 t (s)

4-2-4- Equipements à vitesse variable pour moteur à courant continu.

Les perturbations d'alimentation sur les équipements à vitesse variable se traduisent dans la majorité des installations

existantes par l'arrêt des équipements. Ces arrêts sont en règle générale dus, non pas à l'alimentation en puissance de

ces équipements, mais au contrôle et à la régulation des équipements quand ceux-ci n'ont pas été conçus à l'origine

pour être désensibilisés aux perturbations de courte durée, c'est à dire inférieures à la seconde. Le comportement desmachines est toutefois variable et il faut distinguer différents types d'équipements.

- Ponts à thyristors en mode redresseur.

Lors d'un creux de tension de faible amplitude, la régulation du pont à thyristors entraîne une augmentation du

courant qui vise à maintenir le couple sur la machine. Cette augmentation de courant due à un creux de tension de

faible amplitude peut entraîner un dépassement des valeurs admissibles par les équipements et un déclenchement

des protections de ceux-ci. La limite à ne pas dépasser dépend des coefficients de surdimensionnement, qui varientpour chaque machine. Elle est souvent supérieure à 30 % de Un.

En cas de creux de tension, l'angle d'allumage des thyristors diminue afin de maintenir constante la tension continue.

Si le creux est suffisant pour que l'allumage atteigne la butée, la tension continue devient insuffisante pour maintenir

la vitesse. Le moteur ralentit, et les consignes de régulation de vitesse et de courant se saturent. Lorsque la tension

réseau revient, il se produit une surintensité qui peut provoquer un déclenchement ou des fusions de fusibles de

protection des thyristors.




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Les zones de fonctionnement peuvent être schématisées très simplement:

∆U %

100

déclenchement ou fusion fusible

∆U1fonctionnement correct du pont

t (s)

- Pont à thyristors en mode onduleur

Dans certains cas, par exemple pour les dernières sections de sécherie des machines à papier, il peut être fait usage

de ponts réversibles qui peuvent fonctionner en récupération d'énergie. Le convertisseur permet alors par son

fonctionnement en onduleur de freiner la machine.

En cas de creux de tension tel que la tension du réseau soit inférieur à la force électromotrice délivrée par le pont de

redresseur, ce dernier fonctionne alors en génératrice, et il peut y avoir, suivant l'amplitude et la durée du creux,

défaut de commutation des thyristors, puis court-circuit dans le pont. Ce phénomène entraîne la fusion des fusibles

de protection des thyristors et parfois même la destruction des thyristors eux-mêmes.

- Ponts à diodes.

Les moteurs à courant continu alimentés par pont de diodes, avec régulation de vitesse sur l'excitation, sont trèssensibles aux creux et coupures de la tension.

En cas de creux de tension, au retour de celle-ci, l'intensité augmente sur la boucle à courant continu. La surintensité

dépend de la chute de tension, de la chute de vitesse du moteur, et de l'impédance de la boucle à courant continu. La

limite à ne pas dépasser dépend de la surintensité admissible par le moteur. Au-delà de cette limite, nous risquons un

déclenchement ou une détérioration du moteur.

4-2-5- Equipements à vitesse variable pour moteur asynchrône.

Seuls les convertisseurs de fréquence de type indirect, les plus utilisés dans l'industrie, sont abordés dans ce

paragraphe. Nous distinguerons les convertisseurs de fréquence avec, côté réseau, un pont à thyristors, entièrement

commandés, et les convertisseurs avec, côté réseau, un pont à diodes, non commandés.

- convertisseurs avec pont à thyristors:

Il s'agit principalement de montages à courant

réactance onduleur à

fréquence

variable moteur




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Les problèmes exposés précédemment dans le cas des machines à courant continu (§ 4-2-4-, premier et deuxième

alinéa) se retrouvent de façon semblable avec ce type d'équipement.

- Convertisseurs avec ponts à diodes:

Il s'agit principalement des convertisseurs de fréquence à modulation de largeur d'impulsion. Dans ce cas, le pont

d'entrée à diodes n'est pas commandable. Il y a donc risque, au retour de la tension réseau, de provoquer des

surintensités importantes préjudiciables au matériel, en sortie du pont, selon l'amplitude de la durée de la

perturbation.

En pratique, les convertisseurs à modulation de largeur d'impulsion déclenchent systématiquement sur creux de

tension ou coupure brève. Ce déclenchement est plus ou moins sélectif selon que le critère de déclenchement est la

tension du réseau ou la tension aux bornes de l'étage de filtrage, cette dernière solution étant la plus sélective. Le

niveau d'insensibilité ne dépasse généralement pas quelques dizaines de millisecondes.

4-2-6- Autres équipements

- Equipements de type informatique ou électronique.

D'une façon générale, qu'ils soient utilisés pour la gestion d'administration et de production ou qu'ils soient utilisés

pour la surveillance et le contrôle - commande des installations, tous les équipements numériques sont sensibles aux

perturbations dont l'amplitude est supérieure à 10 % de Un, c'est à dire aux creux de tension occasionnés par tous les

types de courts - circuits apparaissant dans une zone étendue du réseau alimentant le client. La seule parade est

l'installation, en tampon, d'un ensemble redresseur - batterie - onduleur.

- Actionneurs de moteurs ou de réseau

Il s'agit en règle générale de contacteurs de moteurs, mais il peut également s'agir de disjoncteurs équipés de bobines

de déclenchement à manque de tension.

Les contacteurs alimentés en tension alternative directement issue du réseau et non pourvus de bobines à accrochagemagnétique sont sensibles aux perturbations dont l'amplitude dépasse 30 à 40 % de Un, bien qu'ils puissent aussi

parfois être insensibles aux creux de 50 à 60 %.

. Si les contacteurs sont en commande 3 fils, par bouton poussoir marche - arrêt, ils tombent au cours des

perturbations et peuvent provoquer des pertes d'exploitation importantes liées notamment au temps de redémarrage.

. Si les contacteurs sont en commande 2 fils, les contacteurs tombent au cours des perturbations et remontent

instantanément, à la réapparition de la tension, avec tous les inconvénients des coupures d'alimentation décrits plus

haut.

- Dispositifs de régulation




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D'une façon générale et en dehors des équipements numériques dont nous avons déjà parlé, les équipements

traditionnels de régulation de procédé, relayage; actionneurs, capteurs, ..., sont sensibles aux perturbations

d'amplitude supérieure à 30 % de Un.

- Eclairage

Hormis un vieillissement prématuré, les lampes à incandescence et les tubes fluorescents ne sont pas affectés par les

perturbations de courte durée. Seules les lampes à décharge sont sensibles aux perturbations d'alimentation. Une

baisse de tension de l'ordre de 50 % provoque leur extinction. Leur réallumage ne s'effectue que quelques minutes

après la réapparition de la tension.

- Chaudière électrique

En cas de creux de tension, la puissance absorbée par la chaudière diminue. La régulation de la chaudière agit alors

de façon à maintenir la puissance à la valeur de consigne. Cette action a des conséquences variables suivant l'état

initial de la chaudière et ses caractéristiques de construction. Elle peut entraîner le déclenchement d'une des

protections suivantes:

. surintensité primaire,

. surintensité secondaire,

. niveau d'eau très haut, pour les chaudières à électrodes ou à jets avec panier, ou position de masque très haute, pour

les chaudières à jets avec masque,

. Protection à minimum de tension.

La protection à minimum de tension est destinée à arrêter la chaudière en cas de perte de la tension réseau. Elle est

normalement temporisée de façon à laisser passer les perturbations de moins de une seconde.

- Groupes "Ward- Léonard".

Les groupes "Ward- Léonard" sont des ensembles moteur synchrône - dynamo - moteur à courant continu, qui étaient

utilisés, avant l'apparition des redresseurs de puissance, toutes les fois qu'un moteur à courant continu était nécessaire

dans un processus de fabrication. Par exemple ils étaient, et sont encore parfois, utilisés dans les trains de laminoir.

Ils sont pratiquement insensibles aux creux de tension ou aux coupures brèves. Ils ont en effet une inertie importante

qui leur permet de garder une vitesse suffisante pendant la perturbation, et d'être repris au vol au retour de la tension.

Cependant les risques de faux couplage restent les mêmes que pour un moteur asynchrône classique.





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5 - CONTRACTUALISATION DE LA FOURNITURE D'ENERGIE

5 - 1 - VALORISATION DE L'ENERGIE DISTRIBUEE

Comme nous l'avons vu dans l'avant-propos, la coupure d'un client pendant un temps donné correspond à un coût

très supérieur au seul coût de l'énergie qui n'a pas pu être facturée au client pendant la coupure.

Les coûts suivants sont généralement pris en compte dans les études d'investissement:

- 16 F (2,4 euros) / kwh pour les coupures longues entraînant une énergie non distribuée inférieure à

30 Mwh,

- 150 F (22,5 euros) / kwh pour les coupures longues entraînant une énergie non distribuée supérieure à

100 Mwh , une interpolation linéaire assure la continuité entre ces deux valeurs,

- la puissance coupée est valorisée à 2 F (0,3 euros) / kW dans le cas général, et 4 F (0,6 euros) / kW

si elle concerne uniquement des industriels.

A titre comparatif, le coût du kwh, option "jour de pointe", heures d'hiver, très longue utilisation, est de

0,30 F (0,045 euros).

5 - 2 - GARANTIE NORMALE

Elle a été définie dans le "contrat Emeraude". Dans ce contrat il est mentionné que:

- la tension du réseau 63 kV doit rester à l'intérieur d'une plage Un ± 5%. Réciproquement, le démarrage des

moteurs d'un client ne doit pas provoquer de chute de tension supérieure à 3%,

- les creux de tension et les coupures très brèves ont une durée inférieure à une seconde,

- les coupures brèves sont les coupures d'alimentation comprises entre 1 seconde et 60 secondes. Chaque

client raccordé au réseau 63 kV, ou plus, ne doit pas en subir plus de 7 par an. Chaque client raccordé au réseau 20

kV ne doit pas en subir plus de 15 par an, en milieu urbain,

- les coupures longues sont les coupures d'alimentation supérieures à une minute. Chaque client raccordé au

réseau 63 kV, ou plus, ne doit pas en subir plus de 2 par an. Chaque client raccordé au réseau 20 kV ne doit pas en

subir plus de 5 par an, en milieu urbain,

- les taux d'harmonique autorisés sont ceux définis au § 13,

- les taux de papillotement autorisés sont ceux définis au § 213,

- les taux de déséquilibre autorisés sont ceux définis au §3.




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5 - 3 - GARANTIE SUPPLEMENTAIRE

Il a été prévu que des clients particulièrement sensibles à certains de ces phénomènes puissent demander des

conditions particulières, par exemple un nombre très faible de creux de tension de durée supérieure à 0,5 seconde.Ces conditions sont négociées au cas par cas entre le client et EDF, en fonction des investissements tels que

protections et téléactions dans les cas les plus simples, mais aussi parfois appareillage haute tension, voire même

lignes supplémentaires, qu'EDF devra installer pour satisfaire ces garanties. C'est le contrat optionnel "réseau plus".

Notons cependant que ce contrat rencontre peu de succès auprès des clients, qui préféreraient qu' EDF s'engage à

éliminer les défauts les plus courants en moins de 200 ms (voir cinquième partie § 116).

5 - 4 - MESURE CONTRACTUELLE DE LA QUALITE

Elle est réalisée par un qualimètre placé dans le poste d'alimentation du client (voir septième partie, § 6).

Bibliographie [82]



Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 1

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ANNEXE 1


COMPOSANTES SYMETRIQUES

1 - Pourquoi les distributeurs d'énergie utilisent - ils la tension triphasée ? 3

1 - 1 - Principe de l'alternateur monophasé 3

1 - 2 - Principe de l'alternateur triphasé 3

2 - Etude des lignes 4

2 - 1 - Théorie générale 4

2 - 2 - Etude du système géométriquement équilibré 6

2 - 3 - Définition des composantes symétriques 7

2 - 4 - Etude de l'impédance d'une ligne par les composantes symétriques 8

3 - Utilisation des composantes symétriques pour étudier un défaut 9

3 - 1 - Premier exemple: court circuit monophasé derrière un autotransformateur 9

3 - 2 - Deuxième exemple: court-circuit monophasé sur une ligne double 13

alimentant une charge passive

3 - 3 - Troisième exemple: erreur de déclenchement 17

3 - 4 - Utilisation du principe de superposition 19




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1 - Pourquoi les distributeurs d'énergie utilisent ils la tension triphasée ?

C'est un problème d'alternateur.

1 - 1 - Principe de l'alternateur monophasé

- le rotor est un aimant entouré par un bobinage parcouru par un courant continu. Il crée dans le circuitmagnétique qu'il forme avec l'induit une induction magnétique d'amplitude constante, mais dont la direction varie

avec sa rotation. Le flux de cette induction dans les bobines du stator fait apparaître à leurs bornes une tension

alternative V, dont la fréquence est égale au produit de la vitesse de rotation de l'inducteur par son nombre de

paires de pôles (1 sur la figure).

- Si l'induit débite sur une charge, un courant circule dans les bobines de l'induit. Ce courant crée une

induction de direction fixe, suivant l'axe yy', mais d'amplitude sinusoïdale. C'est ce qu'on appelle la réaction

d'induit. On démontre qu'elle peut se décomposer en deux inductions tournantes d'amplitude constante:

. L'une tourne dans le même sens que le rotor et à la même vitesse. Elle est déphasée par rapport à l'induction

initiale d'un angle fixe qui dépend de la nature de la charge.

. L'autre tourne en sens inverse. Elle crée un flux variable dans l'inducteur, d'où apparition de tensions parasitesqui perturbent gravement le fonctionnement de l'alternateur et dégradent son rendement.

Inducteur tournant

Induit fixe

~ Production

1 - 2 - Principe de l'alternateur triphasé

Trois bobinages sont disposés sur l'induit, de telle manière que leurs axes fassent entre eux des angles de 120°.

D'où apparition, sous l'effet de l'induction produite par l'inducteur, de trois tensions déphasées de 120° l'une par

rapport à l'autre. Si ces tensions débitent sur des charges équilibrées, les intensités sont elles aussi déphasées de

120°, et les inductions qu'elles créent dans l'inducteur forment un système de trois vecteurs de direction fixe,formant entre eux des angles de 120°, mais d'amplitudes sinusoïdales, déphasées elles aussi de 120° entre elles.

On démontre qu'un tel système est équivalent à un vecteur induction tournant dans le même sens que l'inducteur,

et d'amplitude constante. Il n'existe plus de vecteur induction tournant en sens inverse.

Les avantages de l'alternateur triphasé sur l'alternateur monophasé sont tels que tous les alternateurs sont

triphasés.

Sur les récepteurs, des avantages analogues se retrouvent, notamment sur les gros moteurs (synchrones et

asynchrones) et sur les ponts de redresseurs (ponts de Graetz).




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2 - Etude des lignes

2 - 1 - Théorie générale

Nous partons de la théorie la plus compliquée, pour ensuite la simplifier.

- Rappel de l'équation des télégraphistes

Nous considérons un élément de ligne unifilaire de longueur dx. La résistance de cet élément vaut r * dx, son

inductance l * dx, sa conductance transversale g * dx, et sa capacité transversale c * dx.

Les grandeurs r, l, g, c sont respectivement la résistance linéique, l'inductance linéique, la conductance linéique

transversale, et la capacitance linéique, c'est à dire par kilomètre, de la ligne

Les équations générales de transmission sur cette ligne sont:

dv / dx = r * i + l * di / dt (1)

di / dx = g * v + c * dv / dt

dxv v - dv

r*dx l*dx

i i - di

g*dx c*dx

- Application aux lignes triphasées

Nous retrouvons la même équation, mais les grandeurs v, i, l, r, g, c sont des matrices:

va ia

v = vb i = ib

vc ic

raa rab rac laa lab lac gaa gab gac caa cab cac

r = rba rbb rbc l = lba lbb lbc g = gba gbb gbc c = cba cbb cbc

rca rcb rcc lca lcb lcc gca gcb gcc cca ccb ccc




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dx

va va - dva

ia ia - dia

vb vb - dvb

ib ib - dib

vc vc - dvcic ic - dic

Si nous supposons que v et i sont des grandeurs sinusoïdales, la résolution de l'équation (1) donne, pour une ligne

de longueur finie, les relations suivantes entre la tension V1 et le courant I1 à l'entrée de la ligne d'une part, la

tension V2 et le courant I2 à la sortie de la ligne d'autre part:

V1 = ch (γ * x) *V2 + zc * sh (γ * x) * I

(2)

I1 = zc-1 * sh (γ * x) *V2 + ch (γ * x) * I2

avec:

γ = √ (r + j * l * ω) * (g + j * c * ω)

(r + j * l * ω)

zc =

(g + j * c * ω)

Ici, nous manipulons des fonctions de matrices carrées. Pour cela nous utilisons la propriété suivante: si unematrice carrée M peut être diagonalisée sous la forme:

M = T-1

* D * T

la fonction f ( M ) peut être mise sous la forme:

f (λ1) 0 0

f ( M ) = T-1 * 0 f (λ2) 0 * T

0 0 f (λ3)

λ1, λ2, λ3 étant les valeurs propres de la matrice M.

Pour que les équations ci-dessus puissent être utilisées simplement, il faut que r, l, g, c aient mêmes directions

propres T.

Or c'est approximativement le cas pour l et c, qui sont calculées à partir de la même disposition géométrique des

conducteurs les uns par rapport aux autres et par rapport au sol, et en utilisant des équations analogues.

Quant à r et g, elles sont éminemment variables avec l'humidité de l'air (g), et du sol (r), et on peut, en moyenne

supposer qu'elles ont mêmes directions propres que l et c, et que de plus la condition d' Heaviside est réalisée, à

savoir:

l * g = r * c




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2 - 2 - Etude du système géométriquement équilibré

Dans ce cas, les termes de la diagonale des matrices r, l, g, c, sont égaux entre eux, et les autres termes sont aussi

égaux entre eux. Ceci est réalisé, en moyenne, pour les lignes régulièrement transposées, ainsi que, de manière

plus exacte, pour les câbles souterrains disposés en trèfle. Pa r exemple, la matrice des inductances devient:

laa lab labl = lab laa lab

lab lab laa

L'équation donnant les valeurs propres s'écrit alors:

(laa - lab - λ)² * (laa + 2 * lab - λ) = 0

Les matrices possèdent alors une valeur propre double et une valeur propre simple. Elles ont donc une infinité de

couples de vecteurs propres correspondant à la valeur propre double, et un vecteur propre simple correspondant à

la valeur propre simple.

1

Le vecteur propre correspondant à la valeur propre simple est dit vecteur homopolaire 1

1

Les couples de vecteurs propres correspondant à la valeur propre double et utilisés couramment sont:

- les composantes symétriques

1 1

a² et a avec a = - 1 / 2 + j * √ 3 / 2

a a²

Elles sont bien adaptées à la description des machines tournantes (alternateurs, moteurs synchrônes et

asynchrônes), pour lesquelles les composantes directes correspondent au sens de rotation de ces machines.

- les composantes de Clarke.

1 1

-2 0

1 1

Elles sont essentiellement utilisées pour les transmissions de signaux sur les lignes à très haute tension par

courant porteur ligne: le premier vecteur est le mode interphases, dans lequel on injecte un signal entre une phase

et les deux autres mises en parallèle, et le second est le mode bifilaire, dans lequel on injecte le signal sur une

phase et on le récupère sur l'autre.

Nota: les composantes d'Edith Clarke permettent d'obtenir des matrices d'impédance diagonales pour certaineslignes en nappe.. Elles permettent aussi de décrire les phénomènes transitoires, car elle font appel à des

coefficients réels. En revanche les composantes symétriques ne sont utilisables qu'en régime périodique, et elles

ne donnent jamais de matrices diagonales pour les lignes dissymétriques.




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2 - 3 - Définition des composantes symétriques

Le passage des intensités dites naturelles, c'est à dire celles qui sont directement observables sur une ligne, aux

intensités symétriques, s'effectue de la manière suivante:

Id 1 a a² Ia

Ii = 1 / 3 * 1 a² a * Ib (3)Io 1 1 1 Ic

Id est dite intensité directe. C'est la seule qui ne soit pas nulle lorsque Ia, Ib, et Ic forment un système équilibré.

Si, dans un alternateur il n'y a que de l'intensité directe, il fonctionne dans les conditions optimales.

Ii est dite intensité inverse. Elle crée dans l'alternateur une induction tournant en sens inverse du rotor. Elle doit

rester faible, moins de 2% de l'intensité directe, faute de quoi elle occasionne un échauffement inacceptable du

rotor.

Io est dite intensité homopolaire. Elle vaut le tiers du courant qui s'écoule dans la terre, et qui est appelé courant

résiduel. Cette intensité ne crée pas de dommages dans les alternateurs, mais peut générer par induction des

surtensions gênantes pour les lignes de télécommunication proches des lignes de transport d'énergie.

Inversement, on passe des composantes symétriques aux composantes naturelles par la relation:

Ia 1 1 1 Id

Ib = a² a 1 * Ii (4)

Ic a a² 1 Io

Les mêmes relations sont utilisées pour les tensions.

Remarque: Dans l'équation 4, en régime équilibré, Id et Ia sont égales. On dit alors que l'intensité directe définie

ici est relative à la phase a. Par permutation circulaire entre les phases a, b, c, on obtient les composantes directes

relatives à la phase b et à la phase c, qui se déduisent de celles de la phase a par des rotations de 120°. De même,l'intensité inverse définie ci-dessus est relative à la phase a, et on obtient les composantes inverses relatives à la

phase b et à la phase c par des rotations de 120 °:

Ia 1 1 1 Ida

Ib = a² a 1 * Iia

Ic a a² 1 Io

Ia a a² 1 Idb

Ib = 1 1 1 * Iiab

Ic a² a 1 Io

Ia a² a 1 IdcIb = a a² 1 * Iic

Ic 1 1 1 Io




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2 - 4 - Etude de l'impédance d'une ligne par les composantes symétriques

Si nous négligeons l'admittance transversale, les tensions et les intensités de chaque extrémité de la ligne sont

liées par:

va1 va2 zaa zab zab Ia

vb1 = vb2 + zab zaa zab * Ib (5)vc1 vc2 zab zab zaa Ic

Soit S la matrice de passage des composantes naturelles aux composantes symétriques, définie dans la relation

n°3. Notons V1 le vecteur des tensions naturelles à l'extrémité 1 de la ligne, Vs1 le vecteur des composantes

symétriques à la même extrémité, etc, et cherchons à transposer en composantes symétriques l'équation n°5.

V1 = V2 + z * I

S * V1 = S * V2 + S * z * I

S * V1 = S * V2 + S * z * S-1

* S * I

Vs1 = Vs2 + S * z * S-1 * Is

Si nous posons:

3 * zaa = zo + 2 * zd

3 * zab = zo - zd

nous trouvons:

Vd1 = Vd2 + zd * Id2

Vi1 = Vi2 + zd * Ii2

Vo1 = Vo2 + zo * Io2

L'équation matricielle de la ligne se décompose, grâce aux composantes symétriques, en trois systèmes

d'équations scalaires, et la ligne peut se représenter de la manière suivante:

phase a

zd

phase b

zd

phase c

zd

terre

(zo - zd) / 3

Des relations analogues peuvent être trouvées pour les transformateurs, à condition de négliger les dissymétries

entre phases.

Si, sur une ligne, nous voulons tenir compte de l'admittance transversale, nous devons reprendre les équations

n° 2, dans lesquelles nous pouvons, par les composantes symétriques, remplacer l'équation matricielle par trois

équations normales.




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Les valeurs propres de zc s'appellent alors impédance caractéristiques directe , impédance caractéristique inverse

égale à la précédente, et impédance caractéristique homopolaire.

La partie réelle des valeurs propres de γ s'appelle constante d'amortissement, directe et homopolaire, et sa partie

imaginaire s'appelle constante de longueur d'onde.

De tels calculs peuvent s'avérer nécessaires pour des lignes dont la longueur représente une fraction notable duquart de la longueur d'onde correspondant à la fréquence du réseau, soit 1500 km pour le 50Hz. On admet

généralement que lorsque les lignes ont une longueur inférieure à 400 km, il n'est pas nécessaire de tenir compte

des grandeurs transversales pour les calculs de protection.

3 - Utilisation des composantes symétriques pour étudier un défaut

Nous mettons en équation les parties saines du réseau en utilisant les composantes symétriques, puis la partie

perturbée en utilisant les composantes naturelles. Nous relions ces équations entre elle par les relations n°3 et 4.

3 - 1 - Premier exemple: court circuit monophasé derrière un autotransformateur

Considérons le réseau suivant:

63 kV 90 kV

X •••• P

Un défaut monophasé apparaît sur une ligne 63 kV. Nous cherchons l'impédance de phase vue par la boucle

"terre" correspondante de la protection située en P, de l'autre coté d'un autotransformateur 90 kV / 63 kV, mis à

la terre par une inductance Xn.

Le schéma équivalent de l'autotransformateur est le suivant:

Schémas direct et inverse Schéma homopolaire

Zd = Zi Z1 Z2

Z3




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Le schéma homopolaire équivalent de l'ensemble autotransformateur - réactance de neutre se déduit de celui de

l'autotransformateur en posant:

Z'1 = Z1 - 3 * (k - 1) * Xn

Z'2 = Z2 + 3 * k * (k - 1) * Xn

Z'3 = Z3 + 3 * k * Xn

k étant le rapport de transformation

Le schéma de calcul est le suivant:

1 2

Zd Zds •

a

b

c T

Zd Zds

Z'1 Z'2 Zos

P

Z'3

Composantes naturelles composantes symétriques

A gauche de T, nous avons:

Ia1 = 0 Va1 inconnu

Ib1 = 0 Vb1 inconnu

Ic1 inconnu Vc1 = 0

Les composantes symétriques à droite de T sont liées aux composantes naturelles à gauche de T par:

Vd1 1 a a² Va1

Vi1 = 1 / 3 1 a² a * Vb1

Vo1 1 1 1 0

Id1 1 a a² 0

Ii1 = 1 / 3 1 a² a * 0

Io1 1 1 1 Ic1

Les composantes symétriques en P sont liées à celles situées à droite de T par:

Vd2 = Vd1 + Zd * Id1

Vi2 = Vi1 + Zd * Ii1

Vo2 = (1 + Z'2 / Z'3) * Vo1 + [(Z'1 * Z'2 / Z'3) + Z'1 + Z'2] * Io1

(2)

Id2 = Id1

Ii2 = Ii1

Io2 = (1 + Z'1 / Z'3) * Io1 + Vo1 / Z'3




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Ces composantes sont elles mêmes liées à la force électromotrice de source par:

Vd2 = E - Zds * Id2

Vi2 = - Zds * Ii2

Vo2 = - Zos * Io2

D'où, en repartant vers la gauche, et en utilisant les équations (2)

Vd1 + Zd * Id1 = E - Zds * Id1

Vi1 + Zd * Ii1 = - Zds * Ii1

[1+Z'2/Z'3] * Vo1 + [(Z'1*Z'2/Z'3) + Z'1 + Z'2] * Io1 = - Zos * [(1 + Z'1/Z'3) * Io1 + Vo1 / Z'3)]

Puis, en utilisant les équations (1) sur les tensions et les courants:

Va1 + a * Vb1 = 3 * E - (Zds + Zd) * a2 * Ic1

Va1 + a² * Vb1 = - (Zds + Zd) * a * Ic1

(Va1+Vb1) * [1+ (Z'2/ Z'3) + (Zos / Z'3)] = - Ic1 * [Zos*(1+Z'1/Z'3) + (Z'1*Z'2/Z'3) + Z'1 + Z'2]

Ce qui donne un système de trois équations linéaires à trois inconnues

Zos*(1+Z'1/Z'3) + (Z'1*Z'2/Z'3) + Z'1 + Z'2

Posons β =

1+ (Z'2/ Z'3) + (Zos / Z'3)

Nous obtenons:

Va1 + a * Vb1 = 3 * E - (Zds + Zd) * a² * Ic1

Va1 + a² * Vb1 = - (Zds + Zd) * a * Ic1

Va1 + Vb1 = - β * Ic1

d'où:

3 * Va1 = 3 * E + (Zds + Zd - β) * Ic1 (3)

3 * Vb1 = 3 * a² * E + (Zds + Zd - β) * Ic1 (4)

d'où nous tirons:

3 * (Va1 + Vb1) = - 3 * β * Ic1 = - 3 * a * E + 2 * (Zds + Zd - β) * Ic1

ce qui donne:

Ic1 = 3 * a * E / (2 * Zds + 2 * Zd+ β) (5)

De (3) et (4) nous tirons:

Va1 = E + a * E * (Zds + Zd - β) / (2 * Zd + 2 * Zds + β) (6)

Vb1 = a² *E + a * E * (Zds + Zd - β) / (2 * Zd + 2 * Zds + β) (7)

Pour obtenir les tensions et courants au point P, nous repartons vers la droite. Du coté droit de la matrice T, nous

trouvons, en appliquant la transformation (1) sur les tensions et les courants:

3 * Vd1 = E * [ 2 - (Zds + Zd - β) / (2 * Zd + 2 * Zds + β)]




12 / 24

3 * Vi1 = - a² * E * [1 + (Zds + Zd - β) / (2 * Zd + 2 * Zds + β)]

3 * Vo1 = a * E * [-1 + 2 * (Zds + Zd - β) / (2 * Zd + 2 * Zds + β)]

3 * Id1 = 3 * E / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

3 * Ii1 = 3 * a² * E / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

3 * Io1 = 3 * a * E / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

Nous obtenons alors, à partir des équations (2)

Vd2 = E * [ Zds + 2 * Zd + b] / [ 2 * Zds + 2 * Zd+ β]

Vi2 = - a² * E * Zds / [ 2 * Zds + 2 * Zd+ β]

Vo2 = -a * E * [ β * (Z'2 + Z'3) - (Z'1*Z'2 + Z'2*Z'3 + Z'1*Z'3)] / [ Z'3 * (2*Zds + 2*Zd + b) ]

Id2 = E / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

Ii2 = a² * E / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

Io2 = a * E * (1 + Z'1 / Z'3) / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

Nous repassons aux composantes naturelles, par la transformation inverse de celle de (1):

Vc2 = a * Vd2 + a² * Vi2 + Vo2

Ic2 = a * Id2 + a² * Ii2 + Io2

Vc2 = a *E *2 *Zd - β * (Z'2/Z'3) + [(Z'1*Z'2/Z'3)+ Z'2 + Z'1] / (2*Zds + 2 * Zd + β)

Ic2 = a* E * [3 + (Z'1 / Z'3) ] / (2 * Zds + 2 * Zd+ β)

L'impédance vue par la protection placée en P sur la boucle c - terre est donnée par:

Z = Vc2 / (Ic2 + 3 * ko * Io2)

soit

2 *Zd -β * (Z'2 / Z'3) + (Z'1*Z'2 / Z'3)+ Z'2 + Z'1

Z =

3 + (Z'1 / Z'3) + 3 * ko * [1 + (Z'1 / Z'3)]

Application numérique:

Les impédances sont exprimées en ohm "90 kV"

Zd = 9,7 Ω Zds = 3 Ω

Z1 = 18 Ω Zos = 5,4 Ω

Z2 = -8 Ω k = 90 / 63

Z3 = 802 Ω ko = 0,8Xn = 40 Ω

ce qui donne:

Z'1 = - 28 Ω b = 38

Z'2 = 65 Ω

Z'3 = 973 Ω

L'impédance vue par la protection est de: 9,8 Ω




13 / 24

3-2-Deuxième exemple: court-circuit monophasé sur une ligne double alimentant une charge passive

Considérons le réseau suivant:

ligne 1

• ligne 2

charge

Nous nous proposons de chercher d'une part les courants traversant la protection située en P2, et d'autre part la

distance à laquelle elle voit le défaut.

Nous pouvons modéliser le réseau de la manière suivante:

zdl * x zdl * (1 - x)

zdl * x zdl * (1 - x)

zol * x zol * (1 - x)

Id1 + Id2

E zds

Ii1 + Ii2 xm * x xm * (1 - x)

Zds

Io1 + Io2

Zos P1 a P2

zol * x zol * (1 - x)

b

zdl * x T-1 T zdl * (1 - x)

czdl * x zdl * (1 - x)

zocharge

court circuit

phase - terre zicharge

zdcharge




14 / 24

Les équations sont les suivantes:

A gauche du point 1:

Vd1 = E - zds * (Id1 + Id2) - zdl * x * Id1

Vi1 = - zds * (Ii1 + Ii2) - zdl * x * Ii1

Vo1 = - zos * (Io1 + Io2) - zol * x * Io1 - Xm * x * Io2

A droite du point 2:

Vd2 = E - zds * (Id1 + Id2) - zdl * (2 - x) * Id2

Vi2 = - zds * (Ii1 + Ii2) - zdl * (2 - x) * Ii2

Vo2 = - zos * (Io1 + Io2) - zol * (2 - x) * Io2 - Xm*x*Io1+Xm*(1-x)* Io2+Xm*(1-x)*Io2

(équations 1)

Les grandeurs naturelles entre les points 1 et 2 sont reliées aux grandeurs symétriques de part et d'autre de ces

points par les équations suivantes:

3 * Vd1 = Va + a * Vb = 3 * Vd2

3 * Vi1 = Va + a² * Vb = 3 * Vi2

3 * Vo1 = Va + Vb = 3 * Vo2

3 * Id1 = Ia + a * Ib + a² * Ic

3 * Ii1 = Ia + a² * Ib + a * Ic

3 * Io1 = Ia + Ib + Ic

3 * Id2 = - Ia - a * Ib - a² * (Ic - ID)

3 * Ii2 = - Ia - a² * Ib - a * (Ic - ID)

3 * Io2 = - Ia - Ib - Ic + ID

(équations 2)

Les équations 1 et 2 forment un système de 18 équations à 18 inconnues.

1 2

Vd1 Vd2

Id1 Va Id2

Ia

Vi1 Vi2

Ii1 T-1 Vb T Ii2

IbVo1 Vo2

Io1 Vc Io2

Ic

ID




15 / 24

Dans les équations 1, je remplace les composantes symétriques par les composantes naturelles, en utilisant les

équations 2:

Va + a * Vb = 3*E - zds * a² * ID - zdl * x * (Ia + a * Ib + a² * Ic)

Va + a² * Vb = - zds * a * ID - zdl * x * (Ia + a² * Ib + a * Ic)

Va + Vb = - zos * ID - zol * x * (Ia + Ib + Ic) - Xm * x * (-Ia - Ib - Ic + ID)

Va + a * Vb = 3 * E - zds * a² * ID - zdl * (2 -x) * (- Ia - a * Ib - a² * Ic + a² * ID)

Va + a² * Vb = - zds * a * ID - zdl * (2 - x) * (- Ia - a² * Ib - a * Ic + a * ID)

Va + Vb = - zos * ID - zol * (2 - x) * (- Ia - Ib - Ic + ID) …

- Xm * x * (Ia + Ib + Ic) + 2 * Xm * (1 - x) * (- Ia - Ib - Ic + ID)

(équations n° 3)

Je les soustrais deux à deux. Après simplification j'obtiens:

0 = a² * (2 - x) * ID - 2 * (Ia + a * Ib + a² * Ic)

0 = a * (2 - x) * ID - 2 * (Ia + a² * Ib + a * Ic) (équations n° 4)

0 = (2 - x) * ID - 2 * (Ia + Ib + Ic)

Les 3 premières équations 3 et les équations 4 forment un système de 6 équations à 6 inconnues.

J' élimine simultanément Ia et Ib, et je trouve:

(2 - x) * ID - 2 * Ic = 0

Ce qui donne les trois courants de phase:

Ic = (2 - x) *ID / 2 Ib = 0 Ia = 0

Je cherche ensuite les grandeurs symétriques à gauche du rectangle 1 (matrice T

-1

)

3 * Id1 = a² * (2 - x) * ID / 2

3 * Ii1 = a * (2 - x) * ID / 2

3 * Io1 = (2 - x) * ID / 2

puis à droite du rectangle 2 (matrice T)

3 * Id2 = a² *x * ID / 2

3 * Ii2 = a * x * ID / 2

3 * Io2 = x * ID / 2

et je vérifie que:

3 * (Id1 + Id2) = a² * ID

3 * (Ii1 + Ii2) = a * ID

3 * (Io1 + Io2) = ID

Je remplace Ia, Ib, Ic par leurs valeur dans les trois premières équations (3):

Va + a * Vb = 3 * E - a² * ID * (zds + zdl * x * (2 - x) / 2) a

Va + a²* Vb = - a * ID * ( zds + zdl * x * (2 - x) / 2) a²

Va + Vb = - ID * [ zos + ( zol * x * (2 - x) - Xm * x²) / 2] 1

J'élimine simultanément Va et Vb, et j'obtiens ID

-3 * a * E = ID * ( -2 * zds - zos - zdlx * (2 - x) - (zol * x * (2 - x) - Xm * x²) / 2) soit




16 / 24

6 * a * E

ID =

4 * zds + 2 *zdl * x * (2 - x) + 2 * zos + zol * x * (2 - x) - Xm * x²

Les courants traversant la protection sont:

- courant de phase: Icp2 = ID - Ic = x * ID / 2

- courant de terre: 3 * Iop2 = Ia - Ib - Ic + ID = x * ID / 2

L'impédance vue par la boucle de mesure phase c - terre de la protection placée en P2 est donnée par le rapport

des grandeurs mesurées en P2:

Vcp2

Zp2 = ko = (zo - zd) / (3 * zd)

Icp2 + 3 * ko * Iop2

Je pose q = Xm / zol

En reprenant le modèle, il vient:

Vcp2 = a * Vdp2 + a² * Vip2 + Vop2

= a *[Vd2 + (1-x) *zdl * Id2] + a² *[Vi2 + (1-x) * zdl * Ii2] + [Vo2 + zol * (1-x) * (1-q) * Io2]

= (a * Vd2 + a² * Vi2 + Vo2) +(1 - x) * zdl * (a * Id2 + a² * Ii2) + [zol * (1 - x) * (1 - q) * Io2]

Icp2 + 3 * ko * Iop2 = x * (ID / 2) * (zol / zdl)

Or:

a*Vd2+a²*Vi2+Vo2 = Vc2 = 0

D'où:

2 * zdl + zol - Xm

Zp2 = zdl * (1 - x) *

2 * zdl + zol


zol = 3 * zdl (ko = 0,66)

Xm = 1,2 * zdl (km = 0,4)

x = 0

Zp2 = 0,76 * zdl

Le défaut, situé à l'autre extrémité de la ligne, est vu à 76 % de la longueur de la ligne.




17 / 24

3-3-Troisième exemple

Etude de l'incident suivant:

Un transformateur 220 / 20 kV, dont le point neutre secondaire est mis à la terre par une résistance de 9 Ω,alimente une charge passive. Un amorçage entre les phases a et b au primaire de ce transformateur provoque par

erreur l'ouverture des phases b et c du départ alimentant le poste 225 kV où se trouve le transformateur . La phasea reste fermée. Quelle surtension apparaît aux bornes de la résistance de neutre?

Va

e zds X zdl X

zdt zcharge

Vb

a² *e zds X X

T zit = zdt zcharge

Vc

a *e zds X X

zot

transformateur

ko * zdl

composantes naturelles composantes symétriques

La matrice T est la matrice de passage des composantes naturelles aux composantes symétriques:

3*Vd 1 a a² Va3*Vi = 1 a² a * Vb

3*Vo 1 1 1 Vc

Les équations du système sont:

Va = e - [zds + zdL * (1 + ko)] * (Ia + Ib)=Vb

3 *Vd =Va + a * Vb + a² * Vc

=(1 + a) * Va + a²*Vc

= -a² * Va + a² * Vc

= -a²*[e - (zds + zdL* (1+ko)) * (Ia + Ib)] + a² * Vc

3*Vi =Va + a² * Vb + a * Vc=Va * (1+a²) + a * Vc

= -a * Va + a * Vc = -a * [e - (zds + zdL * (1+ko)) * (Ia + Ib)]+ a * Vc

3*Vo = Va + Vb + Vc

= 2 * Va + Vc

= 2 * [e - (zds + zdL * (1+ko)) * (Ia + Ib)] + Vc

3 * Id = Ia + a * Ib

3 * Ii = Ia + a² * Ib

3 * Io = Ia + Ib

3 * Vd = 3 * (zdt + zcharge) * Id

3 * Vi = 3 * (zdt + zcharge) * Ii

3 * Vo = 3 * zot * Io




18 / 24

La résolution de ce système d'équations donne:

3 * e

Ia = = Ib = 3/2 * Io

zdt + zcharge + 2*zot + 6*zds + 6*zdL*(1+ko)

Nous pouvons déduire Vc de:

3 * Vo = 3 *zot * Io

= zot * (Ia + Ib)

= 2 * [e - (zds + zdL*(1+ko)) * (Ia + Ib)] + Vc

d'où:

zot - zdt - zcharge

Vc = 2 * e *

zdt + zcharge + 2 * zot + 6 * zds + 6 * zdL * (1 + ko)

Calcul de la tension sur le neutre secondaire du transformateur

En fait, l'impédance homopolaire du transformateur est donnée par le schéma équivalent suivant:

j * Xo1 j * Xo2 3 * Rn

Io I'o

I''o j * Xo3 Zcharge

Rn est la résistance de mise à la terre du point neutre secondaire

Les courants Io et I'o sont liés par:

I'o = Io * j * Xo3 / (3 * Rn + j * Xo2 + zcharge + j * Xo3)

et la tension aux bornes de la résistance Rn vaut:

Vn = 3 * Rn * I'o

Application numérique (Impédances ramenées au primaire)

Zdt = j * 266 Ω Xo = j * 289 Ω

zcharge = 1265 Ω Rn = 9 * (225/20)² = 1140 Ω

zds + zdL*(1+ko) = j * 17 Ω Xo2 = - j * 24 ΩXo3 = j * 386 Ω

Nous trouvons, en volts et ampères ramenés au primaire:

Ia = Ib = 306 A Io = 204 A Vn = 74 kV

soit une tension apparaissant effectivement aux bornes de la résistance de neutre de 74 * 20 / 225 = 6,6 kV




19 / 24

3-4- Utilisation du principe de superposition

nota: ce principe peut être utilisé pour résoudre les exercices précédents

S1 S2

ca*E1 zdsl x * zdl (1 - x) * zdl zds2 a*E2

b

a²*E1 zdsl x * zdl (1 - x) * zdl zds2 a²E2

a

a*E1 zdsl x * zdl (1 - x) * zdl zds2 a*E2

Sf Ef

Rf

zosl - zdsl x * ( zol - zdl) (1-x)*(zol-zdl) zos2 -zds2

3 3 3 3

Dans un premier temps, nous considérons que le réseau est sain, et alimenté par les sources S1 et S2, où sont

appliquées les f.e.m E1 et E2. Au point de défaut F, la tension vaut Ef. Nous ne changeons pas le fonctionnement

en insérant une source Sf de f.e.m Ef en série avec une résistance de défaut Rf.

Dans un second temps, nous appliquons une f.e.m nulle à S1 et S2, et une f.e.m -Ef à la source Sf.

La superposition des deux régimes donne le régime de défaut. Dans ce régime, les f.e.m sont égales à la somme

des f.e.m des deux régimes, les tensions et les courants de même.

Dans le cas particulier où les f.e.m. E1 et E2 sont en phase, le deuxième régime donne directement les courants

de défaut.

Dans le deuxième régime, la tension en F vaut:

Vaf = - Ef + Rf * If

Ecrivons les relations entre composantes naturelles et composantes symétriques au point F:

Si ∆I est la variation du courant au point F, nous obtenons:

∆Id = ∆Ia / 3 + a² * ∆Ib / 3 + a * ∆Ic / 3 = If / 3

∆Ii = ∆Ia / 3 + a * ∆Ib / 3 + a² * ∆Ic / 3 = If / 3

∆Io = ∆Ia / 3 + ∆Ib / 3 + ∆Ic / 3 = If / 3

Vaf = Vdf + Vif + Vof

D'où la représentation ci-après, dans laquelle ces égalités sont représentées par la mise en série des réseaux

direct, inverse et homopolaire (représentation souvent utilisée dans la littérature anglo-saxonne).




20 / 24

Ligne simple

If / 3 = ∆Id = ∆Ii = ∆Io

Sf

P ∆Id1 F1 ∆Id2

zdL * x zdL *(1-x)

Vdf

zds1 zds2

S1 S2

P ∆Ii1 ∆Ii2

ziL * x ziL *(1-x)

Vif

3*Rf

zis1 zis2

P ∆Io1 ∆Io2

zoL * x zoL *(1-x)

Vof

zos1 zos2

F2

Ce schéma correspond au schéma unifilaire suivant:

F

S1 S2

P Ligne

E1 X X X X E2

X x

Le régime établi est obtenu en plaçant les f.e.m E1 et E2 aux emplacements indiqués en pointillé, la source detension Sf étant ouverte. Une tension Ef apparaît alors entre les points F1 et F2. Nous pouvons ajouter la source

de tension Sf, de valeur Ef, sans changer le fonctionnement.

On ajuste ensuite la source de tension Sf à la valeur -Ef, les sources E1 et E2 étant mises à zéro.

La superposition des deux régimes donne le régime de défaut, utilisant les composantes symétriques..

Pour obtenir les composantes naturelles, il suffit d'appliquer aux composantes symétriques la matrice

a² a 1

T-1 = a a² 1

1 1 1




21 / 24

Deux lignes en parallèle, dont l'une est consignée et mise à la terre

If / 3 = ∆Id = ∆Ii = ∆Io

Sf

∆Id1 F1 ∆Id2

zdL1 * x1 • zdL1 *(1-x1)

Vdf

zds1 • zds2

S1 S2

∆Ii1 ∆Ii2

ziL1 * x1 • zi

L1 *(1-x1)Vif

3*Rf

zis1 • zis2

∆Io1 ∆Io2

zoL1 * x1 • zoL1 *(1-x1)

Vof

zos1 • zos2

F2

Zom * x Zom * (1 - x)

ZoL2 * x zoL2*(1-x2)

•


Ligne 1

E1 X X X X E2

X x1

Ligne 2

x2

Seuls les circuits homopolaires interagissent entre eux. (voir 3ème

partie, § 2127)

Deux lignes fonctionnant en parallèle (protection placée en P1)




22 / 24

If / 3 = ∆Id = ∆Ii = ∆Io

Sf

P1 ∆Id1 F1 ∆Id2

zdL * x zdL *(1-x)

zdL'

zds1 zds2

S1 S2

P1 ∆Ii1 ∆Ii2

ziL * x ziL *(1-x)

ziL'

3*Rf

zis1 zis2

P1 ∆Io1 ∆Io2

zoL * x zoL *(1-x)

zom * x zom * (1 - x)

ZoL' * x zoL'*(1-x)

zos1 zos2

F2

Ligne 1E1 X X X X E2

x

Ligne 2

X X

Les impédances directes et inverses de la ligne saine se trouvent en parallèle avec celles de la ligne en défaut.

Une ligne formée de deux lignes pontées (protection placée en P)




23 / 24

If / 3 = ∆Id = ∆Ii = ∆Io

Sf

∆Id1 F1 ∆Id2

zdL * α zdL * x zdL *(β-x) zdL * γ

zdL'*α zdL'*β zdL'*γ

P

zds1 zds2

S1 S2

∆Ii1 ∆Ii2

ziL * α ziL * x ziL *(β-x) ziL * γ

ziL'*α ziL' * β ziL'*γ 3 *

P Rf

zis1 zis2

∆Io1 ∆Io2

zoL * α zoL * x zoL *(β-x) zoL * γ

zom * α zom * x zom * (β - x) zom * γ

zoL' * α zoL' * x zoL' *(β-x) zoL'*γ

P

zos1 zos2

F2

Ici se trouve l'exemple d'une ligne pontée aux deux extrémités et en deux points intermédiaires, le défaut se

trouvant placé entre ces deux points.

E1 X X X X E2

α x β − x γ

(α + β + γ = 1)

Deux lignes physiquement en parallèle sur une partie du trajet, mais électriquement en série ,




24 / 24

sans apport au poste intermédiaire

If / 3 = ∆Id = ∆Ii = ∆Io

Sf

∆Id1 F1 ∆Id2

zdL1 * x1 zdL1 *(1-x1) zdL2

Vdf

zds1 zds2

S1 S2

∆Ii1 ∆Ii2

ziL1 * x1 ziL1*(1-x1) ziL2

Vif

3*Rf

zis1 zis2

∆Io1 ∆Io2

zoL1 * x1 zoL1*(1-x1)

Vof

zom * α zom * β

zoL2 * x2 zoL2*(1-x2)

zos1 zos2

F2


x1Ligne 1

E1 X X X

X

α βE2 X X Ligne 2 X

x2

(ce cas ne peut se produire qu'en régime perturbé)




1

ANNEXE 10:

REGLAGE DES LIGNES A 3 EXTREMITES

1 - Les trois extrémités sont actives

1 - 1 - Détermination du réglage de la première zone

La ligne est représentée comme suit (AT < BT < CT)

A T DAC C

DAB

B

Les valeurs de réglage de première zone sont respectivement aux points A, B, C:

X1A = 0,8 * (XAT + XBT)

X1B = 0,8 * (XBT + XAT)

X1C = 0,8 * (XCT + XAT)

1 - 2 - Recherche de la possibilité de protéger la ligne correctement

La ligne n'est pas correctement protégée si certains points risquent de ne pouvoir être atteints

par la première zone d'aucune extrémité.

- première question: le point T est il vu par l'extrémité C ?

supposons que la valeur de l'impédance puisse être entachée d'une erreur de 10%, et

que la mesure fournie par le relais puisse différer de 10 % de la valeur affichée sur ce relais.

Nous sommes sûrs que le point T est vu par les extrémités A et C si:

0,9 * X1C > 1,1 * XCT ou

0,9 * 0,8 * (XCT + XAT) > 1,1 * XCT soit

XCT < 1,89 * XAT (1)

- seconde question: le point T est il vu par l'extrémité B ?




2

Par le même calcul nous trouvons:

XBT < 1,89 * XAT (2)

- troisième question: si aucune des conditions (1) et (2) n'est satisfaite, le point T est

cependant atteint par le point A. Mais ce relais atteint il tous le point qui sont situés au - delàde T et qui ne sont pas atteints par les autres relais?

Calculons

- les courants de court circuit ICCAC et ICCBC obtenus respectivement aux points A et

B quand le défaut est au point DAC, qui est situé dans la direction de C, au maximum de la

portée de la première zone de la protection située en A;

- le courants de court circuit ICCAB et ICCCB obtenus respectivement aux points A et C

lorque le défaut est situé au point DAB, qui est situé dans la direction de B, au maximum de la

portée de la première zone de la protection située en A;

acceptons l'approximation suivante: le rapport Iccac / Iccbc ne varie pas entre T et DAC, et le

rapport Iccab / Icccb ne varie pas entre T et D AB.

Sur la section TC, la première zone du relais placé en A n'atteint plus DAC, mais un

point D', défini par:

XTDAC = XTD’ * (IccAC + IccBC) / IccAC

avec XTDAC = 0,9 * X1A - 1,1 * XAT

Un défaut au - delà de D’ est vu par la première zone du relais placé en C si:

XTD’ + 0,9 * X1C > 1,1 * XTC

Le calcul donne la condition:

XAT * [2 * 0,9 * 0,8 - 1,1 + (IccBC / IccAC) * 0,9 * 0,8]

+XBT * (0,9 * 0,8) + XCT * (0,9 * 0,8-1,1) * (1+ IccBC / IccAC) > 0

En considérant la section TB, nous trouvons aussi:

XAT * [2 * 0,9 * 0,8 - 1,1 + (IccCB / IccAB) * 0,9 * 0,8]

+XBT * [2 * 0,9 * 0,8 - 1,1 - (IccCB / IccAB)* (1,1 - 0,9 * 0,8)] > 0

ou, plus simplement,

XAT * [0,34 + 0,72 * (IccBC / IccAC)] +XBT * 0,72 - XCT * 0,38 * (1+ IccBC / IccAC) > 0

(3)

XAT

* [0,34 + 0,72 *(IccCB

/ IccAB

)] +XBT

* [0,34 - 0,38 * (IccCB

/ IccAB

)] > 0 (4)




3

Lorsqu'aucune de ces conditions n'est satisfaite, la ligne ne peut pas être correctement

protégée sans un système de téléaction.

nota: Les calculs ont faits ^pour les courant de court circuit phase - terre, et pour les courants

de court circuit triphasés. Pour les courant de court circuit phase phase, le résultat est le mêmequ'avec les courants de court circuit triphasés.

1 - 3 - Réglage de la seconde zone

Calculon les courants de court circuit suivants

I’ccBA au point B, pour un défaut au point A

I’ccCA au point C, pour un défaut au point A

I’ccAC au point A, pour un défaut au point C

I’ccBC au point B, pour un défaut au point CI’ccCB au point C, pour un défaut au point B

I’ccAB au point A, pour un défaut au point B

Au point A nous choisissons la plus élevée des deux valeurs

X2A = 1,2 * [XAT + XBT * ( 1 + I’ccCB / I’ccAB )]

X2A = 1,2 * [XAT + XCT * ( 1 + I’ccBC / I’ccAC )]

Au point B nous choisissons la plus élevée des deux valeurs

X2B = 1,2 * [XBT + XAT * ( 1 + I’ccCA / I’ccBA )]

X2B = 1,2 * [XBT + XCT * ( 1 + I’ccAC / I’ccBC )]

Au point C nous choisissons la plus élevée des deux valeurs

X2C = 1,2 * [XCT + XAT * ( 1 + I’ccBA / I’ccCA )]

X2C = 1,2 * [XCT + XBT * ( 1 + I’ccAB / I’ccCB )]

Le calcul est réalisé pour les défauts phase - terre et les défauts phase - phase.

Si les courant de court circuit ne sont pas connus, nous choisissons:

au point A: X2A = 1,2 * (XAT + 2 * XCT)

au point B: X2B = 1,2 * (XBT + 2 * XCT)

at point C: X2C = 1.2 * 3 * XCT




4

2 - Une extrémité est passive

Dans ce cas, le réglage du relais sur le départ passif n'a pas lieu d'être, et nous admettons que

les premières zones des autres départs peuvent dépasser l'extrémité passive.

2 - 1 - Réglage de la première zone.

Si A et passif, X1B = X1C = 0,8 * (XBT + XCT)

Le point A risque de n'être atteint ni par le relais B ni par le relais C si les deux conditions

suivantes sont réunies:

I’ccCA

(1,1 - 0,9 * 0,8) * XBT + 1,1 * XAT * ( 1 + ) - 0,9 * 0,8 * XCT > 0

I’ccBA

I’ccBA- 0,9 * 0,8 * XBT + 1.1 * XAT * (1 + ) + ( 1,1 - 0,9 * 0,8) * XCT > 0

I’ccCA

Si B est passif, X1A = X1C = 0,8 * (XAT + XCT)

Le point B risque de n'être atteint ni par le relais situé en A ni par le relais situé en C si les

conditions suivantes sont remplies:

I’ccCB

(1,1 - 0,9 * 0,8) * XAT + 1,1 * XBT * ( 1 + ) - 0,9 * 0,8 * XCT > 0I’ccAB

I’ccAB

- 0,9 * 0,8 * XAT + 1,1 * XBT * (1 + ) + ( 1,1 - 0,9 * 0,8) * XCT > 0

I’ccCB

Si C est passif, X1A = X1B = 0.8 * (XAT + XBT)

Le point C risque de n'être atteint ni par le relais situé en A ni par le relais situé en B si les

conditions suivantes sont remplies:

I’ccBC

(1,1 - 0,9 * 0.8) * XAT + 1,1 * XCT * ( 1 + ) + 0,9 * 0,8 * XBT > 0

I’ccAC

I’ccAC

- 0,9 * 0,8 * XAT + 1,1 * XCT * (1 + ) + ( 1,1 - 0,9 * 0,8) * XBT > 0

I’ccBC

2 - 1 - Réglage de seconde zone

Les réglages sont élaborés de la même manière que précédemment, sauf sur l'extrémitépassive.




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ANNEXE 2


DETERMINATION DE L'IMPEDANCE APPARENTE ET DES REPORTS DE

CHARGE AU COUTRS DES CYCLES DE REENNCLENCHEMENT

MONOPHASES ET TRIPHASES

Ce document est la partie principale de la note D 5840 CE 96-30, même titre, incluse dans le guide de

réglage des protections.

But du document p 3

1 - DETERMINATION DU REPORT DE CHARGE 3

1 - 1 - Report de charge en cas de cycle triphasé sur un ouvrage voisin. 3

1 - 1 - 1 - Exposé du problème 3

1 - 1 - 2 - Calcul du report de charge 4 1 - 1 - 3 - Influence des limites de tension 6

1 - 1 - 4 - Influence des limites de courant 6

1 - 2 - Détermination du report de charge en cas de cycle monophasé sur une ligne voisine 8

1 - 3 - Détermination du comportement d'une ligne simple reliant deux réseaux 9

indépendants en cas de cycle monophasé sur cette ligne 9

2 - IMPEDANCE APPARENTE DU RESEAU DE TRANSPORT VUE D'UN DEPART 11

2 - 1 - Conditions d'exploitation 11

2 - 2 - Impédance vue en cas de report de charge équilibré 13

2 - 2 - 1 - Préliminaires 13

2 - 2 - 2 - Contraintes relatives au courant de transit 14

2 - 2 - 3 - Contraintes relatives aux tensions 15

2 - 2 - 4 - Superposition des contraintes. Calcul des points N1 ... N6. 16

2 - 2 - 5 - Diagrammes relatifs aux départs vers des clients 18

2 -2 - 6 - Diagrammes relatifs aux départs de centrales de production 19

2 - 3 - Impédance vue d'un départ en cas de cycle de réenclenchement monophasé sur une

ligne en parallèle 21

2 -3 - 1 - Impédance vue sur la boucle phase - terre qui subit le report de charge

21

2 -3 - 2 - Impédance vue sur une boucle phase - phase dont une phase subit le cycle de 23

réenclenchement monophasé.

2 - 4 - Impédance vue sur les boucles phase - terre saines d'un départ en cas de cycle de 24

réenclenchement monophasé sur ce départ.

3 - CONCLUSION 24

Annexe 2-1 : Détermination du courant maximal de transit en cas de report de charge triphasé. 25

Annexe 2 - 2: Fonctionnement du réseau pendant un cycle monophasé




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Bibliographie [112], [113], [114], [115]




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But du document

Suite à une réflexion menée par le groupe de travail »réglage des protections» sur la

détermination des réglages des relais de mise en route de ces protections, il est apparu nécessaire de

préciser les caractéristiques du comportement de l'impédance apparente du réseau vue par lesprotections hors période de défaut.

Les risques de mise en route intempestive les plus importants ont lieu en cas de surcharge de

l'ouvrage surveillé.

Le présent document donne des éléments de calcul permettant de déterminer l'impédance

apparente du réseau vue d'un poste du réseau de transport, notamment lorsqu'un cycle triphasé ou

monophasé se produit sur un ouvrage voisin.

1 - DETERMINATION DU REPORT DE CHARGE

1 - 1 - Report de charge en cas de cycle triphasé sur un ouvrage voisin.

1 - 1 - 1 - Exposé du problème

Il s'agit de déterminer la variation du courant de transit dans un ouvrage en cas de cycle triphasé sur

un ouvrage voisin.

La configuration de réseau la plus contraignante dans ce cas est celle que nous pouvons rencontrer

lorsque deux réseaux sont reliés par deux lignes, et lorsque la ligne dont l'impédance est la plusfaible a été déclenchée.

Chaque réseau est représenté par un générateur de Thévenin équivalent, c'est à dire par une

f.e.m. en série avec une impédance.

poste A poste B

I1 ligne 1 ZL1

EA ZAS ZBS EB

I2 ligne 2 ZL2

figure 1

EA : f.e.m. de la source A ZAS : impédance directe de la source A

EB : f.e.m. de la source B ZBS : impédance directe de la source B

ZL1 : impédance directe de la liaison 1

ZL2 : impédance directe de la liaison 2




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Notations

Les grandeurs notées en lettres majuscules sont des grandeurs complexes.

Exemple: I, Z, V, U, ... →

Lorsqu'elles sont représentées par un vecteur, par exemple AB, ce vecteur est noté AB

Les modules sont notés I, Z, V, U, AB.

Modèle de réseau utilisé

Dans la suite de ce document, nous négligeons l'influence des capacités des lignes et nous

considérons que les impédances équivalentes des éléments du réseau ont même argument.

Les deux lignes sont reliées aux deux réseaux par les mêmes nœuds électriques, qui sont notés poste

A et poste B.

Le report s'effectue de la ligne 1 sur la ligne 2.

ZL1 et ZL2 sont les impédances des deux liaisons en parallèle, ramenées au niveau de la tension de la

ligne L2. Elles sont approximativement égales lorsqu'il s'agit de deux lignes d'un même niveau de

tension en parallèle, mais peuvent être très différentes lorsqu'il s'agit d'une file de lignes sous-

tendant une ligne de tension supérieure (voir figure 2).

Nous traitons dans un premier temps le cas où, avant le défaut, les deux liaisons sont parcourues

simultanément par leurs intensités maximales respectives It1 et It2. Leurs impédances doivent alors

être dans le rapport inverse de leurs intensités maximales de transit ramenées au même niveau de

tension (voir§ 114).

ZL1 * I1 = ZL2 * I2 (1)

1 - 1 - 2 - Calcul du report de charge.

Appelons ZL12 l'impédance formée par l'ensemble des deux liaisons.

Z =ZL1* ZL2

ZL1 + ZL2L12 (2)

En fonctionnement normal, l'équation du réseau est la suivante::

EA - EB

I1 + I2 = (3)

ZAS + ZBS + ZL12

Après ouverture de la liaison 1, nous supposons que les f.e.m. des générateurs de tension n'ont pas

varié. Ceci est vrai dans les premières millisecondes. Ensuite, la variation de ces f.e.m en module et

en phase provoque une variation de l'impédance vue par les protections, mais cette variation ne peutpas conduire à un déclenchement intempestif grâce au dispositif d'antipompage.




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Appelons Ic le courant dans la ligne 2 après déclenchement de la ligne 1. Les équations du réseau

deviennent:

EA - EB

Ic = (4)

ZAS + ZBS + ZL2

Des équations (1) , (2), (3), (4) nous tirons:

Ic Ic I1 + I2 ZAS + ZBS + ZL12 ZL2

= * = *

I2 I1 + I2 I2 ZAS + ZBS + ZL2 ZL12

Posons:

Ic ZAS + ZBS ZL2

C = , x = (5) et α = (6)

I2 ZL12 ZL12

Nous trouvons:

C =x / α

1 + x

1 +(7)

où : C est le coefficient de report de charge,

x est le rapport entre l'impédance des sources et l'impédance des lignes,α est le rapport entre l'impédance de la liaison restée en service et l'impédance formée

par les deux liaisons avant déclenchement de la ligne 1

nota: lorsque les deux liaisons ont des niveaux de tension différents, il faut inclure dans la

liaison du niveau de tension le plus faible les transformateurs.

225 kV (liaison 1)

63 kV (liaison 2)

ZAS ZBS

A figure 2 B




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1 - 1 - 3 - Influence des limites de tension

Les contraintes liées à la stabilité du réseau d'une part, au respect de la coordination del'isolement des ouvrages d'autre part, nécessitent d'exploiter les réseaux 400 kV, 225 kV, 90

kV et 63 kV dans des limites de tension données, à savoir::

réseau 400 kV: Vmin = 360 kV/ 3 Vmax = 420 kV/ 3

réseau 225 kV Vmin = 200 kV/ 3 Vmax = 245 kV/ 3

réseau 90 kV Vmin = 77.8 kV/ 3 Vmax = 100 kV/ 3

réseau 63 kV Vmin = 54.4 kV/ 3 Vmax = 72.5 kV/ 3

Les valeurs maximales sont données par les règles générales d'exploitation [115]. Les valeurs

minimales sont issues du contrat Emeraude [82

] pour les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV.Pour le réseau 400 kV c'est la valeur consacrée par l'usage.

D'autre part, l'impédance de court circuit d'un réseau a une valeur minimale correspondant au

courant au courant de court circuit maximal spécifié pour ce réseau. Nous l'appellerons zsmini.

réseau 400 kV, zsmini = 3.66 Ω, pour Icc = 63 kA

réseau 225 kV, zsmini = 4.12 Ω, pour Icc = 31.5 kA

réseau 90 kV, zsmini = 1.65 Ω, pour Icc = 31.5 kA

réseau 63 kV, zsmini = 1.15 Ω. pour Icc = 31.5 kA

Nous obtenons alors, pour le report de charge C, un majorant, en posant:

ZL1 4 * (Vmax² - Vmin²)

ZAS + ZBS < * ( + ZL2² - ZL2) + 2 * Zsmini (10)

ZL1 + ZL2 I2²

Et en utilisant les formules (5), (6), (7) où ZAS + ZBs est remplacée par la valeur ci-dessus.

La justification est donnée dans l'annexe A2 - 1

1 - 1 - 4 - Influence de la limitation de courant de transit.

Nous avons étudié le cas où le courant maximal admissible de chaque ligne est dans le

rapport inverse de celui des impédances. Dans ce cas, lorsque les lignes fonctionnent en

parallèle, elles atteignent en même temps leur courant maximal. Il est alors suffisant de

remplacer dans la formule précédente le courant I2 par le courant maximal It2. Mais dans la

réalité les lignes diffèrent de cette situation idéale. Nous distinguons deux cas:




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- cas n° 1

La ligne 1 est parcourue par le courant maximal It1, et la ligne 2 par un courant I2 inférieur au

courant maximal It2. C'est par exemple le cas lorsque la ligne L2 est plus longue que la ligne

L1, et que ses conducteurs ont une section supérieure. Nous avons alors:

It1 ZL1 It1 ZL1

* = 1 ; * < 1

I2 ZL2 It2 ZL2

Après report, la ligne 2 est parcourue par:

It1 ZL1

Itc = C * I2 = C * * * It2 = Céquivalent * It2 (11)

It2 ZL2

C_équivalent est plus faible que C. Lorsque les deux lignes appartiennent au même niveau de

tension, C peut dépasser 2, mais C équivalent reste généralement inférieur à 2.

- cas n° 2

La ligne 1 est parcourue par un courant I1 inférieur à son courant maximal It1, et la ligne 2 est

parcourue par son courant maximal It2.

La formule Itc = C * It2 convient. Mais comme ce cas correspond généralement à ZL2 < ZL1,

le coefficient C est généralement très inférieur à 2 pour des lignes appartenant au même

niveau de tension.

Prenons un exemple numérique:

Nous considérons deux lignes 225 kV en parallèle. La première a une impédance ZL1 = 5

Ω et son courant maximal It1 est 1000 A. La seconde a une impédance ZL2 = 8 Ω et un

courant It2 = 1200 A. Les impédances de source ont la même valeur: ZAS = ZBS = 20 Ω.

Quand le courant de la ligne 1 est de 1000 A, celui de la ligne 2 est 625 A

La formule (7) du § 112 nous donne C = 2,333.

L' application de la formule (11) du § 115 donne: C équivalent = 2,333 * 0,52 = 1,21

D'où It = 2,333 * 625 = 1,21 * 1200 = 1456 A

Réciproquement, si nous inversons les rôles des lignes 1 et 2, nous trouvons: C = 1,555

Mais le courant initial de la ligne saine est, dans ce cas, 1000 A, et le courant calculé après

report est:

Itc = 1,555 * 1000 = 1555 A




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1 - 2 - Détermination du report de charge en cas de cycle monophasé sur une ligne

voisine.

Sur le réseau EDF, le réenclenchement monophasé se pratique exclusivement sur les réseaux

400 kV et 225 kV.

Nous étudions ici le cas de deux lignes identiques uniquement. L'étude de cette configuration

a été réalisée dans l'étude [112], dont une partie est reprise dans l'annexe 2 - 2

L'utilisation des conclusions de cette étude conduit à des calculs trop lourds pour pouvoir être

utilisés pour la détermination des réglages. C'est pourquoi nous utilisons l'approximation

suivante:

Soit koL le coefficient de terre de chacune des lignes, supposé identique, et kom le coefficient

d'inductance mutuelle homopolaire entre ces lignes.

Soit ko_liaison le coefficient de terre de la liaison complète entre les deux sources Ea et Eb

(voir fig 1), et kom_liaison le rapport entre l'impédance mutuelle Zom entre les deux lignes et

l'impédance directe de la liaison complète.

Si le hasard veut que la relation suivante soit vérifiée:

kom_liaison

ko - kom = ko_liaison + voir annexe 2 - 2, § 3 - 2

2

nous trouvons, en reprenant les formules données dans la note en référence, et en appelant Cle coefficient de report de charge triphasé:

Ia2 Ia2 est le courant de la phase a sur la ligne 2 après report de charge

= C

It

Ib2 1 (ko - kom) * (3 - 2 * C) + 1 √ 3 Ib2 est le courant de la

= - * - j * phase b sur la ligne 2

It 2 ko - kom + 1 2 après report de charge

Ic2 1 (ko - kom) * (3 - 2 * C) + 1 √ 3 Ic2 est le courant de la

= - * + j * phase c sur la ligne 2

It 2 ko - kom + 1 2 après report de charge

Ir2 2 Ir2 est le courant résiduel

= (C - 1) * (3 - ) sur la ligne 2

It ko - kom + 1 après report de charge

(12)




9 / 28

Un calcul d'erreur montre que ces formules conduisent à des erreurs acceptables lorsque les

valeurs de kos, ko, kom restent à l'intérieur du domaine des valeurs habituellement

rencontrées, à savoir:

0,25 < k oL - k om < 0,60

0 < k os < 2 / 31 < C < 2

Les formules donnant Ib2c et Ic2c montrent que ces valeurs varient peu pendant un report de charge

monophasé.

Une analyse qualitative des formules trouvées dans la note [112] nous conduit à admettre que

les variations d'angle de phase introduites par les arguments des différentes impédances peuvent être

négligées.

En conclusion, en cas de report de charge entre deux lignes identiques, le coefficient de report de

charge monophasée est voisin de C.

1 - 3 - Détermination du comportement d'une ligne simple reliant deux réseaux indépendants

en cas de cycle monophasé sur cette ligne.

L'étude complète a été référencée dans la note [112]. Dans cette étude il apparaît que si le coefficient

de terre kos de chacune des sources, ainsi que le coefficient de terre koL, sont égaux à 2 / 3, les

courants circulant sur les phases saines Ib1c et Ic1c après ouverture de la phase a sont liés aux

courants Ib et Ic, qui circulaient lorsque le réseau était équilibré, par les relations suivantes:

Ib1c + koL * Ir1c = Ib1 = a² * ItIc1c + koL * Ir1c = Ic1 = a * It

It est le courant direct de transit avant ouverture de la phase a.

Ir1c est le courant résiduel circulant après ouverture de la phase a.

Nous tirons de ces équations, en remarquant que Ir1c = Ib1c + Ic1c:

1 3 3 3

Ib1c = (- - j * ) * It = (- - j * ) * It

2 * ( 1 + 2 * koL) 2 14 2

1 3 3 3

Ic1c = (- - j * ) * It = (- + j * ) * It

2 * ( 1 + 2 * koL) 2 14 2

It 3Ir1c = - = - * It

1 + 2 * koL 7




10 / 28

Si les coefficients kos et kol restent égaux, mais prennent des valeurs différentes de 2 / 3, la

note [112] montre que les égalités suivantes restent correctes:

1 3

Ib1c = (- - j * ) * It

2 * ( 1 + 2 * koL) 2

1 3

Ib1c = (- + j * ) * It

2 * ( 1 + 2 * koL) 2

It

Ir1c = - 1 + 2 * koL

Nous constatons que lorsque kol varie de 0,4 à 1, les rapports Ib1c / It et Ic1c/It varient de

0,91 à 0,88 . Ce cas n'est jamais contraignant




11 / 28

2 -IMPEDANCE APPARENTE DU RESEAU DE TRANSPORT VUE D'UN DEPART.

2 - 1 - Conditions d'exploitation

Ces conditions déterminent les situations dans lesquelles la ligne est susceptible de se trouver, et

pour lesquelles les protections ne doivent ni émettre de déclenchement intempestif, ni êtreverrouillées par leur dispositif antipompage.

C'est l'organisme chargé de la conduite des réseaux, CRES ou CNES, qui doit définir ces situations,

aussi bien pour les reports à l'intérieur d'un même niveau de tension que pour les reports d'un niveau

de tension sur un niveau inférieur.

Les contraintes usuelles concernant les reports de charge à l'intérieur d'un même niveau de tension

sont de nature différente d'un niveau de tension à l'autre.

-

réseau 400 kV. Les protections doivent être insensibles à:

. un fonctionnement en limite supérieure dans le domaine de surcharge «10 minutes hiver 2» ,seuil

noté Is3 - H2 (voir 4ème partie § 11),

. un cycle de réenclenchement monophasé sur une ligne voisine, alors que la ligne fonctionnait

précédemment en limite supérieure du domaine de surcharge «20 minutes - hiver 2», seuil noté Is1 -

H2,

. un cycle de réenclenchement monophasé sur une ligne voisine, alors que la ligne fonctionnait

précédemment en limite supérieure du domaine de surcharge «10 minutes - intersaison», seuil noté

Is2- Intersaison.

Ces conditions sont explicitées dans la note [113]

.

- réseau 225 kV

. un cycle de réenclenchement triphasé ou monophasé sur une liaison voisine, alors que la ligne

fonctionnait précédemment à l'IMAP «hiver 2»,

. un fonctionnement en limite supérieure de la zone de surcharge «20 minutes, hiver 2», seuil noté

IS3, H2.

- réseau 90 kV ou 63 kV

Les surcharges ne sont pas admises sur ces lignes. Le système gère le réseau en conséquence, en

limitant à l'IMAP les reports de charge. Nous prenons une marge de sécurité de 15% sur la valeur de

l'IMAP. Les protections doivent donc être insensibles à 1,15 * IMAP hiver 2.

Cependant, le maintien du courant à une valeur inférieure à IMAP est parfois obtenu grâce à des

protections de débouclage ampèremétriques (voir 5ème partie, §33). Pour ne pas perturber le

fonctionnement de ces protections, les protections de distance doivent alors être insensibles à un

cycle de réenclenchement sur une liaison voisine parcourue par l'IMAP.




12 / 28

- cas particuliers

. Lorsqu'un client est alimenté en antenne par deux lignes en parallèle, chacune d'elles doit, en

principe, pouvoir supporter indéfiniment le report de charge en cas de déclenchement de l'autre

ligne. Mais le client a pu aussi se doter d'automatismes de délestage pour se prémunir contre cette

situation, ce qui permet de charger chacune des deux lignes à l'IMAP. Afin de laisser à cesautomatismes le temps de fonctionner, les protections contre les court circuits doivent laisser passer

la surcharge. Les protections doivent alors être insensibles à IMAP ligne 1 + IMAP ligne 2.

. Les liaisons d'évacuation des groupes de production sont généralement en antenne, et ne subissent

pas de report de charge. Le courant est limité par la puissance active maximale que la centrale peut

fournir, ainsi que par sa puissance apparente maximale (voir § 226).




13 / 28

2 - 2 - Impédance vue en cas de report de charge équilibré.

2 - 2 - 1 - Préliminaires

Considérons une ligne joignant deux postes A et B. Seules les grandeurs directes sont

présentes.poste A poste B

EA Zas Zbs EB

Ligne ZL

fig 3

Soient:

- I l'intensité directe transitée par la ligne;

- VA et VB respectivement les tensions directes, égales aux tensions simples,

mesurées aux postes A et B.

L'impédance vue du poste A sur la ligne est le rapport ZA = VA / I. Elle est représentée sur le

diagramme ci-dessous par le vecteur AM.

L'impédance vue du poste B sur la ligne est le rapport ZB = VB / I. Elle est représentée sur lediagramme ci-dessous par le vecteur BM.

Le rapport AM / BM représente aussi bien le rapport des tensions directes que le rapport des

impédances directes:

AM / BM = ZA / ZB = VA / VB

X

B ZB

ZL

M figure 4

ZA

A

θ θ = argument des impédances du réseau




14 / 28

2 - 2 - 2 - Contraintes relatives au courant de transit.

Le courant au point A ne peut pas dépasser une valeur Imax, qui dépend des caractéristiques

de la ligne, de son appareillage d'extrémité, et des conditions d'exploitation évoquées au § 21.

Comme la tension ne peut pas être inférieure à Vmin, le module de l'impédance ne peut pas

être inférieur à:

Vmin Vmin | Zt |

Z = = = (4)

Imax C * It C

It est le module du courant de transit maximal avant report de charge, Imax celui du courant

maximal circulant dans la ligne après report de charge, et C le coefficient de report de charge

correspondant.

Le point représentatif de l'impédance ne peut jamais se trouver à l'intérieur d'un cercle quenous appellerons C1. Son centre est A, son rayon est Vmin / Imax.

Au point B nous pouvons faire la même constatation. Or nous avons vu au § 221 que

l'impédance vue du point B est représentée par le vecteur BM.

Le point représentatif de l'impédance doit donc être aussi à l'extérieur du cercle C2, de centre

B et de rayon égal à celui de C1.

.

Exemple: ligne 225 kV

Vmin = 200 kV / 3 Vmax = 245 kV / 3

ZL = 25 Ω Imax = 2000 A

Sur le graphique, 1 cm = 20 Ω

X

B

ZL

A R

figure 5




15 / 28

2 - 2 - 3 - Contraintes relatives aux tensions

Nous avons vu au § 113 que, pour chaque niveau de tension, les tensions mesurées dans les

postes doivent se situer à l'intérieur d'une plage limitée par les valeurs Vmin et Vmax définies

dans ce paragraphe.

Supposons que la tension en B soit minimale, et que la tension en A soit maximale. Nous

avons (voir 3ème partie, § 21113):

Vmin BM =

Vmax AM

Le lieu de M est un cercle C3 de centre Ω3 et de rayon R, définis par:

→ → Vmax²AΩ3 = ZL * (1)

Vmax² - Vmin²

Vmin * Vmax

R = ZL * (2)

(Vmax² - Vmin²)

De même, si la tension en B est maximale, et si la tension en A est minimale, le lieu de M est

un cercle C4 de même rayon, et dont le centre est défini par:

→ → Vmin²

AΩ4 = ZL * (3)

Vmin² - Vmax²

Le point représentatif de l'impédance ne peut se situer qu'à l'extérieur de ces cercles.

En reprenant l'exemple précédent nous obtenons:

cercle C3Ω3

B

A

Ω4

cercle C4




16 / 28

2 - 2 - 4- Superposition des contraintes relatives aux tensions et aux courants

La zone de transit se trouve à l'extérieur de l'enveloppe des 4 cercles

X

Cercle C3

Ω3

cercle C2

N4

N2

B N3

N6 R

A

N1

Cercle C1 N5Ω4

cercle C4

figure 7

Pour qu'une protection ne risque pas de fonctionner intempestivement, il faut que sa zone demise en route, et, s'il y a lieu, sa zone d'antipompage, se trouvent entièrement à l'extérieur des

4 cercles. Pour cela il suffit généralement de vérifier que les points d'intersection des 4 cercles

se trouvent à l'extérieur de la mise en route et s'il y a lieu , de la zone d'antipompage. Ces

points sont:

Points N1 et N2 : intersections du cercle C1 et du cercle C2

Points N3 et N4 : intersections du cercle C2 et du cercle C3

Points N5 et N6: intersections du cercle C1 et du cercle C4.

Nous allons déterminer l'affixe de ces points.




17 / 28

2 - 2 - 4 - 1 - Points N1 et N2

N2

B

α

ϕ ΑΝ1

figure 8

→ j(ϕ - α)

AN1 = [Vmin / C * It)] * e avec cos α = ( ZL / 2) / (Vmin / C *

It)

→ j(ϕ + α)

AN2 = [Vmin / (C * It)] * e " " "

2 - 2 - 4 - 2 - Points N5 et N6

Nous obtenons par résolution du triangle A Ω4 N5

AΩ4² + AN5² - 2 * AΩ4 * AN5 * cos γ = Ω4N5²

soit, à partir de (4) du § 222 et (2) du § 223: B

N6

A

ϕ

γ N5

Ω4




18 / 28

Vmin4 Vmin² ZL * Vmin² Vmin ZL ² * Vmin² *Vmax²

ZL² * + - 2 * * * cos γ =(Vmax²-Vmin²)² (C * It)² Vmax ²-Vmin² C * It (Vmax² - Vmin²)²

d'où:Vmax² - Vmin ² ZL * C * It

cos γ = -

2 * ZL * Vmin * C * It 2 * Vmin

et:

→ j * (ϕ + γ )AN5 = - [Vmin / (C * It) ] * e

→ j * (ϕ - γ )AN6 = - [Vmin / (C * It)] * e

2 - 2 - 4 - 3 - Points N3 et N4

L'angle γ a la même valeur qu'au § précédent.

Ω3

N4

B γ

N3

ϕ A

figure 10

→ j * (ϕ - γ )AN3 = ZL + [Vmin / (C * It) ] * e

→ j * (ϕ + γ )AN4 = ZL + [Vmin / (C * It) ] * e

2 - 2 - 5 - Alimentation d'un client

Le diagramme d'impédance se réduit au cercle C1 centré sur A et de rayon:

ρ = VA min / Itc, c'est à dire généralement Vmin / (2 * It)




19 / 28

2 - 2 - 6 - Liaison centrale - poste

La condition " P < Pmax" peut s'écrire: 3 * Vmin * I * cos α < Pmax,

α étant le déphasage entre la tension et le courant à la sortie de la centrale.

Or V / I = Z D'où: 3 * (V² min / Z) * cos α < P max

Ou encore: 3 * (V² min / P max) * cos α < Z

L'impédance complexe Z = r + j * x correspondant à un transit normal est définie par:

r = Z * cos α > 3 * (Vmin² / Pmax) * cos² α

x = Z * sin α > 3 * (Vmin² / Pmax) * cos α ∗ sin α

r > (3 / 2 ) * (V² min / P max ) * ( 1 + cos ( 2 * α))

x > (3 / 2 ) * (V² min / P max ) * ( sin ( 2 * α))

C'est l'équation d'un cercle de centre c situé sur l'axe des R, passant par l'origine, et de rayon:

ρ = (3 / 2 ) * (Vmin² / P max )

La condition S < Smax devient: Umin² / Smax = Zmin = 3 * Vmin² / Smax

C'est un cercle centré sur l'origine.

La condition sur les tensions reste vraie. De plus, le transit a toujours lieu de A vers B.

Cas n° 1: Impédance vue par la protection située coté groupe.

Vert: cercles C3 et C4

Rose: cercle Smax

Rouge: cercle Pmax

Jaune: image de la ligne

Zone des points de fonctionnement

N1

B

A c

N2

Figure 11




20 / 28

La zone de fonctionnement normal est située à droite des 4 cercles et de l'image de la ligne.

Les affixes des points d'intersection des cercles Smax et Pmax sont:

3 * Vmax² j * Arc cos (Pmax / Smax) 3 * Vmax² - j *Arc cos (Pmax / Smax)N1 = * e N2 = * e

Smax Smax

Généralement Pmax / Smax = 0,8

Cas n° 2: Impédance vue par la protection située au poste d'évacuation

Vert: cercles C3 et C4

Rose: cercle SmaxRouge: cercle Pmax

Jaune: image de la ligne

Zone des points de N3

fonctionnement

c B

A

N4

Figure 12

Le cercle Pmax passe par le point B. Son centre c se trouve sur une horizontale passant par B.

La zone de fonctionnement normal est située à gauche des 4 cercles et de l'image de la ligne.

Les affixes des points N3 et N4 se déduisent de celles deN1 et N2 de la figure précédente par

une symétrie autour de l'origine et une translation égale à l'impédance de la ligne:

N3 = - N1 + ZL

N4 = - N2 + ZL




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2 - 3 - Impédance vue d'un départ en cas de cycle de réenclenchement sur la phase a

d'une ligne en parallèle

2 - 3 - 1 - Impédance vue sur la boucle phase - terre qui subit le report de charge.

L'impédance utilisée pour les mesures de distance sur la boucle a - terre est donnée par:

Za =Va

Ia + koL * Ir

D'autres impédances peuvent être utilisées pour la mise en route, mais alors les calculs de

réglage doivent être réalisés en transposant ces impédances, de manière à ce que chaque

caractéristique soit tracée dans le plan d'impédance défini ci-dessus. Ces transpositions sont

explicitées pour chaque type de protection dans l'annexe 6.

D'après l'approximation définie au § 1-2, nous avons:

3 * (koL - kom) + 1

Ia2c + koL * Ir2c = C * It + koL * (C - 1) * * It

koL - kom + 1

Nous appelons C' le coefficient de report de charge sur le courant Ia + koL * Ir

Ia2c + koL * Ir2c

C' = (1)

It

It est le courant de transit avant le cycle de réenclenchement;

3 * (koL - kom) + 1

d'où C' = C + koL * (C - 1) *

koL - kom + 1

Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit après report ont alors pour rayon:

Vmin

=C'L

|Z'| =Ia2c + ko * Ir c2

Zt

Zt étant l'impédance de transit avant l'apparition du cycle de réenclenchement monophasé.

Les cercles C3 et C4 demeurent inchangés.

Les intersections des cercles C'1, C'2, C3, C4 sont situées aux points N'1, N'2, N'3, N'4, N'5,

N'6. Leurs affixes sont obtenus de la même manière que ceux des pointsN1, ... N6, en

remplaçant, dans les formules vues au § 224, C par C' .




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X

Cercle C'3

Ω∋3

cercle C'2

N'4

N'2

B N'3

N'6 R

A

N'1

Cercle C'1 N'5

Ω'4

cercle C'4

figure 13

Le point représentatif du transit se trouve à l'extérieur de l'enveloppe des 4 cercles, et la

caractéristique de mise en route de la protection se trouve à l'intérieur. Généralement la

caractéristique d'antipompage n'est pas prise en compte en cas de cycle de réenclenchement

monophasé.




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Exemple numérique

Nous reprenons le premier tableau du § 113, et nous ajoutons les valeurs de Ir2c / It et C'

calculées avec koL = 2 / 3, et koL - kom = 0,4

longueur (km) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Report de

charge pour

ZAS=ZBS=7,5 Ω

Icc en A

C

Ia2c / It

C'

34,6

2

0,65

2,43

28,8

1,83

0,55

2,20

26,4

1,71

0,48

2,05

25

1,62

0,44

1,97

24

1,55

0,41

1,91

23,1

1,5

0,39

1,86

22,4

1,45

0,37

1,82

21,8

1,41

0,35

1,79

21,3

1,38

0,34

1,75

20,9

1,35

0,33

1,73

20,5

1,33

0,32

1,71

Report de charge

pour

ZAS=ZBS = 10 Ω

Icc en A

C

Ia2c / It

C'

23,1

2

0,65

2,43

21,6

1,87

0,58

2,25

20,4

1,77

0,51

2,13

19

1,69

0,47

2,05

18,3

1,62

0,44

1,97

17,8

1,57

0,42

1,93

17,3

1,53

0,40

1,89

16,9

1,49

0,38

1,85

16,6

1,45

0,37

1,82

16,3

1,42

0,35

1,80

16

1,4

0,34

1,78

2 - 3 - 2 - Impédance vue sur les boucles phase - phase.

Le courant, calculé dans le cadre des approximations du § 12, vaut, d'après les formules (12):

Ia2c - Ib2c = j * 3 * It

où It prend la valeur Itmono, qui est le courant de charge maximal avant défaut pour lequel un

cycle de réenclenchement monophasé ne doit pas provoquer la mise en route de la protection.

La boucle b - c n'est pas perturbée.




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2 - 4 - Impédance vue des boucles phase - terre saines en cas de cycle de réenclenche-

ment phase a sur la ligne.

L'impédance utilisée pour les mesures de distance sur les boucles b - terre et c - terre sont

données par:

Vb1c Vb1c=Zb1 = (voir § 13)

Ib1c + koL * Ir1c Ib1

Vb1c Vb1c

Zc1 = =

Ib1c + koL * Ir1c Ib1

Ces impédances sont peu modifiée par le cycle de réenclenchement , car Vb1c et Vc1c sont

respectivement peu différents de Vb et Vc (variation due au courant homopolaire).

Les impédances utilisées pour la mise en route, lorsqu'elles sont différentes de Zb1 et Zc1,

peuvent être modifiées de manière plus importante, mais les études au cas par cas des

protections montrent que ce cas de réseau est toujours moins contraignant que celui vu au § 23

3 - CONCLUSION

L'ensemble des résultats établis dans cette note est destiné à être utilisé pour le calcul

des réglages des mises en route et des dispositifs antipompage des protections de distance.

Chacune d'elles fait alors l'objet d'une étude spécifique, qui permet en particulier de

déterminer si les cycles de réenclenchement monophasé sont plus contraignants que les cycles

de réenclenchement triphasés. L'étude complète est faite dans des notes spécifiques à chaque

protection, résumée dans l'annexe 6.

En effet, chaque protection a un comportement particulier vis à vis de ces types de

fonctionnement, qui dépend des grandeurs d'entrée, des impédances utilisées pour leur mise

en route, de la détection du courant homopolaire (relais fixe ou à pourcentage), et de la

conception de leur système antipompage.

Ces différences induisent un nombre important d'erreurs dans le réglage des protections. Pour

cette raison il s'est avéré utile de développer un programme interactif proposant, pour chaque

type de protection de distance utilisée sur le réseau EDF, les réglages adaptés à sa positiondans le réseau. Ce programme se nomme PARAPLUIE (programme d'aide au réglage des

appareils de protection de ligne utilisant l'impédance électrique)




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ANNEXE 2-1

Courant de transit maximal en cas de report de charge équilibré

Nous recherchons une valeur maximale pour un coefficient de report de charge d'une ligne endéfaut (ligne 1) sur une ligne parallèle (ligne 2), en prenant en compte le courant circulant

dans chacune des lignes avant le défaut, et les valeurs extrêmes de la tension dans les postes

du réseau. Les hypothèses sont celles du § 11.

Nous avons vu que, pour un transit donné et une ligne donnée, le coefficient de report de

charge augmente lorsque les impédances de source augmentent. Or les valeurs de ces

impédances doivent rester inférieures à un seuil donné, faute de quoi, pour un courant de

charge donné, les tensions ne pourraient pas rester à l'intérieur de la plage définie au § 113.

Pour évaluer la valeur maximale des impédances de source, nous utilisons le modèle suivant:

E1

O A EE2

zsmini zsminiIt1

It2A1 B B1

VO VA1 VA VH VB VB1 VE

ZL2

ZZ

Z L1

AA1 BB1

figure 1

Ce schéma se déduit de la figure 1 du § 111, en séparant les impédances de source en deux

parties:

- les impédances zsmini correspondent au courant maximal de court circuit du niveau

de tension considéré, et apparaissent dans les postes très importants. Nous nommons ces

postes A1 et B1.

- les impédances ZAA1 et ZBB1 représentent les liaisons entre ces postes et les départs

des lignes considérées, qui peuvent être situées dans d'autres postes.

Les tensions doivent se situer entre Vmin et Vmax dans les postes A1, A, B, et B1.




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VA

VB

Vmax

Vmin

VO

VE

H

N

=E1

= E2

VA1

VB1figure 2

It

Diagramme des tensions apparaissant sur la figure 1

Les impédances sont supposées avoir le même argument. Sur la figure, c'est l'angle entre

VA - VB et It. Les points représentatifs de la tension sont alors alignés.

Plus l'impédance de source est élevée, plus le report de charge est important. Nous

considérons alors que, pour avoir l'impédance de source la plus élevée possible, la tension en

A et B est Vmin, et la tension en A1 et B1 est Vmax.

Notons que:

VA - VB = ZL1 * It1 = ZL2 * It2, d'où It1 = ZL2 * It2 / ZL1 (1)

Dans le triangle N H VA nous avons:

NH ² = VA² - (ZL2 * It2 / 2)² = Vmin² - (ZL2 * It2 / 2)²

Dans le triangle NHVA1 nous avons:

(VA1 - VB1) / 2 ² = VA1² - NH² = Vmax² - Vmin² + (ZL2 / 2) * It2²

Posons VA1 - VB1 = ∆V

∆V = 2 * Vmax² - Vmin² + (ZL2 / 2)² * It (2)

Nous avons aussi

∆V = (It1 + It2) * (ZAA1 + ZBB1) + It2 * ZL2 (3)




27 / 28

La valeur de la tension entre O et E est:

VOE = ∆V + 2 * zsmini * (It1 + It2) (4)

Or ZAA1 + ZBB1 , de (1), (2), (3), satisfait à:

∆V = (ZAA1 + ZBB1) * It2 * (1 + ZL2 / ZL1) + ZL2 * It2

= 2 * Vmax² - Vmin² + (ZL2 / 2)² * It²

ou:

* (ZL1

ZL1 + Z L2

- Z L2 )4 * (V²max - V²min)

It2²

+ Z ²L2Ζ ΑΑ1+ Ζ ΒΒ1=

(5)

L'impédance totale de source vaut alors:

ZAS + ZBS = ZAA1 + ZBB1 + 2 * zsmini

* (4 * (Vmax² - Vmin²)

It2²

ZL1

ZL1+ Z L2+ Z L2

²- Z L2 )Z + Z = 2 * zsmini +AS BS

Nous reportons cette valeur dans la formule (7) du § 112 pour obtenir le coefficient de reportde charge C.

Exemple n° 1: lignes identiques 400 kV, 60 Ω soit environ 200 km, It = 2000 A.

La valeur maximale de l'impédance de court circuit est: ZAS + ZBS = 46,56 Ω

La valeur maximale du coefficient de report de charge est alors: C =1,43

Exemple n° 2: lignes identiques 225 kV, 15 Ω soit environ 50 km, It = 2000 A.

La valeur maximale de l'impédance de court circuit est: ZAS + ZBS = 32,76 Ω La valeur maximale du coefficient de report de charge est alors: C = 1,31

Exemple 3: ligne 225 kV, 15 Ω, It1 = 2 kA, en parallèle avec une

liaison 63 kV, I’t2 = 1 kA, Z = 8,5 Ω, soit une impédance ZL2 = 107,14 Ω

La valeur maximale de l'impédance de court circuit est: ZAS + ZBS = 67,96 Ω

La valeur maximale du coefficient de report de charge est alors: C = 3,77




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ANNEXE 2-2

Calcul des courants apparaissant pendant un cycle de réenclenchement monophasé.

Cette annexe est un extrait de la note [112] de Henri Chorel

Lors d'un cycle de réenclenchement monophasé sur une ligne du réseau de transport, des

déséquilibres apparaissent sur les courants de charge de la ligne en cycle et des lignes

voisines. Ces déséquilibres sont susceptibles d'entraîner des fonctionnements anormaux des

protections contre les court circuits lorsque les charges sont importantes.

Pour évaluer le risque de mauvais fonctionnement de ces protections et déterminer leurs

réglages, il est nécessaire de connaître les valeurs des courants et tensions qui leur sont

appliqués lorsqu'une phase du réseau est ouverte.

La présente note a pour objet d'établir les formules générales permettant le calcul des courants

et des tensions en fonction du courant de charge équilibré précédent l'ouverture d'une phase,

dans le cas simple d'un réseau schématisé par un générateur et un récepteur reliés par une

seule ligne ou par deux lignes en parallèle.




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1 - CAS D'UNE SEULE LIGNE RELIANT DEUX RESEAUX

V I

~ ~

Z

1 2

EA ZAS ZBS EB

Les deux réseaux sont représentés par leurs f.e.m. EA et EB et par les impédances de source

ZAS et ZBS. Ils sont reliés par une seule ligne d'impédance Z.

soit z l'impédance totale de la liaison: z = ZAS + Z + ZB

Nous supposons que les différentes grandeurs notées ci - après sont les vecteurs formés par les

composantes symétriques:

EdA EdB Id Vd

EA = 0 EB = 0 I = Ii V = Vi

0 0 Io Vo

Les matrices d'impédance sont des matrices diagonales lorsque les ouvrages sont

géométriquement équilibrés:

zd 0 0

z = 0 zi 0 ...

0 0 zo

En régime équilibré, seules les valeurs directes interviennent:

EdA - EdB

It = Id =

zd

Proposons nous de calculer les courants de phase Ib et Ic pendant un cycle de réenclenchementsur la phase a. La référence est le courant It. On suppose que EA et EB restent constantes.

Quel que soit le régime de fonctionnement, équilibré ou non, on peut écrire:

I = z -1

* (EA - EB) (1)

avec, si z correspond à un réseau géométriquement équilibré:

zd-1

0 0 zd * It

z-1

= 0 zi-1

0 et (EA - EB) = 0

0 0 zo-1 0




30 / 28

Supposons que l'on introduise en série avec la ligne une impédance 3*X sur la phase a et

considérons le tronçon de ligne de longueur nulle contenant cette impédance. Si on appelle

dVa, dVb, dVc les chutes de tension dans cet élément on peut écrire:

dVa = 3 * X * Ia dva 3 * X 0 0 Ia

dVb = 0 soit: dvb = 0 0 0 * IbdVc = 0 dvc 0 0 0 Ic

soit, en passant aux composantes symétriques:

dVd 1 a a² dVa 1 a a² 3 * X 0 0 1 1 1 Id

3 * dVi = * 1 a² a * dVb = 1 a² a * 0 0 0 * a² a 1 * Ii

dVo 1 1 1 dVc 1 1 1 0 0 0 a a² 1 Io

soit:

dVd X X X Id

dVi = X X X * Ii

dVo X X X Io

que nous notons:

dV = x * I

La matrice impédance totale de la liaison devient

X + zd X Xz' = z + x = X X + zi X

X X X + zo

dont l'inversion donne:

X * (zi + zo) + i * zo - X * zo - X * zi

D * z'-1

= - X * zo X * (zd + zo) + zd * zo - X * zd

- X * zi - X * zd X * (zd + zi) + zd * zi

où D est le déterminant de la matrice, soit: zd * zi * zo + X * (zd * zi + zi * zo + zo * zd)

On simule la coupure de la phase a en faisant tendre X vers l'infini:

1 zi + zo - zo - zi

z'-1

= * - zo zd + zo - zd (2)

zd * zi + zi * zo + zo * zd - zi - zd zd + zi




31 / 28

d'où on déduit, à partir de l'équation (1), les valeurs des composantes symétriques des courants

pendant le cycle monophasé:

Posons yd = 1 / zd; yi = 1 / zi; yo = 1 / zo

ydId = (1 - ) * It

yd + yi + yo

yi

Ii = - * It

yd + yi + yo

yo

Io = - * It

yd + yi + yo

Les courants de phase ont pour valeur:

Ia = 0

3 * It yo √ 3 * It 2 * yi + yo

Ib = - * ( ) - j * * ( )

2 yd + yi + yo 2 yd + yi + yo

3 * It yo √ 3 * It 2 * yi + yo

Ic = - * ( ) + j * * ( )2 yd + yi + yo 2 yd + yi + yo

yo

Io = - * It

yd + yi + yo

Exemple: si on suppose que pour la ligne on a Zo = 3 * Zd, le coefficient des impédances de

terre a pour valeur:

Zo - Zd 2

koL = = d'où3 * Zd 3

7 yo √ 3 2 * yi + yo

Ib + 3 * koL * Io = - * It * - j * * It * ( )


7 yo √ 3 2 * yi + yo

Ic + 3 * koL * Io = - * It * + j * * It * ( )





32 / 28

avant l'ouverture de la phase on avait:

Ia = It

1 √ 3

Ib = a² * It = - * It - j * * It

2 2

1 √ 3

Ic = a * It = - * It + j * * It

2 2

Généralement nous supposons que zd = zi. Ceci est toujours vrai pour les ouvrages passifs,

lignes, transformateurs, .... Pour les machines tournantes, c'est vrai pendant les quelques

centaines de millisecondes qui suivent l'apparition d'un défaut, et pendant lesquelles

l'impédance directe à prendre en compte est l'impédance subtransitoire, égale à l'impédance

inverse. Les cycles de réenclenchement monophasés durant 1,2 à 1,5 seconde, nous garderonscette approximation. Nous obtenons alors:

7 yo √ 3

Ib + 3 * koL * Io = - * It * - j * * It

2 2 * yd + yo 2

7 yo √ 3

Ic + 3 * koL * Io = - * It * + j * * It

2 2 * yd + yo 2

Les termes imaginaires des courants ne varient pas: Ib - Ic reste constant.1 yo + yd zd + zo

Remarque: dans ce cas, Id = * ( Ia + a*Ib + a²*Ic) = * It = * It

3 yo + 2 * yd zo + 2 * zd

d'où le schéma équivalent:

- Ii

zi = zd Id

EA EB

- Io zo

ZAS Z ZBS

On insère au point de coupure les impédances zi et zo en parallèle. Les courants

inverse et homopolaire circulent dans les impédances correspondantes.

(schéma que l'on peut retrouver, démontré par une autre méthode, dans l'ouvrage de Pierre

Henriet "Fonctionnement et protection des réseaux de transport d'énergie"




33 / 28

2 - CAS DE DEUX LIGNES EN PARALLELE RELIANT DEUX RESEAUX

I1

ZL1

I

EA EB

ZAS ZBS

ZL2

I2

De même que dans le cas précédent, les deux réseaux sont représentés par leurs f. e. m. EA et

EB et par leurs impédances de source ZAS et ZBS. Ces deux réseaux sont reliés par les lignes 1

et 2, d'égale longueur, ayant respectivement les impédances ZL1 et Z

L2. Quand le régime estéquilibré, ces impédances sont égales.

La matrice impédance totale de la liaison est:

z = ZAS + Z + ZBS (Cette matrice est supposée diagonale)

Z est l'impédance formée par les deux lignes: Z = ZL1 / 2 = ZL2 / 2

It est le courant par ligne en régime équilibré:

EA - EB It = I1 = I2 = zd est la composante directe de z.

2 * zd

Proposons nous de calculer les courants I1b, I1c, I2a, I2b, I2c, dans chacune des deux lignes

lorsque la phase a de la ligne 1 est ouverts, la référence étant le courant It; on suppose que les

f. e. m. EA et EB sont constantes.

Nous faisons d'abord le calcul lorsque la mutuelle homopolaire entre les deux lignes est nulle.

2 - 1 - Calcul du courant total I

Le calcul de la matrice admittance de la ligne 1 pendant un cycle monophasé sur la phase a est

le même que celui fait précédemment, mais en se limitant à la ligne 1. En posant Zd =

composante directe de la matrice Z, Zd = 1 / Zd, et Yo = α * Yd, l'équation (2) devient:

α + 1 -1 -α ZL'1 est l'impédance

Yd symétrique de la ligne 1

ZL'1-1

= * -1 α + 1 -α lors d'un cycle de

2 + α réenclenchement sur

-α -α 2*α la phase a.




34 / 28

Pour la ligne 2, l'impédance ZL2 reste équilibrée:

1 0 0

ZL2 -1 = Yd * 0 1 0

0 0 α

La matrice admittance représentant les deux lignes en parallèle est donc:

2 * α + 3 - 1 - α

Yd

Z'1-1

+ Z2-1

= * - 1 2 * α + 3 - α

α + 2

- α - α 4*α + α²

d'où, après inversion, la matrice impédance correspondante

α + 3 1 1

Zd

Z' = * 1 α + 3 1

2 ∗ (α + 2)

1 1 2 * (α + 1) / α

La matrice impédance de la somme des deux impédances de source est:

zd - Zd / 2 0 0

ZA1 + ZA2 = 0 zi - Zd / 2 0

0 0 zo - Zd / (2*α)

D'où l'impédance de la liaison en régime perturbé:

Zd Zd Zd

zd +2 * (α + 2) 2 * (α + 2) 2 * (α + 2)

z' = ZAS + ZBS + Z' = Zd Zd Zd

zi +

2 * (α + 2) 2 * (α + 2) 2 * (α + 2)

Zd Zd Zd

zo +

2 * (α + 2) 2 * (α + 2) 2 * (α + 2)




35 / 28

qui donne, après inversion:

Zd

D = zd * zi * zo + * (zd * zi + zi * zo + zo * zd)

2 * (α + 2)

Zd - Zd - Zd

zi*zo + * (zi+zo) * zo *

zi

2*(α+2) 2*(α+2) 2*(α+2)

- Zd Zd - Zd

D * z'-1

= * zo zd*zo + * (zd + zo) * zd

2 * (α+2) 2*(α+2) 2*(α+2)

- Zd - Zd Zd* zi * zd zd*zi + * (zd +zi)

2*(α+2) 2*(α+2) 2*(α+2)

De même qu'au § 1, le courant total circulant d'une source vers l'autre est donné par l'équation

matricielle (1), liant les composantes symétriques:

2*zd*It

I = z' -1

* (EA - EB) avec (EA - EB) = 0

0

D'où les composantes symétriques du courant total:

2 * It Zd Zd*zi*zo Id = * [zd*zi*zo + * (zd*zi + zo*zd)] =2 * It * (1 - )

D 2*(2+α) 2*(2+α) * D

Zd * zo * zd

Ii = - 2 * It *

2 * (2+α) * D

Zd * zd * zi

Io = - 2 * It *

2 * (2+α) * D

2 - 2 - Calcul du courant dans chacune des deux lignes

Les chutes de tension entre les extrémités de chacune des deux lignes étant les mêmes, on peut

écrire l'équation matricielle suivante:

Z' * I = Z'L1 * I1 = ZL2 * I2 d'où:

I1 = Z'L1- 1

* Z' * I et I2 = ZL2-1

* Z' * I

Le calcul donne:




36 / 28

α + 1 - 1 -1

1

Z'1-1

* Z' = * - 1 α + 1 - 1

2 * (α + 2)- α - α 2

α + 5 1 1

1

Z'2-1

* Z' = * 1 α + 3 1

2 * (α + 2)

1 1 2 * (α + 1)

2 * (α + 1) * zd * zi * zo + Zd *( zd * zi + zd * zo)

Id1 = It *

2 * (α + 2) * D

2 * zd * zi * zo + Zd *zd * zo

Ii1 = - It *

2 * (α + 2) * D

2 * α * zd * zi * zo + Zd *zd * zi Io1 = - It *

2 * (α + 2) * D

2 * (α + 5) * zd * zi * zo + Zd *( zd * zi + zd * zo)

Id2 = It *

2 * (α + 2) * D

2 * zd * zi * zo - Zd *zd * zo

Ii2 = It *

2 * (α + 2) * D

2 * α * zd * zi * zo - Zd *zd * zi

Io2 = It *

2 * (α + 2) * D

Les courants dans chacune des phases sont donnés par:

Ia 1 1 1 Id

Ib = a² a 1 * Ii

Ic a a² 1 Io




37 / 28

soit: - courant total:

zd * zi * zo

Ia = 2 * * It

D

3 * Zd zd * zi * zo zd - zi Zd * zd*zi*zo

Ib = - It * (1 + ) * - j * √ 3 * It (1+ * )

2*(α+2)*zo D 2*(α+2)*zd*zi D

3 * Zd zd * zi * zo zd - zi Zd * zd*zi*zo

Ic = - It * (1 + ) * + j * √ 3 * It (1+ * )

2*(α+2)*zo D 2*(α+2)*zd*zi D

zd * zi * zo Zd

Io = - * * ItD (α + 2) * zo

- courant sur la ligne 1

Ia1 = 0

3*α 3 * Zd zd*zi*zo √ 3 Zd*(zd-zi) *zo

Ib1 = - It * [( + ) * ] - j* * It ( 1 + )

2*(α+2) 4*(α+2)*zo D 2 2*(α+2) * D

3*α 3 * Zd zd*zi*zo √ 3 Zd*(zd-zi) *zo

Ic1 = - It * [( + ) * ] + j* * It ( 1 + )

2*(α+2) 4*(α+2)*zo D 2 2*(α+2) * D

zd * zi * zo α Zd

Io1 = - It * * ( + )

D α + 2 2 * (α +2) * zo

- courant sur la ligne 2

zd * zi * zo

Ia2 = 2 * It *

D4 - α 3 * Zd zd*zi*zo √ 3 Zd*(zd-zi) *zo

Ib2 = - It * [( + ) * ] - j* * It ( 1 + )

2*(α+2) 4*(α+2)*zo D 2 2*(α+2) * D

4 - α 3 * Zd zd*zi*zo √ 3 Zd*(zd-zi) *zo

Ic2 = - It * [( + ) * ] + j* * It ( 1 + )

2*(α+2) 4*(α+2)*zo D 2 2*(α+2) * D

zd * zi * zo α Zd

Io2 = It * * ( - )D α + 2 2 * (α +2) * zo




38 / 28

Le coefficient de terre de chaque ligne ko a pour valeur:

Zo - Zd 1 - α

ko = = On en déduit:

3 * Zd 3 * α

zd * zi * zo α + 5 α - 1 Zd

Ia2 + 3 * koL * Io2 = It * * ( - * )

D α + 2 α * (α + 2) zo

It zd * zi* zo Zd √ 3 * It zo * (zd - zi)

Ib1+3*koL*Io1 = - * * (1+ ) - j * * (1 + )

2 D 2 * α * zo 2 2 * (α + 2) * D

Ib2 + 3 * koL * Io2 = Ib1 + 3 * koL * Io1

It zd * zi* zo Zd √ 3 *It zo * (zd - zi)

Ic1+3* koL *Io1 = - * * (1+ ) + j * * (1 + )

2 D 2 * α * zo 2 2 * (α + 2) * D

Ic2 + 3 * koL * Io2 = Ic1 + 3 * koL * Io1

Avant l'ouverture de la phase on avait:

Ia1 = Ia2 = It

1 √ 3

Ib1 = Ib2 = a² * It = - * It - j * * It

2 2

1 √ 3

Ic1 = Ic2 = a * It = - * It + j * * It

2 2

de même que dans le cas d'une seule ligne, si zd = zi, les termes imaginaires des courants ne

varient pas lors de l'ouverture de la phase a de la ligne 1. Ib - Ic est constant.

Le déterminant devient alors égal à:

Zd

D = zd² * zo + * zd * (zd + 2 * zo)

2 * (α + 2)




39 / 28

2 - 3 - Influence de l'impédance mutuelle homopolaire

Appelons dVd, dVi, dVo les composantes symétriques des différences de tension entre les

deux jeux de barre auxquels aboutissent les deux lignes en parallèle et supposons que l'on

introduise en série avec la phase a de la ligne 1 une impédance 3 * X.

Lorsque l'impédance mutuelle homopolaire est nulle, le calcul fait au paragraphe 1 montre que

pour la ligne 1 on peut écrire:

dVd X + Zd X X Id1

dVi = X X + Zd X * Ii1 (1)

dVo X X X + Zo Io1

Pour la ligne 2 on a évidemment

dVd Zd Id2

dVi = Zd * Ii2 (2)

dVo Zo Io2

La présence de l'impédance mutuelle a pour effet d'ajouter à dVo une tension Zom * Io2 pour

la ligne 1 et Zom * Io1 pour la ligne 2, les valeurs de dVd et dVi étant inchangées.

Je pose: dV"o = dVo - Zom * (Io1 + Io2)

Les équations ci - dessus deviennent alors:

dVd X + Zd X X Id1dVi = X X + Zd X * Ii1

dV"o X X X + Zo - Zom Io1

dVd 0 0 0 Id2

dVi = 0 0 0 * Ii2

dV"o 0 0 Zo - Zom Io2

Nous retrouvons alors le même schéma qu'au § 2, en ajoutant aux impédances de sources

l'impédance mutuelle homopolaire, et en enlevant aux impédances de ligne cette mêmeimpédance.

Nous pouvons alors utiliser les formules vues aux § 2-1 et 2-2 en remplaçant:

Zd Zd

- le coefficient α = par α" =

Zo Zo - Zom




40 / 28

- l'impédance de l'ensemble de la liaison avant ouverture de la phase a de la ligne 1

ZdA1 + ZdA2 + Zd / 2 0 0

z = 0 ZiA1 + ZiA2 + Zd / 2 0

0 0 ZoA1 + ZoA2 + Zo / 2

par

ZdA1 + ZdA2 + Zd / 2 0 0

z" = 0 ZiA + ZiA2 + Zd / 2 0

0 0 ZoA1 + ZoA2 + Zom +(Zo-Zom)/2

le terme + Zom correspond à l'intégration de l'impédance mutuelle homopolaire dans les

impédances de source, et le terme - Zom / 2 à l'effet de cette même impédance homopolaire

sur les deux lignes.

Dans les calculs des courants circulant sur les deux lignes, nous remplaçons donc zo par

z"o = zo + Zom / 2

2 - 4 - Etude du cas particulier où:

zd / z"o = α"

Zo - Zom α" - 1

Par définition α" = que l'on peut aussi écrire koL - kom =Zd 3

zo + Zom / 2

nous avons de plus, ici, α" = que l'on peut aussi écrire

zd

kom_liaison α" - 1

ko_liaison + =

2 3

kom_liaisonLa condition s'écrit donc: koL - kom = ko_liaison +

2

Cette condition est proche de ce que l'on peut trouver dans la réalité, car le coefficient koL des

sources est généralement beaucoup plus faible que celui des lignes.

Nous obtenons alors:

zd² Zd

D = * (zd + )

α" 2




41 / 28

zd

Ia2 = 2 * * It = C * It

zd + Zd / 2

(C et le coefficient de report de charge triphasé, voir § 112, formule 7)

1 (koL - kom) * (3 - 2 * C) + 1 √ 3

Ib2 = - It * - j * * It

2 koL - kom + 1 2

1 (koL - kom) * (3 - 2 * C) + 1 √ 3

Ic2 = - It * + j * * It

2 koL - kom + 1 2

2Io2 = It * (C - 1) * (1 - )

3 * ( koL - kom + 1)




1 / 14

ANNEXE 3


CARACTERISTIQUES ELECTRIQUES DES LIGNES

1 - Matrice des inductances 3

1 - 1 - Préliminaire: inductance linéique d'une ligne bifilaire 3

1 - 2 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol parfaitement conducteur, pas de câble de garde 4

1 - 3 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. 6

1 - 4 - Ligne simple, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. 6

1 - 5 - Ligne double, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde. 6

1 - 6 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, un câble de garde. 8

1 - 7 - Ligne double, conducteurs en faisceau, sol de conductance finie, deux câbles de garde. 11

2 - Matrice des capacités 14

3 - Matrice des résistances 14

4 - Matrice des conductances tranversales 14




2 / 14




3 / 14

CARACTERISTIQUES ELECTRIQUES DES LIGNES

Nous cherchons à déterminer les caractéristiques des lignes électriques, telles qu'elles sont définies par l'équation

matricielle des télégraphistes vue au § 21 de l'annexe 1.

1 - Matrice des inductances

1 - 1 - Préliminaire: inductance linéique d'une ligne bifilaire

La formule donnée dans les Techniques de l'Ingénieur, Vol D1, page 69-8, formule 613, [89], est:

µo µr D

L = * ( + Log ) Log = logarithme népérien

2*π 4 r

avec: µr = perméabilité magnétique du conducteur, ici égale à 1

D = distance entre les deux conducteurs, en mètre

r = rayon de chaque conducteur, en mètre

L = inductance linéique, en henry / m

-7

µo = 4 * π * 10

Le terme µr / 4 correspond à l'inductance intérieure, c'est à dire créée par le flux intérieur à chaque conducteur, et

le terme Log ( D / r) correspond à l'inductance extérieure.

Cette formule ne tient pas compte de l'effet pelliculaire, qui tend à augmenter la densité de courant près de la

surface des conducteurs et à diminuer le terme µr / 4. En fait, dans les calculs de lignes de transport d'énergie du

réseau de transport, ce terme est négligé. Il reste:

µo D

L = * Log (1)

2*π r

Dans l'élément de ligne ci-dessous, les v et les i sont reliés par:

d (va - vb) di

- = L *

dx dt

i

i r

dx




4 / 14

1- 2 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol parfaitement conducteur, pas de câble de garde

Le sol est alors considéré comme un miroir dans lequel se reflètent les conducteurs. Les courants dans les

conducteurs réfléchis circulent dans le sens opposé des conducteurs réels.

vb

bib

va

a

ia dab vc

c

ic

ha hb hc

dbc

- vc

c'

- va - ic

a'

- ia

- vb

b'

- ib

figure 1

Si le conducteur a est parcouru par le courant ia = i et le conducteur b par le courant ib = -i,

l'équation 1 s'écrit:

d(va - vb) Lab d (ia - ib)

- = * (2)

dx 2 dt

Cette équation peut se généraliser au cas où ia est différent de - ib. Nous pouvons considérer que le courant ib

provoque une chute de tension sur va, et que le courant ia provoque une chute de tension sur vb:

dva / dx = (Lab / 2) * dib / dt

dvb / dx = (Lab / 2) * dia / dt

D'où l'équation donnant la chute de tension sur va:

Dva µo Dab dib Dac dic Daa dia Dab' dib Dac' dic

= * (Log * + Log * - Log * - Log * - Log * )

dx 2 *π r dt r dt r dt r dt r dt

dans laquelle Dab, Dac.. sont les distances entre le conducteur a et le conducteur b, entre le conducteur a et le

conducteur c, ...

les équations donnant la chute de tension sur vb et vc se déduisent de l'équation ci-dessus par permutation

circulaire. D'où, après simplification, l'équation donnant la matrice inductance:




5 / 14

dva Daa' Dab' Dac'

Log Log Log ia

dx r Dab Dac

dvb µo Dba' Dbb' Dbc' d

- = * Log Log Log * ib

dx 2*π Dba r Dbc dt

dvc Dca' Dcb' Dcc'

Log Log Log ic

dx Dca Dcb r

matrice d'inductance (3)

D'après la figure 1, nous avons:

Daa' = 2 * ha Dab'² = (ha + hb)² + dab² Dab² = (ha - hb)² + dab²

Dbb' = 2 * hb Dac'² = (ha + hc)² + dac² Dac² = (ha - hc)² + dac²

Dcc' = 2 * hc Dbc'² = (hb +hc)² + dbc² Dbc² = (hb - hc)² + dbc²

La matrice d'inductance peut être diagonalisée par les composantes symétriques si les termes de la diagonale sont

égaux et les autre termes aussi, et si nous considérons les tensions et intensités complexes. Nous prenons alors

pour les grandeurs h et d des valeurs moyennes, à savoir:

h = (ha*hb*hc)1/3 d = (dab*dbc*dca)1/3

Les termes situés sur la diagonale valent alors:

µo 2*h

L = * Log

2 * π r

et les autres termes valent:

µo 4*h² + d²

M = * Log

4 * π d²

Les valeurs propres sont alors:

µo 2*h 4 * h² + d²

Ld = Li = L - M = * (2 * Log - Log )

4 * π r d²

µo 2*h 4*h² + d²

Lo = L + 2 * M = * ( Log + Log )2 * π r d²

Les hauteurs h qui sont utilisées sont des hauteurs moyennes, obtenues à partir de la moyenne H entre les

hauteurs des points d'ancrage et la flèche F par la formule:

h = H - 2 * F / 3

La flèche est elle même donnée par la formule approchée F = P * √ P² + ∆H² / (8 *a)

avec: P = portée horizontale

∆H = dénivellation entre les deux points d'ancrage

a = paramètre de pose de la ligne

Cette formule est donnée dans les Techniques de l'Ingénieur, Vol D41, page D 4421, formule 14. [89]




6 / 14

1- 3 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde.

Nous pouvons utiliser les mêmes formules qu'au § 12, à condition de placer le miroir non plus à la surface du sol,

mais à une profondeur d donnée par:

δ =(µo * σ ∗ ω)−1 / 2

avec: σ = conductibilité du sol, en mho/m

ω = 100 * π

Les équations (4) deviennent alors : Daa' = 2 * (ha + δ) Dab'² = (ha + hb + 2*δ)² + dab²

... ...

... ... (5)

1- 4 - Ligne simple, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde.

Si chaque conducteur est formé de n conducteurs élémentaires identiques (n = 2;3;4), le calcul précédent reste

valable à condition de remplacer le rayon r du conducteur par un rayon équivalent donné par:

1 / n r

req = (r * Rn-1)

R

n = 4

1- 5 - Ligne double, plusieurs conducteurs par phase, sol de conductance finie, pas de câble de garde.

La matrice (3) devient alors une matrice à 6 dimensions, dans laquelle nous affecterons de l'indice 1 les grandeurs

concernant le circuit n° 1, et de l'indice 2 les grandeurs concernant le circuit n° 2.

dva1 Da1a'1 Da1b'1 Da1c'1 Da1a'2 Da1b'2 Da1c'2

Log Log Log Log Log Log ia1

dx req Da1b1 Da1c1 Da1a2 Da1b2 Da1c2

dvb1 Db1a'1 Db1b'1 Db1c'1 Db1a'2 Db1b'2 Db1c'2

Log Log Log Log Log Log ib1

dx Db1a1 req Db1c1 Db1a2 Db1b2 Db1c2

dvc1 Dc1a'1 Dc1b'1 Dc1c'1 Dc1a'2 Dc1b'2 Dc1c'2

Log Log Log Log Log Log ic1

dx µo Dc1a1 Dc1b1 req Dc1a2 Dc1b2 Dc1c2 d

- = * *2*π dt

dva2 Da2a'1 Da2b'1 Da2c'1 Da2a'2 Da2b'2 Da2c'2

Log Log Log Log Log Log ia2

dx Da2a1 Da2b1 Da2c1 req Da2b2 Da2c2

dvb2 Db2a'1 Db2b'1 Db2c'1 Db2a'2 Db2b'2 Db2c'2

Log Log Log Log Log Log ib2

dx Db2a1 Db2b1 Db2c1 Db2a2 req Db2c2

dvc2 Dc2a'1 Dc2b'1 Dc2c'1 Dc2a'2 Dc2b'2 Dc2c'2

Log Log Log Log Log Log ic2

dx Dc2a1 Dc2b1 Dc2c1 Dc2a2 Dc2b2 req




7 / 14

Dans le cas particulier où les termes écrits en bleu sont égaux entre eux, et où, parmi les autres termes, ceux qui

sont écrits en rouge sont égaux entre eux, les composantes symétriques des tensions et des courants complexes

sont reliées entre elles par les équations suivantes:

dVd1 dVd2

= j * ω * Ld1 * Id1 = j * ω * Ld2 * Id2dx dx

dVi1 dVi2

= j * ω * Ld1 * Ii1 = j * ω * Ld2 * Ii2

dx dx

dVo1 dVo2

= j * ω * (Lo1 * Io1 + Mo * Io2) = j * ω * (Lo2 * Io2 + Mo * Io1)

dx dx

en posant:

µo 2*h1 4 * h1² + d1²

Ld1 = Li1 = L1 - M1 = * (2 * Log - Log )

4 * π req d1²

µo 2*h1 4*h1² + d1²

Lo1 = L 2+ 2 * M2 = * (2 * Log + 2 * Log )

4 * π req d1²

µo 2*h2 4 * h2² + d2²

Ld2 = Li2 = L2 - M2 = * (2 * Log - Log )

4 * π req d2²

µo 2*h2 4*h2² + d2²

Lo2 = L2 + 2 * M2 = * (2 * Log + 2 * Log )

4 * π req d2²

µo 4*h12² + d12²

Mo = * Log )

4 * π d12²

avec:

h1 = (ha1*hb1*hc1)1/3 + δ d1 = (da1b1*db1c1*dc1a1)1/3

h2 = (ha2*hb2*hc2)1/3 + δ d2 = (da2b2*db2c2*dc2a2)1/3

h12 = (ha1*hb1*hc1*ha2*hb2*hc2)1/6

+ δ d12 = (da1b1*db1c1*dc1a1*da2b2*db2c2*dc2a2)1/6




8 / 14

1- 6 - Ligne simple, un conducteur par phase, sol de conductance finie, un câble de garde.

Nous reprenons la figure 1 du § 11, dans laquelle nous ajoutons le câble de garde et son image dans le miroir.

Vg = 0

g

igvb

b

ib

va

a

ia dab vc

c

ic

ha hb hc

dbc

- vc

c'

- va - ic

a'

- ia

- vb

b'

- ib

-vg = 0

g'

- ig

L'équation donnant la chute de tension sur va s'écrit alors:

dva µo Dab dib Dac dic Daa' dia Dab' dib Dac' dic

= * (Log * + Log * - Log * - Log * - Log *


Dag dig Dag' dig

+ Log * - Log * )r dt r dt

dans laquelle Dab, Dac.. sont les distances entre le conducteur a et le conducteur b, entre le conducteur a et le

conducteur c, ...




9 / 14

De plus, nous écrivons que la chute de tension sur le cable de garde est nulle:

Dvg µo Dga dia Dgb dib Dgc dic Dgg' dig Dga' dia

= * (Log * + Log * + Log * - Log * - Log *


Dgb' dib Dgc' dic

- Log * - Log * ) = 0 (2)

r dt r dt

L'équation (2) permet d'éliminer dans l'équation (1) le terme Ig. Cette équation devient alors:

dva µo Daa' Dag' Log ( Dg'g / Dag) dia

= * [ (Log - Log * ) * +

dx 2*π r Dag Log ( Dgg' / r) dt

Dab' Dag' Log (Dg'g / Dbg) dib

(Log - Log * ) * +

Dab Dag Log ( Dg'g / r) dt

Dac' Dag' Log (Dg'g / Dbc) dic

(Log - Log * ) * ](3)

Dac Dag Log ( Dg'g / r) dt

Les équations donnant la chute de tension sur vb et vc s'en déduisent par permutation circulaire.

D'après la figure 1 de ce §, nous avons:

Daa' = 2 * (ha+δ) Dab'² = (ha + hb + 2* δ)² + dab² Dab² = (ha - hb)² + dab²

Dbb' = 2 * (hb+ δ) Dac'² = (ha + hc + 2* δ))² + dac² Dac² = (ha - hc)² + dac²

Dcc' = 2 * (hc+ δ) Dbc'² = (hb +hc + 2* δ)² + dbc² Dbc² = (hb - hc)² + dbc²

Dgg' = 2 * (hg+ δ) Dag'² = (ha + hg + 2* δ)² + dag² Dag² = (ha - hg)² + dag²

Dbg'² = (hb + hg + 2* δ)² + dbg² Dbg² = (hb - hg)² + dbg²

Dcg'² = (hc + hg + 2* δ)² + dcg² Dcg² = (hc - hg)² + dcg²

(4)

La matrice d'inductance peut être diagonalisée par les composantes symétriques si les termes de la diagonale sont

égaux et les autre termes aussi, et si nous considérons les tensions et intensités complexes. Nous prenons alors

pour les grandeurs h et d des valeurs moyennes, à savoir:

h = (ha*hb*hc)1/3 d = (dab*dbc*dca)1/3 dg = (dag*dbg*dcg)1/3 (5)

Les termes situés sur la diagonale valent alors:

µo 2*(h + δ) 4*(h+hg +2*δ)² Log 2*(hg+δ) / [(h-hg)²+dg²]1/2

L = * (2*Log - Log * )

4 * π r (h - hg)² + dg² Log [2*(hg+δ) / r]

(6)




10 / 14

et les autres termes valent:

µo 4*(h+δ)² + d² 4*(h+hg +2*δ)² Log 2*(hg+δ) / [(h-hg)²+dg²]1/2

M = * (Log - Log * )

4 * π d² (h - hg)² + dg² Log [2*(hg+δ) / r]

(7)

Les valeurs propres deviennent alors:

µo 2*(h + δ) 4*(h+δ)² + d²

Ld = Li = L - M = * (2 *Log - Log ) (8)

4 * π r d²

Lo = L + 2 * M

nota: Dans l'équation (2), nous n'avons pas tenu compte de la résistance linéique rg du câble de garde. Si nous

voulons en tenir compte, nous devons utiliser les valeurs complexes des tensions et des intensités, et non les

valeurs instantanées. L'équation (2) s'écrit alors:

dvg j*ω*µo Dga Dgb Dgc Dgg' Dga'

= * (Log * Ia + Log * Ib + Log * Ic - Log * Ig - Log * Ia

dx 2 *π r r r r r

Dgb' Dgc'

- Log * Ib - Log * Ic ) + rg * Ig = 0 (9)

r r

ce qui signifie en fait que le courant se divise entre la terre et le câble de garde dans un rapport complexe.

Dans les équations (6) et (7), il faut alors remplacer le terme Log [2*(hg+δ) / r] par:

Log [2 * (hg + δ) / r] + 2 * π * rg / (j * ω * µo) (10)

Les termes L et M deviennent alors complexes, et il faut prendre seulement la partie réelle, la partie imaginaire

étant alors utilisée dans la matrice des résistances.

Dans la pratique, lorsque le câble de garde a une résistance linéique du même ordre de grandeur que celle des

câbles de phase, l'influence de sa résistance sur le calcul des inductances peut être négligée.




11 / 14

1- 7 - Ligne double, conducteurs en faisceau, sol de conductance finie, deux câbles de garde.

Nous reprenons la figure 1 du § 11, dans laquelle nous ajoutons le câble de garde et son image dans le miroir.

Vg1 = 0

g1 g2ig1

vb1

b1 b2

ib1

va1

a1 a2

ia1 dab1 vc1

c1 c2

ic1

ha1 hb1 hc1

dbc1

- vc1

c'1 c'2

- va1 - ic1

a'1 a'2

- ia1

- vb1

b'1 b'2- ib1

-vg1 = 0

g'1 g'2

- ig1

L'équation donnant la chute de tension sur va1 s'écrit alors:

dva1 µo Da1b'1 dib1 Da1c'1 dic1 Da1a'1 dia1 Da1g'1 dig1

= - * (Log * + Log * + Log * + Log *

dx 2 *π Da1b1 dt Da1c1 dt req dt Da1g1 dt

Da1b'2 dib2 Da1c'2 dic2 Da1a'2 dia2 Da1g'2 dig2

+ Log * + Log * + Log * + Log * )

Da1b2 dt Da1c2 dt req dt Da1g2 dt

(1)

dans laquelle Da1b1, Da1c1... Da1b2, Da1c2, ... Da1g1, Da2g2 sont les distances entre le conducteur a1 et le

conducteur b1, ... entre le conducteur a2 et le conducteur b2..., entre le conducteur a1 et le câble de garde g1, ...

Les chutes de tension sur vb1, vc1, va2, vb2, vc2 se déduisent de l'équation (1) par permutation circulaire. Nous

pouvons alors écrire ces équations sous forme matricielle, en posant:

µo Da1b'1 µo Da1a'1

* Log = a1b1, ... * Log = a1 ...

4 * π Da1b1 4 * π req




12 / 14

va1 a1 a1b1 a1c1 a1a2 a1b2 a1c2 ia1 a1g1 a1g2

vb1 b1a1 b1 b1c1 b1a2 b1b2 b1c2 ib1 b1g1 b1g2

d vc1 c1a1 c1b1 c1 c1a2 c1b2 c1c2 d ic1 c1g1 c1g2 d ig1

= * + *

dx va2 a2a1 a2b1 a2c1 a2 a2b2 a2c2 dt ia2 a2g1 a2g2 dt ig2

vb2 b2a1 b2b1 b2c1 b2a2 b2 b2c2 ib2 b2g1 b2g2

vc2 c2a1 c2b1 c2c1 c2a2 c2b2 c2 ic2 c2g1 c2g2

que nous noterons:

dv d (iphase) d(icdg)

= A * + B *

dx dt dt

(matrice 6*1) (matrice 6*6) (matrice 6*1) (matrice 6*2) (matrice 2*1)

nota: la matrice A est la matrice des inductances vue à la formule (1) du § 1-5.

De plus, nous écrivons que la chute de tension sur chaque câble de garde est nulle:

dvg1 µo Dg1a'1 dia1 Dg1b'1 dib1 Dg1c'1 dic1 Dg1g1' dig1

= - * (Log * + Log * + Log * + Log *

dx 2 *π Dg1a1 dt Dg1b1 dt Dg1c1 dt r dt

Dg1a'2 dia2 Dg1b'2 dib2 Dg1c'2 dic2 Dg1g2' dig1+ Log * + Log * + Log * + Log * ) = 0

Dg1a2 dt Dg1b2 dt Dg1c2 dt Dg1g2 dt

Dvg2 µo Dg2a'1 dia1 Dg2b'1 dib1 Dg2c'1 dic1 Dg2g2' dig2

= - * (Log * + Log * + Log * + Log *

dx 2 *π Dg2a1 dt Dg2b1 dt Dg2c1 dt r dt

Dg2a'2 dia2 Dg2b'2 dib2 Dg2c'2 dic2 Dg2g1' dig1

+ Log * + Log * + Log * + Log * ) = 0

Dg2a2 dt Dg2b2 dt Dg2c2 dt Dg2g1 dt

(3)

où Dg1g2 est la distance entre le câble de garde g1 et le câble de garde g2, ..., et r le rayon du câble de garde.




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C'est un système de deux équations à deux inconnues ig1 et ig2. Nous posons:

Dg1a'1 Dg1a'2 Dg2a'1 Dg2a'2

Log = a11 Log = a12 Log = a21 Log = a22

Dg1a1 Dg1a2 Dg2a1 Dg2a2

Dg1b'1 Dg1b'2 Dg2b'1 Dg2b'2

Log = b11 Log = b12 Log = b21 Log = b22

Dg1b1 Dg1b2 Dg2b1 Dg2b2

Dg1c'1 Dg1c'2 Dg2c'1 Dg2c'2

Log = c11 Log = c12 Log = c21 Log = c22

Dg1c1 Dg1c2 Dg2c1 Dg2c2

Dg1g'1 Dg2g'2 Dg1g'2 Dg2g'1

Log = g11 Log = g22 Log = Log = g21 = g12

r r Dg1g2 Dg2g1

La solution s'écrit sous la forme matricielle suivante:ia1

ib1

d ig1 1 g22 g11 a11 b11 c11 a21 b21 c21 d ic1

= - * * *

dt ig2 (g11*g22-g12²) g12 g11 a12 b12 c12 a22 b22 c22 dt ia2

ib2

ic2que nous noterons:

d(icdg) d(iphase)

- = C * D * (4)

dt dt

(matrice 2*1) (matrice 2*2) (matrice 2*6) (matrice 6*1)

En reportant l'équation (4) dans l'équation (2), nous trouvons:

dv d(iphase)

= (A - B * C * D) * (5)dx dt

(matrice 6*1) (matrice 6*6) (matrice 6*2) (matrice 2*2) (matrice 2*6) (matrice 6*1)

La matrice A - B * C * D est la matrice inductance cherchée.

A partir de la figure 1 de ce §, nous pouvons calculer les différents coefficients Da1a'1, ... par des formules

analogues aux formules (4) du § 16.




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Da1a1' = 2 * (ha1+δ) Da1b'1² = (ha + hb + 2*δ)² + dab² Dab² = (ha - hb)² + dab²

Dbb' = 2 * (hb+δ) Dac'² = (ha + hc + 2*δ))² + dac² Dac² = (ha - hc)² + dac²

Dcc' = 2 * (hc+δ) Dbc'² = (hb +hc + 2*δ)² + dbc² Dbc² = (hb - hc)² + dbc²

Dgg' = 2 * (hg+δ) Dag'² = (ha + hg + 2*δ)² + dag² Dag² = (ha - hg)² + dag²

Dbg'² = (hb + hg + 2*δ)² + dbg² Dbg² = (hb - hg)² + dbg²

Dcg'² = (hc + hg + 2*δ)² + dcg² Dcg² = (hc - hg)² + dcg²

Nous pouvons ensuite faire les mêmes approximations qu'au § 15. Nous pouvons alors vérifier que le coefficient

δ et la présence des câbles de garde n'influent pas sur l'inductance directe. En revanche l'inductance homopolaire

croît avec le paramètre δ. Elle est diminuée, ainsi que l'inductance mutuelle homopolaire, par la présence de

câbles de garde.




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2 - Matrice des capacités

La capacité linéique d'une ligne bifilaire est donnée par:

1 1 D L

= * Log =

C 2 * π * εo r εo * µo

Nous pouvons alors admettre que les matrice des capacités se déduisent des matrices d'inductance par la formule

L -1

C =

εo * µo

3 - Matrice des résistances

Faute de connaître la résistivité du sol, variable suivant la nature du terrain et l'humidité, et la qualité des prises

de terre des postes et des pylônes, nous admettons que les matrices des résistances se déduisent des matrices des

inductances en les multipliant par un coefficient obtenu en faisant le rapport entre la résistance des deux

conducteurs (voir figure du § 11) et l'inductance de la boucle formée par ces conducteurs.

4 - Matrice des conductances tranversales

Cette matrice étant très variable avec l'état de l'air et du sol, nous la choisissons telle que la condition de

Heaviside soit réalisée.

L * G = R * C




Protection et surveillance des réseaux de transport d'énergie électrique - Volume 2 - annexe 4 1

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ANNEXE 4


Critère de choix des réducteurs de courant sur les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV

1 - Fonctionnement des protections électroniques sur réducteur de courant saturé. 3

2 - Condition de fonctionnement des réducteurs. 3

2 - 1 - Ligne issue d'un poste connecté à un niveau de tension supérieur 4

2 - 2 - Autre ligne 4

3 - Relation entre la constante de temps primaire et la distance du défaut 5

4 - Relation entre la constante de temps secondaire et la charge de filerie. 5

5 - Longueur minimale XL1 de la première zone dans le cas vu au § 21 5

5 - 1 - Exemple de base 6

5 - 2 - Variantes 7

6 - Longueur minimale de la ligne dans le cas vu au § 22 8

6 - 1 - Exemple de base 8

6 - 2 - Variantes 8

Annexe 4 - 1 10




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Critère de choix des réducteurs de courant sur les réseaux 225 kV, 90 kV et 63 kV

Nous avons vu à la fin du § 1 de la deuxième partie que les réducteurs de courant peuvent être de trois types:

- les réducteurs de classe PS, qui sont utilisés exclusivement avec les protections électromécaniques, surles réseaux 225 kV, 90 kV, et 63 kV,

- les réducteurs type ME 21, qui sont utilisés sur les réseaux 225 kV, 90 kV, et 63 kV, avec les

protections électromécaniques et, dans certaines conditions, avec les protections électroniques,

- les réducteurs type MA 10x, qui sont utilisés sur le réseau 400 kV, ainsi que sur les autres réseaux

lorsque les ME 21 ne conviennent pas.

Nous allons chercher quand les ME 21 peuvent convenir.

1 - Fonctionnement des protections électroniques sur réducteur de courant saturé.

Des essais ont montré que la plupart des protections électroniques alimentées par des réducteurs de courant

saturés émettent des déclenchements intempestifs, mais ne sont pas défaillantes. Ceci implique que pour tout

défaut aval l'élément directionnel s'oriente bien vers l'aval. Si tel est le cas, tout défaut apparaissant en premièrezone est correctement éliminé, même si le réducteur est saturé. Il en est de même après un réenclenchement.

Il suffit donc que le réducteur ne soit pas saturé lors d'un défaut en deuxième zone.

Or, plus le défaut est éloigné, plus le courant de court-circuit est faible.

De plus, comme la constante de temps des impédances de ligne est plus faible que celle des réseaux amont, elles

mêmes dues essentiellement aux transformateurs, plus le défaut est éloigné et plus la constante de temps est

faible.

2 - Condition de fonctionnement des réducteurs.

Nous disposons des données suivantes concernant ces réducteurs:

- la résistance de bobinage secondaire rµ,

- l'inductance magnétisante Lµ,

- la tension de coude Vs,

- le rapport maximal de transformation n2 / n1.

Par exemple, le réducteur Alsthom IH 245-14 a les caractéristiques suivantes:

rµ = 0,53 Ω; Lµ = 5 H; Vs = 830 V; n2 / n1 = 1500 / 5

nota: Le courant de court circuit maximal secondaire est fixe pour un réducteur donné, à savoir 100 A pour ceux

qui sont considérés ici, c'est à dire de classe 5 P 20, et de courant nominal secondaire 5 A.

Le courant de court circuit nominal primaire dépend du rapport de transformation:

- 10 kA pour un rapport 500 / 5

- 20 kA pour un rapport 1000 / 5

- 30 kA pour un rapport 1500 / 5.

Pour éviter la saturation, nous aurons toujours intérêt à ce que le courant de court circuit réel soit aussi faible que

possible par rapport au courant de court circuit nominal, c'est à dire que le rapport de transformation soit aussi

grand que possible. Mais ceci va à l'encontre de la sensibilité des protections.

Nous considérons les deux situations suivantes:




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2 - 1 - Ligne issue d'un poste connecté à un niveau de tension supérieur

Le défaut apparaît juste après la limite de première zone

225 kV 90 kV

La protection doit rester insensible pendant 50 ms. Ensuite elle reste verrouillée jusqu'à échéance du deuxième

stade, où elle déclenche, que le transformateur de courant soit saturé ou non.

Il suffit, dans ce cas, que le transformateur de courant ne soit pas saturé au bout de 50 ms.

L'asymétrie du défaut est définie par ϕ − α = π / 4 (voir texte principal, deuxième partie, § 143). En effet,

lorsqu'un court circuit apparaît, ce n'est généralement pas lorsque l'asymétrie est maximale, la tension étant alors

très faible.

La longueur minimale définie de cette manière correspond à 80 % de la longueur de la ligne.

2 - 2 - Autre ligne

Le défaut apparaît à l'entrée de la ligne située au-delà de B. Il est permanent.

225 kV A 90 kV B

La protection située en B élimine le défaut en td = 100 ms. Pendant ce temps le courant magnétisant iµ croît dans

le réducteur situé en A.

Le réenclencheur attend un temps d'isolement ti qui peut être égal à 300 ms dans le cas du réenclenchement

triphasé rapide, 1,5 seconde en cas de réenclenchement monophasé, et 4 secondes en cas de réenclenchement

lent. Le courant magnétisant décroît suivant une loi de la forme

-ti / τ2

iµ = iµo * e

La protection B retrouve le défaut et l'élimine en un temps de déclenchement sur enclenchement tr = 150 ms.

Le courant magnétisant augmente de nouveau. Mais cette fois l'instant de réenclenchement peut être quelconque

et nous pouvons nous trouver dans le cas de l'asymétrie maximale.

Dans ce cas la longueur minimale trouvée correspond à la longueur totale de la ligne.




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3 - Relation entre la constante de temps primaire et la distance du défaut

P

Vn rs + j * Xs rL + j * XL

Le courant de court circuit à l'endroit du défaut vaut approximativement:

Vn

J1 =

Xs + XL

Si le défaut apparaît au poste P, le courant de court circuit vaut:

Vn

Js =

Xs

D'où

Vn Vn

J1 = = * Js (1)

(Vn/Js) + XL Vn + XL * Js

La constante de temps τ1 du circuit vaut, en posant τs = Xs / (ω * rs); τL = XL / (ω * rL),

Xs + XL Vn + XL * Js

τ1 = = (2)

Xs / tS + XL / tL (Vn / ts) + (XL * Js / tL)

4 - Relation entre la constante de temps secondaire et la charge de filerie.

La puissance maximale de précision fournie par le réducteur sous 5 A est de 50 VA. Soit p le rapport entre la

puissance réellement fournie et la puissance nominale. La résistance du circuit secondaire vaut:

rs = p * 50 / 5² = 2*p (Ω)

La constante de temps secondaire vaut alors:

Lµ

τ2 = (3)

rµ + rs

5 - Longueur minimale XL1 de la première zone dans le cas vu au § 21

La tension de coude est liée au courant magnétisant par:

2 * Vs = ω * iµ max * Lµ (voir texte principal, deuxième partie, §144) (4)

La réactance minimale de la ligne doit être telle que, au bout du temps t = 50 ms, le courant iµ ne sature pas le

réducteur. Pour cela il ne doit pas dépasser la valeur iµ max définie ci-dessus.




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D'où l'équation obtenue à partir de celle décrite dans le texte principal, deuxième partie, § 143:

√ 2 * Vs √2

= iµmax > * (iµ1 + iµ2) (5)

ω * Lµ 2

avec, en remarquant que τ2 est très supérieur à τ1, que ω*τ2 est très supérieur à 1,-t/ τ2

et que e est pratiquement égal à 1

τ1 -t/ τ1 2

iµ1 = I'2 * * (1 - e ) et iµ2 = I'2 * (6)

τ2 ω ∗ τ2

Nous remplaçons ensuite τ1 par sa valeur définie dans l'équation 2, et I'2 par √ 2 * (n1/n2) * J1, lui même défini

dans l'équation 1. La condition s'écrit alors:

t * (Vn/ τs + Js*XL1 / τL)

ω*Lµ Vn*Js* √ 2 n1 Vn + Js * XL1 1 - 2

Vs > * * *[ * * (1 - e Vn + Js*XL1 )+ ]2 Vn + Js*XL1 n2 Vn / τs + Js*XL1 / τL τ2 ω∗τ2

(7)

Cette équation peut être résolue par approximations successives.

5 - 1 - Exemple de base:

ligne 225 kV, aster 570, avec 2 câbles de garde.

Le courant de court circuit au poste 400 / 225 est de 31,5 A

Le rapport de tansformation est 1500 / 5

La charge secondaire est de 30 VA par phase, soit 0,6 * Pn pour les boucles phase phase, et 0,8 * Pn pour les

boucles phase - terre (voir annexe A4 - 1).

Vn = 225 kV / √ 3; Js = 31,5 kA; τs = 120 ms;

Zd = 0,060 + j * 0,404 Ω /km τL = 21 ms sur les boucles poly

Zo = 0,260 + j * 0,976 Ω /km τL = 15 ms sur les boucles mono

p = 0,6 (30 VA) pour les défauts polyphasés τ2 = 2,89 s sur les boucles poly

p = 0,8 (40 VA) pour les défauts monophasés τ2 = 2,35 s sur les boucles mono

Le réducteur considéré est le TC type ME 21 Alsthom de références IH 245-14, dont les caractéristiques sont:

Lµ = 5 Henry rµ = 0,53 Ω Vs = 830 V

La résolution de l'inéquation (7) donne

- pour les boucles phase - phase: XL1 = 3,22 Ω, ce qui correspond à 3,22 / 0,404 = 8 km

- pour les boucles phase - terre: XL1 = 3,9 Ω, ce qui correspond à 3,9 * 3 / (0,976+2 *0,404) = 6,5 km




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5 - 2 - Variantes

Cherchons comment ces longueurs varient lorsque nous faisons varier chacun des paramètres l'un après l'autre.

- Ligne sans câble de garde

Zo = 0,203 + j * 1,332 Ω / km

L'impédance limite sur les boucles monophasées est de 6,4 Ω, soit 9 km

- Variation du courant de court-circuit. Boucles biphasées:

Js = 20 kA longueur limite = 4,1 km

Js = 25 kA " " = 5,8 km

Js = 31,5 kA " " = 8 km

Js = 40 kA " " = 8,5 km

- Variation du rapport de transformation

Nous considérons le cas d'un courant de court circuit de 20 kA, avec un rapport de transformation de 1000 / 5.

L'impédance limite sur les boucles biphasées est de 4,1 Ω, soit 10 km

- Ligne à deux conducteurs (aster 2*570 mm²)

Zd = 0,030 + j * 0,293 Ω


- Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm².

Zd = 0,060 + j * 0,372 Ω / km τL = 20 ms

Le réducteur considéré est le TC type ME 21 Alsthom de références IH 72,5, dont les caractéristiques sont:

Lµ = 4,5 Henry rµ = 1,7 Ω Vs = 800 V d'où τ2 = 1,55 s

Le rapport de transformation maximal est 1000 / 5


- Charge secondaire égale à la charge nominale sur chaque phase.


Conclusion relative à ce cas:

Si nous admettons que les protections ne peuvent donner que des fonctionnements intempestifs "aval" sur

réducteur saturé, le TC ME 21 peuvent être utilisés dans pratiquement tous les cas.




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6 - Longueur minimale de la ligne dans le cas vu au § 22

A la fin de la première élimination du défaut, le courant magnétisant vaut:

√ 2

* [iµ1 (td) + iµ2 (td)]

2

A l'issue du temps d'isolement, il vaut:

√ 2 - ti / τ2

* [ iµ1 (td) + iµ2 ] * e

2

A la fin de la seconde élimination, il vaut:

√2 - ti / τ2

* [iµ1 (td) + iµ2 (td)] * e + iµ1 ( tr) < iµmax (8)

2

Nous pouvons calculer chacun des termes de cette équation en utilisant les équations (3), (4), (5), (6) et (7), ce

qui nous permet, par approximations successives, de trouver la longueur minimale de la ligne.

Nous reprenons le même exemple de base et les mêmes variantes qu'au § 5, et nous trouvons:

6 - 1 - Exemple de base:

ligne 225 kV, un conducteur par phase, aster 570, avec 2 câbles de garde.

Le courant de court circuit au poste 400 / 225 kV est de 31,5 kA

Les caractéristiques de la ligne sont Xd = 0,40 Ω / km; Xo = 0,95 Ω / km; τL = 21 msLa charge secondaire est de 30 VA par phase.

La constante de temps primaire τs vaut 120 ms.

Le rapport de transformation est 1500 / 5

Nous trouvons:

- Boucles polyphasées, temps d'isolement 4 secondes XL = 6,41 Ω soit 15,9 km

- Boucles monophasées, temps d'isolement 1,5 s XL = 9,86 Ω soit 16,7 km

(la charge de chaque boucle monophasée est égale aux 4 / 3 de la charge de chaque boucle polyphasée)

6 - 2 - Variantes

Dans chaque cas nous faisons varier chacun des paramètres l'un après l'autre.

- ligne sans câble de garde

Xo = 1,344 Ω / km

Boucles monophasées, temps d'isolement 1,5 seconde XL = 8,17 Ω soit 11,4 km

- Variation du courant de court-circuit. Boucles polyphasées. Temps d'isolement 4 s:

Js = 20 kA XL = 5,88 Ω soit 14,5 km

Js = 25 kA XL = 6,17 Ω soit 15,26 kmJs = 31,5 kA XL = 6,41 Ω soit 15,9 km




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Js = 40 kA XL = 6,60 Ω soit 16,35 km

- Variation du rapport de transformation

Nous considérons le cas d'un courant de court circuit de 20 kA, avec un rapport de transformation de 1000 / 5.

Boucles polyphasées, XL = 9,55 Ω soit 23,6 km

- Ligne à deux conducteurs (aster 2*570 mm²)

Xd = 0,281 Ω / km

Xo = 0,841 Ω / km


- Charge secondaire égale à la charge nominale sur chaque phase.Temps d'isolement 4 s

Boucles polyphasées, XL = 8,91 Ω soit 22 km

- Charge secondaire égale à 12 VA sur chaque phase.


- Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm². τs = 180 ms. Charge 30 VA par phase. 1 câble de garde

Xd = 0,371 Ω / km

Xo = 1,125 Ω / km

τL = 20 ms

Boucles polyphasées, temps d'isolement 0,3 s XL = 9,96 Ω soit 26,8 km

temps d'isolement 4 s XL = 6,01 Ω soit 16,1 km

Boucles monophasées, temps d'isolement 0,3 s XL = 13,9 Ω soit 22,3 km


(la charge d'une boucle phase - terre est égale à 2 fois la charge d'une boucle polyphasée -voir annexe A4 - 1)

- Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm². τs = 180 ms. Charge 50 VA par phase.



- Ligne 90 kV à un conducteur aster 570 mm².ts = 180 ms. Charge 12 VA par phase.



Conclusion relative à ce cas:

Le réenclenchement rapide est contraignant en 90 kV. La charge de filerie est contraignante dans tous

les cas, de même que le rapport de transformation. En revanche la valeur du courant de court circuit, à rapport de

transformation égal, a peu d'influence.

Les valeurs données ici ne le sont qu'à titre indicatif. En effet, chaque protection a ses réactions propres,

et certaines ne respectent pas les principes donnés au § 1. En revanche d'autres ont un comportement correct

même si les réducteurs sont légèrement saturés.




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Annexe A 4 - 1- réseau 400 kV et 225 kV

Réducteurs court circuiteur utilisateurs

d'intensité

bâtiment de relayage

Une boucle phase - terre est alimentée par 1 noyau. Sa résistance de filerie vaut (1 + 1 / 3) fois celle d'une phase.

Une boucle phase - phase est alimentée par 2 noyaux. Sa résistance de filerie vaut 2 fois celle d'une phase.

Réseau 90 kV et 63 kV

Réducteurs court circuiteur utilisateurs

d'intensité


Une boucle phase - terre est alimentée par 1 noyau. Sa résistance de filerie vaut (1 + 1 / 3) fois celle d'une phase.

Une boucle phase - phase est alimentée par 2 noyaux. Sa résistance de filerie vaut 2 fois celle d'une phase.




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Annexe A 4 - 1 - Câblage entre TC et protections - Réseaux 400 kV et 225 kV

Réducteurs court circuiteur protections


Une boucle phase terre (flèches vertes) est alimentée par un noyau. Sa résitance de filerie est (1 + 1 / 3) fois celle

d'une phase.

Une boucle phase phase (flèches bleu lavande) est alimentée par deux noyaux. Sa résistance de filerie est 2 fois

celle d'une phase.

Réseaux 90 kV et 63 kV

Réducteurs court circuiteur protections

Une boucle phase terre est alimentée par un noyau. Sa résistance de filerie est 2 fois celle d'une phase.

Une boucle phase phase est alimentée par deux noyaux. Sa résistance de filerie est 2 fois celle d'une phase.




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ANNEXE 5


ENCLENCHEMENT D'UN TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE

Lors de l'enclenchement d'un transformateur à vide, un phénomène transitoire apparaît. Afin d'en avoir une

approche qualitative, nous pouvons utiliser le modèle monophasé suivant:

le transformateur à vide se réduit à son impédance magnétisante, de résistance Rµ et d'inductance Lµ. Le régime

transitoire à l'enclenchement d'une bobine d'inductance est décrit au § 131 de la deuxième partie. La valeur de

l'intensité instantanée i est donnée par la formule (2) de ce paragraphe. Nous nous plaçons dans le cas où

l'asymétrie est maximale.

L'équation de la tension aux bornes de la bobine et du courant qui y circule est alors:

Lµ π

u = U * sin (ωt + ϕ) avec ϕ = arctg - ≅ 0

Rµ 2

-t / τ U t

i = I * (e - cos ω*t) avec I = * ≅ 0

√ Rµ² + Lµ²ω² τ

Le flux dans la bobine, ainsi que l'induction, sont proportionnels à l'intensité i. Or le transformateur est calculé de

telle manière qu'en régime établi, lorsque l'intensité est égale à sa valeur maximale I, l'induction ait une valeur

située juste au-dessous de la valeur de saturation. De ce fait, pendant les périodes du régime transitoire où i prend

une valeur supérieure à I, le circuit magnétique du transformateur est saturé, et il se comporte comme un court

circuit de résistance Rµ.

i = u / Rµ

D'où le diagramme:

0 10 ms 20 ms 30 ms

La courbe bleue représente la tension aux bornes de l'inductance;

La courbe violette représente l'intensité dans l'inductance hors saturation;

La courbe jaune représente l'intensité dans l'inductance en tenant compte de la saturation.




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Si nous décomposons l'intensité en séries de Fourier, nous trouvons, du fait des pics dissymétriques, des

harmoniques pairs.

Les alternances où se trouvent les pics de courant sont vues par la protection comme représentatifs d'un défaut.

Sur les protections électromécaniques comme la RXAP, les relais sont sollicités pendant une alternance sur deux,

et peuvent donner un déclenchement intempestif au bout de quelques périodes. Sur les protections électroniques

ou numériques, la mesure est faite sur chaque alternance et le déclenchement est élaboré seulement si deuxmesures consécutives détectent un défaut. Ces protections sont beaucoup moins sensibles au phénomène étudié.




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ANNEXE 6


CARACTERISTIQUES DE QUELQUES PROTECTIONS DE DISTANCE

Généralités:

1 - Protections étudiées

2 - Choix des plans d'impédance

3 - Particularités des mises en route

4 - Particularités des mesures de distance phase - terre

5 - forme des défauts étudiés

5 - 1 - défaut phase - phase

5 - 2 - Défaut phase - terre

5 - 3 - Défaut triphasé équilibré

5 - 4 - Défaut phase - phase - terre

PXLN et EPAC

REZ1

PXLP PDS

RAZOA

PD3A

PXLC - PSEL

RXAP

7 SA 511

REL 100

S 321 - 5

Récapitulatif des performances calculées par PARAPLUIE




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PXLN et EPAC

1 - Grandeurs d'entrée utilisées

1 - 1 - Mise en route

1 - 1 - 1 - Mise en route de type classique

1 - 1 - 2 - Mise en route utilisant la variation rapide

1 - 2 - Antipompage 1 - 3 - Sélection de phases

1 - 4 - Mesure de distance

2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut

2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.

2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.

2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale

3 - Paramètres de réglage de la PXLN

3 - 1 - Caractéristiques de la ligne

3 - 2 - Réglage de zone

3 - 3 - Résistance de défaut

3 - 4 - Temporisation

3 - 5 - Type de ligne

3 - 6 - Système de téléaction

3 - 7 - Réglage du dispositif antipompage

3 - 8 - Type de déclenchement

3 - 9 - Type de réducteur de tension

4 - Paramètres de réglage de l'EPAC 3000


4 - 2 - Paramètres de réglage de zone


4 - 4 - Antipompage

4 - 5 - Téléaction

4 - 6 - Temporisations

5 - Calcul de la largeur de la mise en route

5 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double5 - 1 - 1 - Tracé des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route

5 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et celle de report de charge triphasé

5 - 2 - Report de charge phase a sur ligne d'interconnexion double.

5 - 3 - Sensibilité des boucles rapides aux reports de charge triphasés et monophasés.

5 - 4 - Alimentation d'un client.

5 - 5 - liaison centrale poste

6 - Calcul des zones

6 - 1 - Protection des lignes à un seul circuit

6 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X1

6 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2

6 - 1 -3 - Réglage de la troisième zone X3

6 - 1 -4 - Réglage des zones de mise en route

6 - 2 - Protection des lignes à deux circuits

6 - 3 - Paramètre à afficher sur la protection

7 - Calcul de grandeurs caractérisant le comportement de la protection

7 - 1 - Résistance maximale détectable

7 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc

8 - Temporisations

9 - Satisfactions des conditions énoncées dans le guide de réglage

9 - 1 - Mise en route aval

9 - 2 - Portée résistive

9 - 3 - Mise en route amont

9 - 4 - Critère global




3 / 100

REZ1

1 - Grandeurs d'entrée utilisées et tracé des caractéristiques en cas de défaut


1 - 1 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale.

1 - 1 - 2 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale. 1 - 1 - 3 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.


1 - 3 - Sélection de phase

1 - 4 - Application numérique

2 - Paramètres de réglage de la protection

2 - 1 - Réactance x utilisée pour les mises en route et les limites de zone.

2 - 2 - Argument de l'impédance de ligne et de l'impédance de terre

2 - 3 - Résistance rf

2 - 4 - Coefficient de terre ko_protection

2 - 5 - Seuils de courant de démarrage

2 - 6 - Affectation des zones aux modules


2 - 8 - Choix du système de téléaction

2 - 9 - Réglage de l'antipompage.


3 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double

3 - 1 - 1 -Tracé des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route

3 -1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et celle de report de charge triphasé

3 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route

3 - 2 - Etude du régime de report de charge phase a sur ligne d'interconnexion double 3 - 3 - Alimentation d'un client.

3 - 4 - Liaison centrale poste






4 - 1 -4 - Réglage de la zone amont X4






6 - Temporisations








4 / 100

PXLP




2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale


3 - 1 - Affichage face avant

3 - 1 - 1 - Mise en route aval

3 - 1 - 2 - Mise en route amont

3 - 1 - 3 - Mesures de distance

3 - 1 -4 - Caractéristique d'antipompage

3 - 1 - 5 -Temporisations

3 - 2 - Réglage sur les cartes

3 - 2 - 1 - Forme de la caractéristique

3 - 2 - 2 - Système de téléaction

3 -2 - 3 - Relais de seuil

4 - Calcul des paramètres de la mise en route

4 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double

4 - 1 - 1 Tracé de la caractéristique de transit

4 - 1 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route et le cercle d'antipompage

4 - 2 - Etude du report de charge monophasé sur ligne d'interconnexion double

4 - 3 - Alimentation d'un client




5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X15 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2


6 - Calcul de l'antipompage

7 - Temporisations

8 - Performances de la protection

8 - 1 - Résistance maximale détectable Rf en cas de défaut monophasé



9 - 1 - Mise en route aval 9 - 2 - Portée résistive


ANNEXE 6 - 31




5 / 100

PDS







3 - 1 - Réglage des réactances

3 - 2 - Réglage des résistances

3 - 3 - Réglage de l'antipompage

3 - 4 - Réglage de l'argument θ θθ θ

3 - 5 - Réglage du coefficient de terre ko

3 - 6 - Réglage des temps de déclenchement

3 - 7 - Seuils non réglables

4 - Calcul de la largeur de bande

4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double.

4 - 1 - 1- Tracé de la caractéristique de transit

4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit

4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double.








6 - Temporisations











6 / 100

RAZOA



2 - 1 - Mise en route circulaire centrée ou décalée.

2 - 1 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.

2 - 1 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.

2 - 1 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale

2 - 2 - Mise en route en lentille modifiée, ou" cornet de glace"

2 - 2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.

2 - 2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.

2 - 2 - 3 - Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale

2 - 3 - Antipompage



3 - 1 - Mise en route à maximum d'intensité

3 - 2 - Mise en route à minimumm d'impédance "externe"

3 - 3 - Relais de commutation des boucles de mise en route par courant homopolaire

3 - 4 - Antipompage

3 - 5 - Mesure de distance et résistances associées

3 - 6 - Choix du sytème de téléaction

3 - 7 - Temporisateurs

3 - 8 - Choix du système de déclenchement


4 - 1 - Caractéristique circulaire

4 - 1 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double.

4 - 1 - 1 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit

4 - 1 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit

4 - 1 - 1 - 3 - Compatibilité entre l'antipompage et la mise en route

4 - 1 - 1 - 4 - Compatibilité entre l'antipompage et la plus grande zone de mesure de distance

4 - 1 - 1 - 5 - Compatibilité entre la mise en route et la zone de transit

4 - 1 - 1 - 6 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique

4 - 1 - 1 - 7 - Alimentation d'un client 4 - 1 - 1 - 8 Liaison centrale poste

4 - 1 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double.


4 - 1 - 2 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route

4 - 1 - 2 - 3 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique

4 - 2 - Caractéristique lenticulaire modifiée

4 - 2 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double.


4 - 2 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de transit




7 / 100

4 - 2 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route

4 - 2 - 1 - 4 - Compatibilité entre la caractéristique de transit et la mise en route

4 - 2 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double




- Préliminaires: influence du rapport R / X

5 - 1 Protection des lignes à un seul circuit



5 - 1 - 3 - Réglage de la troisième zone X3

5 - 1 - 4 - Réglage de la zone amont X4


6 - Temporisations


7 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre

7 - 1 - 1 - Mise en route circulaire décalée

7 - 1 - 2 - Mise en route en lentille modifiée




8 - Satisfaction des conditions énoncées dans le guide de réglage







8 / 100

PD3A



2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut.


2 - 4 - Verrouillage antipompage

2 - 5 - Sélection de phases.

2 - 6 - Mesures directionnelles.



3 - 1 - Résistance maximale détectable de défaut.

3 - 2 - Coefficients.

3 - 3 - Réglage de la zone 1


3 - 5 - Réglage de la zone aval

3 - 6 - Réglage de la zone amont







4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double

4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit 4 - 2 - 2 - Calcul de la largeur de bande en fonction du transit





5 - 2 Protection des lignes à deux circuits

6 - Temporisations











9 / 100

PXLC



2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.2 - 2 - Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.


3 - Paramètres de réglage

3 - 1 - Réglage des mises en route

3 - 2 - Coefficients

3 - 3 - Réglage des zones




4 - Calcul des paramètres de mise en route

4 - 1 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne d'interconnexion double



4 - 2 - Report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double





5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone X15 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone X2


6 - Temporisations





8 - 1 - Mise en route aval 8 - 2 - Portée résistive


Annexe 6 - 71: PSEL




10 / 100

RXAP


1 - 1 - Mise en route circulaire

1 - 2 - Mise en route elliptique

1 - 3 - Système de verrouillage antipompage 1 - 4 - Mesure de distance


1 - 6 - Fonction directionnelle

2 - Tracé des caractéristiques en cas de défaut.

2 - 1 - Caractéristique circulaire.

Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b,en alimentation monolatérale.


Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.


Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale

2 - 4 - Caractéristique elliptique.

Mise en route lors d'un défaut entre les phases a et b,en alimentation monolatérale.

2 - 5 - Caractéristique elliptique .

Mise en route lors d'un défaut triphasé équilibré ou en fonctionnement normal.

2 - 6 - Caractéristique elliptique.

Mise en route lors d'un défaut entre phase a et terre, en alimentation monolatérale



3 - 1 - 1 - Protection "5 A", circulaire décalée3 - 1 - 2 - Protection "3,3 A", circulaire décalée

3 - 1 - 3 - Protection elliptique



3 - 3 - 1 - Protections circulaires

3 - 3 - 2 - Protections elliptiques




4 - 1 - Régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double - caractéristique circulaire



4 - 2 - Régime de report de charge triphasé sur ligne d'interconnexion double - caractéristique elliptique

4 - 2 - 1 - Tracé de la caractéristique de transit

4 - 2 - 2 - Calcul de la distance focale d'une ellipse en fonction de son excentricité

4 - 2 - 3 - Application à l'ellipse d'antipompage

4 - 3 - Etude du régime de report de charge monophasé sur ligne d'interconnexion double






11 / 100






6 - Temporisations


7 - 1 - Protection circulaire

7 - 1 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre

7 - 1 - 2 - Portée maximale en cas de défaut franc

7 - 2 - Protection elliptique






8 - 1 - 2 - Portée résistive

8 -1 - 3 - Mise en route amont








12 / 100

7 SA 511



1 - 2 - Antipompage

1 - 3 - Sélection de phase 1 - 4 - Mesure de distance

1 - 5 - Direction






3 - 1 - Caractéristiques des réducteurs


3 - 3 - Réglages de zone





4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement monophasé sur ligne d'interconnexion double.








6 - Temporisations


7 - 1 - Résistance maximale détectable au poste

7 - 2 - Résistance maximale détectable en limite de première zone









13 / 100

REL 100





1 - 4 - Sélection de phases. 1 - 5 - Mesure de distance






3 - 1 - Paramètres donnés à titre indicatif

3 - 2 - Paramètres effectivement utilisés par la protection





4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double.









6 - Calcul de la sélection de phase

7 - Temporisations


8 - 1 - Résistance maximale détectable en première zone Rf en cas de défaut monophasé









14 / 100

S321 - 5


1 - 1 - Mises en route et mesures de distance



1 - 4 - Sélection de phases


2 - 1 - Mise en route lors d'un défaut biphasé ou triphasé équilibré, ou en fonctionnement normal.



3 - 1 - Identification du départ

3 - 2 - Réglage des boucles phase - phase (relai mho)

3 - 3 - Réglage des boucles phase - terre (quadrilatères)

3 - 4 - Réglage du coefficient de terre

3 - 5 - Antipompage

3 - 6 - Seuils du relais directionnel à composantes inverses

3 - 7 - Seuils de courant


3 - 9 - Schémas de téléprotection




4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit

4 - 2 - Report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne d'interconnexion double














7 - Temporisations








15 / 100

GENERALITES

Cette note constitue l'application à chaque type de protection des conditions de réseau auxquels elle doit

s'adapter, et qui sont définies dans l'annexe 2. Elle est le résumé des notes ayant servi à l'élaboration du

programme Parapluie.

1 - Protections étudiées

Les protections décrites sont:

- protections utilisées sur le réseau EDF 400 kV

PXLN et EPAC de GEC Alsthom numérique

REZ1 de ABB semi - numérique

PXLP de GEC Alsthom statique

PDS de GEC Alsthom statique de première génération

- protections utilisées sur les autres réseaux EDF

RAZOA de ABB statique

PD3A de GEC Alsthom statique

PXLC de GEC Alsthom statique, avec dispositif anti - saturation

RXAP de GEC Alsthom électromécanique

- protections dont l'essai était en cours, ou était prévu, au 1-1-98, sur les réseaux EDF

REL 100 de ABB numérique

7 SA 511 de Siemens numérique

S321-5 de Schweitzer numérique (ultérieurement)

2 - Choix des plans d'impédance

Les diagrammes sont toujours tracés dans les plans d'impédance utilisés pour les mesures de distance, à savoir:

Va - Vb Vb - Vc Vc - Va

pour les boucles phase - phase

Ia - Ib Ib - Ic Ic - Ia

Va Vb Vc

pour les boucles phase - terre

Ia + ko * Ir Ib + ko * Ir Ic + ko * Ir

3 - Particularités des mises en route

Nous distinguons deux types de protection:

- les protections possédant un relais de courant résiduel à pourcentage.

Ce relais est généralement réglé suffisamment haut pour que les boucles monophasées ne soient pas validées en

cas de cycle monophasé sur une ligne adjacente, même en cas de pompage. Dans ce cas nous traçons uniquement

la caractéristique de mise en route polyphasée, dans le même plan que la caractéristique de transit en cas de

report de charge triphasé. C'est en effet la compatibilité entre ces deux caractéristiques, et elle seule, qui impose

le réglage;




16 / 100

- les protections possédant un relais de courant résiduel à seuil fixe.

Les boucles monophasées sont alors validées lors d'un cycle monophasé apparaissant sur une ligne adjacente

lorsque le transit est élevé et a fortiori en cas de pompage. Dans ce cas nous traçons aussi la caractéristique de

mise en route monophasée dans le même plan que la caractéristique de transit en cas de report sur cycle de

réenclenchement monophasé. En effet, la compatibilité entre ces deux dernières caractéristiques doit elle aussi

être prise en compte dans les réglages.

Nota: du fait de la disparité entre les différentes protections, le calcul des réglages comporte de nombreux risques

d'erreur. Afin de pallier à ces risques, un programme de calcul, appelé PARAPLUIE, a été créé.

4 - Particularités des mesures de distance phase - terre (voir troisième partie, § 21121)

Le courant pilote utilisé est à chaque fois indiqué. En effet certaines protections utilisent des systèmes de

mesure, tels que le comparateur de phases à trois entrées (3ème partie, § 2131 et 2132) ou son équivalent en

numérique (§ 214), qui permettent de s'affranchir de la chute de tension dans le défaut, à condition de disposer

d'un courant en phase avec le courant circulant dans le défaut.

En effet, l'équation (1) du § 21311 peut s'écrire

v = Rd * i_pilote + (r * y * i_image + l * y * (di_image / dt)

dans laquelle i_pilote et i_image ne sont pas égaux: i_image est le courant circulant dans la ligne, et i_pilote est

le courant circulant dans le défaut, ou du moins un courant s'en rapprochant le plus possible.

Ceci permet de conserver une bonne précision sur la mesure de distance lorsque la résistance du défaut est

élevée par rapport à la réactance de première zone.

Le courant pilote choisi est différent d'une protection à l'autre. Ce peut être le courant Io, ou la somme Ii + Io, ou

l'écart ∆Ia ... entre le courant de phase avant le défaut et le courant de phase après le défaut.

Pour comparer ces différentes méthodes, nous utilisons la représentation du § 3-4 de l'annexe 1, pour un défautphase a - terre:

Composantes symétriques:

If Zds2 + ZdL * (1 - x)

Id1 = * + Id (transit)

3 Zds1 + Zds2 + ZdL

If Zds2 + ZdL * (1 - x)

Ii1 = *

3 Zds1 + Zds2 + ZdL

If Zos2 + ZoL * (1 - x)Io1 = *

3 Zos1 + Zos2 + ZoL

Courant d'écart pour la boucle phase a - terre:

If Zds2 + ZdL * (1-x) Zos2 + ZoL *(1 - x)

∆Ia = * (2 * + )

3 Zds1 + Zds2 + ZdL Zos1 + Zos2 + ZoL

If Zds2 + ZdL * (1-x) Zos2 + ZoL *(1 - x)

∆Ib = * ( - + ) = ∆Ic

3 Zds1 + Zds2 + ZdL Zos1 + Zos2 + ZoL




17 / 100

Ces égalités montrent que le choix du courant Io seul convient surtout pour un réseau fortement mis à la terre aux

deux extrémités, faute de quoi sa valeur est trop faible et les erreurs peuvent être importantes.

Le choix de Ii semble le plus séduisant. Cependant il nécessite la réalisation d'un filtre de courant inverse rapide.

Ceci a conduit à ne jamais l'utiliser seul jusqu'à présent dans cette fonction.

L'aptitude d'une protection à détecter les défauts résistants avec une erreur acceptable se traduit par la donnée durapport R / X1, R étant la résistance maximale détectable, et X1 la réactance de première zone.

Pour les tracés des caractéristiques nous utilisons toujours les courants image.

5 - Forme des défauts étudiés

Nous étudions les défauts apparaissant dans la configuration la plus simple: alimentation monolatérale sur charge

nulle.

5 - 1 - défaut phase - phase

Ia

Va

E Zds Zd * y

R défaut

a*E Zds Zd * y

Vb

Ib

La boucle de mesure de distance voit l'impédance suivante:

(Va - Vb) / (Ia - Ib) = (Va - Vb) / 2 * Ia = Zd * y + R défaut / 2

5 - 2 - Défaut phase - terre

Ia

Va

E Zds Zd * y

R défaut

ko * Zd * y

Vb

Ir


Va / (Ia + ko * Ir) = Zd * y + R défaut / (1 + ko)

5 - 3 - Défaut triphasé équilibré

Va

E Zds Zd * y

Ia

a*E Zds Zd * y

Vb

Ib




18 / 100

a²*E Zds Zd * y

Ic


(Va - Vb) / (Ia - Ib) = Va / Ia = Zd * y + R défaut




19 / 100

5 - 4 - Défaut phase - phase - terre

L'étude de ce type de défaut pour chaque protection est laissée à l'initiative du lecteur.

Va

E Zds Zd * y

a*E Zds Zd * y

Vb

Ib

a²*E Zds Zd * y

Ic R_défaut

ko * Zd * y

Ir = Ib + Ic

La résistance du défaut entre phases est supposée nulle. La boucle de mesure de distance b - c voit l''impédance

suivante:

(Vb - Vc) / (Ib - Ic) = Zd * y

La boucle de mesure de distance b - terre voit l''impédance suivante:

vb / (Ib + ko * Ir) = Zd * y + R_défaut * Ir / (Ib + ko * Ir)

Pour calculer le coefficient de R_défaut, il faut résoudre le système suivant (voir schéma ci-dessus):

a * E = (Zds + Zd * y) * Ib + R_défaut * (Ib + Ic) + ko * Zd * y * ( Ib + Ic)

a² * E = (Zds + Zd * y) * Ic + R_défaut * (Ib + Ic) + ko * Zd * y * ( Ib + Ic)

ce qui donne, après résolution:

a * (Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) - a² * (R_défaut + ko * Zd * y)

Ib = E *

(Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) ² - (R_défaut + ko * Zd * y )²

a² * (Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) - a * (R_défaut + ko * Zd * y)

Ic = E *

(Zds + Zd * y + R_défaut + ko * Zd * y ) ² - (R_défaut + ko * Zd * y )²

Ir Zds + Zd * y

=

Ib + ko * Ir ko*(Zds + Zd*y) + a² * (R_défaut + ko*Zd*y) - a * (Zds + Zd*y + R_défaut + ko*Zd*y )

le coefficient de R_défaut est un nombre complexe qui dépend de l'impédance de source. Un défaut résistant peut

ainsi provoquer une erreur de mesure de distance. Généralement un défaut est vu plus près qu'il n'est réellement.

Un défaut situé au-delà de l'extrémité de la ligne peut donc provoquer un déclenchement en premier stade.

Nota: les impédances sont toujours données en valeurs "haute tension".




20 / 100

PXLN et EPAC

Ce sont des protections numériques à 6 éléments de mesure. Leurs principes de fonctionnement sont identiques,

mais leur technologie est différente: La PXLN, plus compliquée, est aussi plus rapide. L'affichage des réglages

est réalisé différemment.



Il existe deux types de mise en route:

1 - 1 - 1 - Une mise en route de type classique, dont l'originalité par rapport aux protections statiques plus

anciennes à caractéristique en parallélogramme réside dans le fait que les mesures se font 40 fois par période et

non deux fois. Mais les grandeurs d'entrée sont les mêmes, à savoir:

- bandes horizontales

boucles phase - phase boucles phase - terre

(Va - Vb) et (Ia - Ib) Va et (Ia + ko * Ir)

(Vb - Vc) et (Ib - Ic) Vb et (Ib + ko * Ir)

(Vc - Va) et (Ic - Ia) Vc et (Ic + ko * Ir)

- bandes obliques

boucles phase -phase boucles phase - terre

(Va - Vb) et (Ia - Ib) Va et Ia

(Vb - Vc) et (Ib - Ic) Vb et Ib

(Vc - Va) et (Ic - Ia) Vc et Ic

La pente de la ligne et le coefficient de terre ko sont entrés indirectement par:

* résistance directe linéique,

* résistance homopolaire linéique,

* réactance linéique par phase, ou * réactance linéique directe

* réactance mutuelle linéique par phase. * réactance linéique homopolaire

La résistance de défaut est réglable de manière indépendante sur les boucles terre et les boucles phase. La valeur

affichée est la résistance de défaut maximale détectable.

1 - 1 - 2 - Une mise en route utilisant la variation rapide des tensions et courants lors de l'apparition d'un défaut.

Cette mesure est en principe indépendante du transit et peut donc être rendue sensible à des résistances de défaut

plus élevées.

1 - 2 - Antipompage

La fonction antipompage est réalisée sur chacune des boucles "phase - terre", par une zone distante de la mise en

route classique d'une valeur ∆R (bandes obliques) et ∆X = ∆R (bandes horizontales). Elle utilise les mêmes

grandeurs d'entrée que la mise en route. Elle verrouille au choix la première zone, la deuxième zone ,la troisième

zone, ou la mise en route. Elle peut être supprimée en cas de déséquilibre important.


- de type classique, utilisant les indications des éléments de mise en route,

- rapide, utilisant les dérivées des courants ia; ib; ic; (ia - ib); (ib - ic); (ic - ia)

La mesure du courant résiduel est réalisée par un relais à pourcentage.




21 / 100


La protection possède quatre zones aval et une zone amont.

. mesures de type classique. Elle utilise les mêmes grandeurs d'entrée que la mise en route,

. mesures de type rapide. Pour ces mesures, elle utilise comme courant pilote sur les boucles terre le courant Ir

pendant les 30 premières millisecondes qui suivent le défaut, elle puis revient au courant Ia + ko * Ir .


- ligne 400 kV double d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'intensité maximale de transit 2000 A, de

coefficient de terre ko = 2 / 3, de coefficient de mutuelle homopolaire kom= 0,4, avec cable de garde et

d'argument ϕ = 86 °,

- portée aval, en réactance: X4 = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance: X5 = 12,5 Ω,

- résistance RMOC = RBIC = 20 Ω.

- Nous supposons que l'angle θ de l'image de la ligne a pu être réglé égal à ϕ.

- kz = 2; qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1

- la bande d'antipompage: ∆R = 12 Ω en haute tension.

Le coefficient de report de charge triphasé C vaut alors 1,7 (voir définitions en annexe 2, § 11).


2-1- Défaut biphasé en alimentation monolatérale.

X4 = 37,5 Ω

B

RF / 2

θA

Echelle 1cm = 10 Ω ϕ

X5 = 12,5 Ω

Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage quatrième et cinquième zone.

La demi - largeur de bande, notée par la flèche noire, est égale à la moitié de la valeur de réglage RBIC, elle

même égale à la valeur maximale de défaut détectable RF.




22 / 100

- tracé de la caractéristique d'antipompage

En cas de défaut biphasé isolé, le tracé de la caractéristique d'antipompage dépend de l'impédance amont du

réseau. Nous le voyons en considérant le schéma suivant (alimentation monolatérale):

PosteVa Z

E Zds

I = Ia

Vb

a²*E Zds

I = - Ib

Vc

a*E Zds

Vasoit Zap l'impédance mesurée par le relais d'antipompage: Zap =

Ia

Va - Vb

Soit Z l'impédance mesurée par le relais de mesure de distance: Z =

Ia - Ib

Nous cherchons la relation qui lie Zap et Z dans le cas de réseau ci-dessus:

Va = E - Zds * I

Vb = a² * E + Zds * I

Va - Vb Va - Vb

Comme Z = nous obtenons Va = E - Zds *

2 * I 2 * Z

Va - Vb

Vb = a² * E + Zds *

2 * Z

En additionnant et soustrayant ces équations nous obtenons:

Va + Vb = - a * E

Z

Va - Vb = (1 - a²) * E *Z + Zds

2 * Z -a * Zds

d'où: Va = E *

2 * (Z + Zds)

E 1

Or I = = Ia = * (Ia - Ib)

2 * (Z + Zds) 2

Va 2 * Z - a * Zds 1

Nous obtenons alors: Zap = = soit Z = * [ Zap * (1-a²) + a * Zds]

Ia 1 - a² 2




23 / 100

que nous pouvons écrire:

1 j * 30° j * 120°

Z = * ( Zap * √ 3 * e + Zds * e )

2

La caractéristique d'antipompage dans le plan de référence est obtenue en faisant subir à la caractéristique tracée

en régime équilibré (voir § 22) les transformations suivantes:

- une homothétie de √ 3 / 2

- une rotation de 30°

- une translation de (Zds / 2) ∠ 120°

Cette transformation dépend de l'impédance amont du réseau

Zds

En pointillé bleu la caractéristique d'antipompage en régime équilibré.

En trait plein bleu la caractéristique d'antipompage sur défaut biphasé franc en alimentation monolatérale.

nota: en cas de défaut ac, l'équation de transformation devient:

1 -j * 30° -j * 120°

Z = * ( Zap * √ 3 * e + Zds * e )2




24 / 100

2-2-Caractéristique lors d'un défaut triphasé ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut.

X4 = 37,5 Ω

B

RMOC

∆R

RBIC /2

θA

ϕ

échelle 1 cm = 10 Ω ∆R X5 = 12,5 Ω

Le plan considéré ici peut être aussi bien le plan d'impédance de référence des boucles monophasées que le plan

d'impédance de référence des boucles biphasées.

Les bandes horizontales sont bien tracées dans le plan de référence.

La caractéristique phase - terre est tracée en vert. Sa demi-largeur de bande est : RMOC = 20 Ω

La caractéristique phase - phase est tracée en brun. Sa demi-largeur de bande est: RBIC / 2 = 10 Ω

La caractéristique d'antipompage est tracée en bleu. La largeur des œillères (entre vert et bleu) vaut : ∆R = 12 Ω

Les tensions compensées des bandes obliques s'écrivent:

Vab ± RBIC / 2 * Iab pour les boucles phase - phaseVa ± RMOC * Ia pour les boucles phase - terre

RF

La résistance maximale détectable par phase d'un défaut triphasé équilibré vaut:

RF = RMOC sur les boucles phase - terre

RF = RBIC / 2 sur les boucles phase - phase




25 / 100

2-3- Défaut phase - terre, en alimentation monolatérale.

X4 = 37,5 Ω

B ∆R / (1 + ko)

RMOC / (1+ko)

θA

ϕ

échelle 1 cm = 10 Ω X5 = 12,5 Ω

Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de quatrième et cinquième zone.

La valeur de réglage est RMOC, elle même égale à la valeur maximale de défaut détectable RF. La demi - largeur

de bande vaut RF / (1 + ko).

Un défaut de résistance RF + ∆R est vu en limite de zone d'antipompage.




26 / 100

3 - Paramètres de réglage de la PXLN

Ces paramètres sont inscrits et lus dans la protection par l'intermédiaire d'un terminal situé sur la face avant de

l'appareil, ou d'un ordinateur type PC.

Seuls les paramètres qui peuvent changer d'une configuration EDF à l'autre ont indiqués ici.

Les grandeurs électriques ont toujours exprimées en valeurs "basse tension".


- longueur L en km dans une plage de 10 à 700

- inductances linéiques, que nous pouvons inscrire de deux manières:

* sous forme matricielle. Cette manière de procéder n'a d'intérêt que si la dissymétrie de la ligne a pu être prise en

compte, c'est à dire si les 6 valeurs sont différentes les unes des autres

xLaa xMab xMac en ohm par km, dans une plage allant de 0 à 9,9999

xMab xLbb xMbcxMac xMbc xLcc (voir annexe1, § 21 )

* par leurs composantes symétriques, si la ligne est considérée comme symétrique

(xLaa = xLbb = xLcc; xMab = xMac = xMbc)

xd xo en ohm par km, dans une plage allant de 0 à 9,9999

Les inductances matricielle et les inductances cycliques sont liées entre elles par:

xd = xLaa - xMab

xo = xLaa + 2 * xMab

- résistances linéiques

Il n'est pas prévu de prendre en compte la dissymétrie. Nous inscrivons:

rf ro en ohm par km, dans une plage allant de 0 à 9,9999

- angle de la ligne et coefficient de terre

Ils se déduisent des données précédentes par

xd ro + j * xo - rd - j * xd

tg ϕ = ko =

rd 3 * rd + j * 3 * xd


- limites aval

X1 = % plage 10 à 200 par pas de 2




- limites amont





27 / 100


Résistance monophasée sur mise en route de type rapide rmor = Ω plage 0 à 200 par pas de 1 ΩRésistance biphasée sur mise en route de type rapide rbir = Ω plage 0 à 200 par pas de 1 Ω

Résistance monophasée sur mise en route de type classique rmoc = Ω plage 0 à 200 par pas de 1 Ω

Résistance biphasée sur mise en route de type classique rbic = Ω plage 0 à 200 par pas de 1 Ω

3 - 4 - Temporisation

T1 = ms plage 0 - 100 par pas de 1ms sur zone 1

100 - 10000 par pas de 10ms




3 - 5 - Type de ligne

Les possibilités suivantes sont proposées

- ligne simple

- ligne double sans liaison entre les PXLN

- ligne double avec liaison entre les PXLN, coté maître

- ligne double avec liaison entre les PXLN , coté esclave

3 - 6 - Système de téléaction

Les modes proposés pour la protection sont:

- pas de téléaction *

- portée réduite et accélération *

- portée étendue et autorisation

- portée réduite et autorisation- portée étendue et verrouillage *

- portée réduite et verrouillage

- mode "écho"

- mode "source faible"

Les modes suivis d'un astérique sont ceux utilisés par EDF.

Dans le système "portée réduite et accélération", la fonction supplémentaire "déclenchement rapide sur défaut

polyphasé en deuxième zone et perte de porteuse haute fréquence" est proposée.

L'émission de l'ordre de téléaction peut être élaboré

- par la zone 1 dans le système "portée réduite et accélération"- par la zone 2 dans le système "portée réduite et accélération"

- par la zone amont dans le système "portée étendue et verrouillage"

3 - 7 - Réglage du dispositif antipompage

Temporisation de déverrouillage = s plage 0 - 30 par pas de 10 ms

Seuil de déverrouillage par courant inverse = % In plage 10 - 50

Seuil de déverrouillage par courant résiduel = % In plage 10 - 50

Seuil de déverrouillage par courant de défaut = In plage 1 - 10 par pas de 0,1

Largeur de bande Ω plage 0,2 - 25




28 / 100

Choix du verrouillage

- pas de verrouillage

- verrouillage général

- verrouillage zone 1



- verrouillage de l'émission de la téléaction

- verrouillage de la réception de la téléaction

- verrouillage de la zone 1 indépendante (portée réduite et verrouillage)

3 - 8 - Type de déclenchement

La protection propose 3 possibilités

- réenclenchement monophasé sur toutes les zones

- réenclenchement triphasé sur toutes les zones

- réenclenchement monophasé uniquement sur première zone et deuxième zone accélérée

3 - 9 - Type de réducteur de tension

La protection doit s'adapter à l'un ou l'autre des réducteurs suivants:

- inductif

- capacitif




29 / 100

4 - Paramètres de réglage de l'EPAC 3000

Ces paramètres sont inscrits et lus dans la protection par l'intermédiaire d'un terminal face avant, ou d'un PC.

Seuls les paramètres qui peuvent changetr d'une configuration EDF à l'autre sont indiqués ici.

Les grandeur électriques sont toujours exprimées en valeurs "basse tension".


- courant nominal secondaire 1 ou 5 A

- longueur .. , .. km plage 0,3 à 300 km

- impédances de la ligne. Elles peuvent être définies de trois manières différentes:

* impédance directe en coordonnées cartésiennes Xd = ... , ... Ω Rd = ... , ... Ωimpédance homopolaire " " Xo = ... , ... Ω Ro = ... , ... Ω

* impédance directe en coordonnées polaires Zd = ... , ... Ω ϕd = .. ° plage de 45° à 90° impédance homopolaire " " Zo = ... , ... Ω ϕo = .. ° plage de 45° à 90°

* impédance directe en coordonnées cartésiennes Xd = ... , ... Ω Rd = ... , ... Ω

coefficient de terre ko complexe ko = . , .. + j . , .. plage -7 , +7 pour les deux parties


- limites aval





- limites amont



- résistance de boucle monophasée classique rmoc = ... plage 0 - 200 Ω- résistance de boucle monophasée rapide rmor = ... plage 0 - 200 Ω

- résistance de boucle biphasée classique rbic = ... plage 0 - 200 Ω par pas de 2 Ω

- résistance de boucle biphasée rapide rbir = ... plage 0 - 200 Ω par pas de 2 Ω

4 - 4 - Antipompage

- impédance de la bande (Ω) de 0 à 25 / In_secondaire par pas de 0,01 / In_secondaire

- temporisation de déverrouillage (s) de 0 à 30 s par pas de 0,1 s

4 - 5 - Téléaction

voie 1 voie 2

sans téléaction

portée réduite et accélération, validée zone 1

portée réduite et accélération, validée zone 1 et 2

portée réduite et accélération, validée zone 1, 2, et mise

en route aval

portée réduite et verrouillage

sans téléaction

portée réduite et accélération, validée zone 1

portée réduite et accélération, validée zone 1 et 2

portée réduite et accélération, validée zone 1, 2, et mise

en route aval

portée réduite et verrouillage




30 / 100

portée étendue et verrouillage portée étendue et verrouillage


- T1 0 à 10 s par pas de 5 ms

T2, T3, T4, T5 0 à 10 s par pas de 10 ms




31 / 100


5 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double

5 - 1 - 1 - Tracé des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route

Pour rechercher la compatibilité des caractéristiques de la protection avec la caractéristique de transit, nous nousplaçons dans le plan de référence des défauts phase - terre.

En effet, pour cette protection, ces boucles sont plus contraintes que les boucles biphasées. Elles ne sont pas

validées, puisqu'il n'y a pas de courant homopolaire, mais, si la largeur de l'antipompage était trop élevée, ce

dernier risquerait d'être initialisé, puis rendu inopérant au bout de la temporisation de déverrouillage. Si un

pompage apparaissait à la suite du report de charge, la protection émettrait alors un ordre de déclenchement

intempestif.

La caractéristique de transit

est définie par les 4 cercles Cercle C3

en pointillé rouge (voir annexe 2, § 224)

Cercle C2

N4

Les caractéristiques des boucles N2

phase - terre de la protection

sont celles qui sont vues au § 22. B

N3

N1 N6 A

échelle 1 cm = 20 Ω N5

Le cercle C1 centré en A

et le cercle C2 centré en Bont pour rayon 61 Ω. Cercle C4

Le cercle C3 est centré au point d'abscisse 94,2 Ω ∠ 85°

Le cercle C4 est centré au point d'abscisse - - 69,2 Ω ∠ 85°

C3 et C4 ont pour rayon 80,7 Ω.

Ici, la valeur de RMOC calculée à partir de ces contraintes sera supérieure aux 20 Ω fixés a priori.




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- Rappel des coordonnées des points névralgiques

j*εi

ANi = ANi * e avec i = 1 à 6, et :

C * It * ZL

α = arc cos2 * Vmin

Vmax² - Vmin² ZL * C * It

γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin

AN3

=

AN4

= ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ *C * It C * It

ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α

ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ )ε 3 = arctg

ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ )

ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ + γ )ε 4 = arctg

ZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ + γ )

ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas et détecté par cos γ > 1

Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne sont pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; + 30° ]

et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments:

ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




33 / 100

5 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de report de

charge triphasé

- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique Ni et une bande oblique.

Ni

D

M

εK

H' A θ H

Calculons la longueur du segment AH en fonction de celle du segment AM. Ils sont liés par:

AK = AM * cos ε

MK = AM * sin ε

HK = MK * cotg θ

d'où: AH = AK - HK = AK - MK * cotg θ = AM * cos ε - AM * sin ε * cotg θ

que l'on peut écrire AH = AM * sin ( θ - ε ) / sin θ

Pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que :

sin ( θ − ε)1,1 * AM < 0,9 * ANi, d'où 1,1 * AH < 0,9 * * ANi (1)

sin θ

Nous choisissons la valeur de AK la plus faible. Nous en tirons, d'après le § 22:

AK = rmoc + DR

Nota: lors d'un pompage en régime équilibré, la caractéristique oblique des bandes monophasées doit être

franchie avant la caractéritique des bandes biphasées:

rbic ≤ 2 * rmoc

Nous prenons généralement rbic = rmoc.

- largeur de bande d'antipompage

Dans la plupart des protections, la largeur de bande d'antipompage est fixe. Dans la PXLN et dans l'EPAC elle

peut être réglée.Considérons un réseau simplifié:

E1 A B E2

∼ ZSA ZL ZSB

La f. e. m. E2, de même module que E1, tourne par rapport à E1 à une vitesse angulaire Ω




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j * Ω * t

E2 = E1 * e E1 et E2 sont en opposition de phase lorsque Ω * t = π

Les impédances sont supposées avoir le même argument. Nous calculons l'impédance directe vue du point A:

Vd ZSA + ZL + ZSB

= Zd = - ZSA Id j * Ω * t

1 - e

Lorsque t varie, Zd décrit une droite perpendiculaire à l'image de la ligne.

ZL + ZSB

ZL

rmoc

∆R

ϕ

- ZSA

D2 D1

Le point représentatif de l'impédance coupe la droite D2 au bout d'unntemps δt après avoir coupé la droite D1.

Pour qu'il y ait détection de pompage, il faut que ce temps soit supérieur à 15 ms. La fréquence maximale dupompage actuellement pécifiée est ∆F = 4 Hz.

La largeur minimale ∆R répondant à cette contrainte varie avec rmoc. Elle est maximale lorsque rmoc est nul.

ZL + ZSB

ZL

∆R

A B

O ϕ

D2 D1

- ZSA

ZSA + ZL + ZSB ZSA + ZL + ZSB

dans ce cas OA = avec Ω * t = π soit OA =

j * Ω * t 21 - e




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j * (ϕ - π /2)

AB = DR * sinϕ * e d'une part,

AB = OB - OA d'autre part.

ZSA + ZL + ZSB ZSA + ZL + ZSB

Or OB = - ZSB = - ZSB

j * Ω * (t + δt) j * Ω * δt1 - e 1 + e

d'où, en identifiant les deux valeurs de AB ainsi trouvées:

j * (ϕ - π /2) ZSA + ZL + ZSB ZSA + ZL + ZSB

DR * sin j * e = -

j * Ω * δt 2

1 + e

j * ϕ

Or ZSA + ZL + ZSB = ZSA + ZL + ZSB * e

1 1d'où - j * DR * sin ϕ = ZSA + ZL + ZSB * ( - )

j * Ω * δt 2

1 + e

Le terme entre parenthèses vaut: - j * tg (Ω ∗ δt / 2)

tg (Ω ∗ δt / 2)

d'où DR = ZSA + ZL + ZSB *

sin ϕ

ou, en remplaçant Ω par 2 * π * F et en confondant la tangente avec l'arc,

ZSA + ZL + ZSB ∆R = π * F * δt * ou ∆R = π * F * δt * XAS + XL + XBS (1)

sin ϕ

Exemple numérique: Un = 400 kV; ZL = 25 Ω; It = 2000 A

Nous trouvons, compte tenu de la formule 10 du § 113 de l'annexe 2

Xsa + Xsb = 61 Ω puis ∆R ≥ 16,2 Ω

Le calcul effectué par le programme Parapluie donne, compte tenu des contraintes d'affichage:

Rbic =40 Ω «haute tension», soit 20 Ω «basse tension»




36 / 100

5 - 2 - Report de charge phase a.

Nous avons vu (§ 14), que les boucles phase - terre ne sont sollicitée que si le courant de terre Ir est supérieur à

0,23 * Ia + 0,07 * In, Iph étant le courant de phase le plus élevé. Or dans l'annexe 2, § 12, les formules du tableau

12 montrent que le rapport Ir / Ia reste toujour inférieur à ce seuil. Nous admettons alors que , pendant un report

de charge monophasé, les boucles phase - terre ne peuvent pas élaborer d'ordre de déclenchement.

Noton cependant que les oeillères d'antipompage de boucles phase - terre peuvent être sollicitées, alors qu'elles

ne le seraient pas lors d'un cycle triphasé. Mais dans ce cas la durée de ce cycle, 1,5 secondes, est suffisante pour

provoquer la retombée de l'antipompage.

Seule la posibilité de déclenchement par les boucles phase - phase doit être prie en compte. Or nous avons vu que

si nous respecton la condition Rbic = Rmoc elles sont beaucoup moins sensibles que les boucles phase -

terre.Nus négligeon donc le contraintes dues à ce cas.

5 - 3 - Sensibilité de boucle rapides aux reports de charge triphasés et monophasés.

Un report de charge crée une variation de courant qui, pour un report de charge égal à 2, est égale au courant

circulant avant report de charge. Il est préconisé de régler le résistances Rmor et Rbir au double de Rmoc et Rbic,

mais ce résultat est empirique.

5 - 4 - Alimentation d'un client .

Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d' antipompage

( voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X4+∆R S

A RMOC+δR

X5+∆R

Soit N1 le rayon du cercle limitant cette zone:

N1 = Vmin / It It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit:

1,1 __

[ * AS ]² ≤ N1²

0,9

soit: RMOC + ∆R ≤ √ (0,9 / 1,1)² * N1² - (X4 + ∆R )² - (X4+ ∆R) * cotg θ


Les points névralgiques sont définis au § 226 de l'annexe 2. Seuls les points N1 et N2 sont utilisés.




37 / 100




- lignes longues

Nous voulons que dans tous les cas X1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur X1 et XL, l'expression

devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL

Nous retenons X1 ≤ 0,80 * XL

- lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas X1 > XL.

Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : 0,85 * X1 > 1,05 * XL

Mais il faut aussi que : X1 > 4,3 Ohm "haute tension"

Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait elle dépend du niveau de tension, du rapport entre

impédance de source et impédance de ligne, et du type de réducteur de courant. Le calcul complet est exposé

dans le guide de réglage.

Nous retenons : X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL


Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : X2 > XL

- ligne longue

Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons 0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte

Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : 0,85 * X2 > 1,05 * XL

Nous retenons les mêmes valeurs que pour le réglage de première zone

X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL


X3 ≥ 1,3 * X2


X_aval (alias X4)= X3

X_amont (alias X5)= X1




38 / 100


Nous prenons pour toutes les lignes les mêmes valeurs que pour le plan 400 kV, à savoir :

X1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues,

X1 ≥ 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm)

X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)X3 ≥ 1,3 * X2

X_aval (alias X4) = X3

X_amont (alias X5) = X1


Ils sont affichés en poucentage. La protection les convertit ensuite en ohm "basse tension" , grâce au paramètre L

et aux valeurs linéiques de r et x.



C'est Rmoc pour les boucles phase - terre, et Rbic pour le boucles phase - phase.

soit, en valeur relative par rapport à la réactance de première zone:

ρ = Rmoc / X1


Vers l'aval AK = X_aval / sin θ

Vers l'amont AL = X_amont / sin θ

8 - Temporisations

Elles sont fonction de la position de la protection dans le réseau.




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condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zone

X2, compte tenu des marges d'imprécision».

Nous vérifions l' inégalité X_aval > 1,3 * X2

condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent

être suffisamment faibles pour ne pas voir les défauts au - delà d'un transformateur situé à l'autre extrémité de la

ligne»

1,15 * (X_aval + ∆X) < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

ou, a minima, 1,15 * X_aval * < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

condition c : « lorsque, dans la zone concernée, on trouve une protection électromécanique de distance

sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeur

maximale autorisée par les contraintes a et b »

La PXLN n'est pas concernée. En revanche l'EPAC peut l'être. Les réactance X4 et X5 doivent alors être réglées

au maximum des valeurs possibles compte tenu des autres critères.

condition d : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route aval

doit être plus courte que la portée aval de l'antipompage».

Cette condition ne concerne que les protection sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en

route. La PXLN et l'EPAC ne sont pas concernées.


« Si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit

être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route »

La PXLN et l' EPAC ne sont pas concernées


Conditios a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont

doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage»

Par conception, la PXLN et l'EPAC répondent à cette contrainte.

Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doivent

être suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

1,15 * (X_amont + ∆X) < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont

ou, a minima 1,15 * X_amont < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont




40 / 100

Condition c : « en cas de caractéristique en quadrilatère, le segment de droite de limitation amont de la

mise en route ne doit pas traverser la droite directionnelle »

Cette condition ne s'applique que pour les défauts polyphasés, la fonction "direction" sur défaut monophasé étant

réalisée par un critère homopolaire, par nature insensible à la résitance du défaut.

Pour les défauts phase - phase, la droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. La conditiondevient:

X5 > Rbic* sin (2 * θ) / 4

Par sécurité nous prenons X5 > Rbic / 4

Rbic/ 2

θ

θ

X5mini

droite d'inversion

condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la

protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2

située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous

prenons :

0,85 * X_amont (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

9 - 4 - Critère global

Il est fait pour vérifier qu'il n'y a pas eu d'erreur grossière dans la saisie des données

ZL * Vmax * (Vmax + Vmin)

X_aval < * cos θ Vmax² - Vmin²

ZL * Vmin * (Vmax + Vmin)

X_amont < * cos θ

Vmax² - Vmin²




41 / 100

REZ1

C'est une protection semi - numérique à 6 éléments de mesure. Elle ne fonctionne qu'avec des T.C. 1 A.

1 - Grandeurs d'entrée utilisées et tracé des caractéristiques en cas de défaut


1-1-1- Défauts phase - terre, en alimentation monolatérale.

- Détection par relais mho.

Les grandeurs d'entrée utilisées sont les tensions simples et les courants compensés, qui sont alors à la fois

courants image et courants pilote:

Van et Ian + ko * Ir Vbn et Ibn + ko * Ir Vcn et Icn + ko * Ir

ceci approximativement, car il existe une correction par une tension de phase et la tension directe. Nous

négligerons ces corrections.

Les impédances considérées sont alors les impédances de phase. Les caractéristiques des relais mho sont donctracées directement dans le plan d'impédance de référence, c'est à dire le même que celui des droites de limite de

zone.

- Détection par relais parallélogrammes.

- la droite L est élaborée comme une mesure de distance, dans le plan de référence. Elle a une pente fixe de 7°.

- la droite Z (directionnelle "verticale") est élaborée dans le plan de référence. En fait elle fait avec l'axe des R

un angle θ', de même que toutes les droites obliques de la protection: droites A, B, et droites d'antipompage.

Cet angle tient compte du fait que l'argument de l'impédance de retour est généralement plus faible que celui de

l'impédance directe. En effet, la protection permet de régler:

θd = argument de l'impédance ZdL de la ligne,

θr = argument de l'impédance (ZoL - ZdL) / 3 de retour

Le coefficient de terre ko vaut: (XoL - XdL) / (3 * XdL).

La tension pilote Vpan, dont les passages par zéro déterminent la direction des droites en objet, est obtenue de la

manière suivante:

j*θd j*θr

Vpan = XdL * Ian * e + ko * XdL * Ir * e

que nous mettons sous la forme:

j * θ' sin θd + ko*sin θs

Vpan ~ XdL * (Ian + ko * Ir) * e avec tg θ' =

cos θd + ko*cos θs

- les droites L et B sont élaborées en utilisant les grandeurs d'entrée

Va et Ia

Vb et Ib

Vc et Ic

- la droite D (directionnelle "horizontale"), d'élaboration plus complexe, n'intervient pas dans les réglages.




42 / 100

La combinaison de ces différentes courbes donne les caractéristiques suivantes:

Caractéristique mho (en rouge) ou quadrilatère (en brun)

LZ

RF / (1 + ko)

B

θ' D

Caractéristique mho contrôlée

contrôle L

Z

RF / (1 + ko)

B

θ' D

Dans les deux cas, la largeur de bande, dans le plan de référence, vaut

R = RF / (1 + ko) ; RF étant la résistance maximale détectable de défaut.

1-1-2- Défauts biphasés en alimentation monolatérale.

Ils sont détectés en utilisant les trois tensions différentielles suivantes:

Vdiffab = Vab - Ziaffx * Iab et Vdiffbc = Vbc - Ziaffx * Ibc

Vdiffbc = Vbc - Ziaffx * Ibc et Vdiffca = Vca - Ziaffx * IcaVdiffca = Vca - Ziaffx * Ica et Vdiffab = Vab - Ziaffx * Iab

L'impédance image réglable Ziaffx a le même argument θd que l'impédance directe ZdL de la ligne.

Les tensions Vdiff sont comparées deux à deux. Chaque comparateur émet un signal lorsque les deux tensions

sont de même signe. Lorsque les trois comparateurs émettent simultanément un signal, la protection est mise en

route.

Les tensions différentielles sont obtenues avec les grandeurs utilisées dans le plan de référence. Cherchons la

caractéristique ainsi obtenue en considérant le réseau suivant:




43 / 100

Va

E Zs ZL

RF

Vb

a² * E Zs ZL

Vc

a * E Zs

(schéma 1)

Nous supposons que la ligne est à vide, et nous appelons Z la valeur ZL + RF / 2. C'est l'impédance obtenue en

faisant le rapport (Va - Vb) / (Ia - Ib). D'où les équations suivantes :

Va = E - Zs * Ia

Vb = a² * E + Zs * Ia

Vc = a * E

d'où :

Vdiffab = E - a² * E - 2 * Zs * Ia - 2 * Ziaffx * Ia

Vdiffbc = a² * E - a * E + Zs * Ia + Ziaffx * Ia

Vdiffca = a * E - E + Zs * Ia + Ziaffx * Ia

E * (1 - a²)

Or Ia = d'où :

2 * (Zs + Z)

Zs + Ziaffx

Vdiffab = E * (1 - a²) * [1 - ]

Zs + Z

Zs + Ziaffx

Vdiffbc = E * (1 - a²) * [a² - ]

2 * ( Zs + Z)

Zs + Ziaffx

Vdiffca = E * (1 - a²) * [a - ]

2 * ( Zs + Z)

Zs + Ziaffx j * α Posons z = z étant un nombre complexe sans dimension, que nous noterons ρ * e

2 * ( Zs + Z) (1)

En faisant varier z, nous pouvons faire décrire à Z tout le plan d'impédance. Nous obtenons

Vdiffab = E * (1 - a²) * (1 - 2 * z)

Vdiffbc = E * (1 - a²) * (a² + z)

Vdiffca = E * (1 - a²) * (a + z)

Les trois comparateurs donnent simultanément une sortie positive lorsque leurs tensions d'entrée sont situées dans

le même demi - plan, c'est à dire lorsque Vdiffab occupe par exemple la position 1. Si Vdiffab occupe la position

2, ce n'est plus possible.




44 / 100

Vdiffbc

Vdiffab (1)

Vdiffca

Vdiffab (2)

Le basculement d'un comparateur apparaît lorsque deux tensions se trouvent en opposition de phase, c'est à dire

lorsque par exemple la partie imaginaire du produit :

Vdiffab * conjugué de Vdiffca est nulle

Imaginaire [ E * (1 - a²) * (1 - 2 * z) * E * (1 - a) * (a² + conjugué de z)] = 0

soit, après résolution : 2 * ρ * cos α = 1

Nous trouvons la même équation pour les trois comparateurs, ce qui donne, d'après (1):

- j * α

Z = cos α * e * (Zs + Ziaffx) - Zs (2)

Nous trouvons, dans le plan d'impédance de référence correspondant aux défauts entre les phases a et b:

Ziaffx

θd

ϕs

- Zs

Plan Z = (Va - Vb ) / (Ia - Ib)

-Ziaffx - 2*Zds

Nota: Cette caractéristique semble montrer que les défauts amont sont vus par la protection. En fait ce n'est pas le

cas: si nous refaisons le même calcul en inversant le sens de Ia, nous trouvons 2 * ρ * cos α = - 1, ce qui donne le

cercle tracé en pointillé sur la figure ci-dessus. Le défaut n'est alors pas détecté. La fonction directionnelle estassurée.




45 / 100

1-1-3- Défaut triphasé équilibré, et fonctionnement équilibré hors défaut.

Seules les boucles "phase-terre" sont sollicitées. En effet, les 3 comparateurs utilisés pour la détection des défauts

phase - phase ne sont alors jamais sollicités en même temps.

Le module de détection de perte de synchronisme est formé de deux rectangles emboîtés. Il est rendu inopérant

en cas de défaut phase - terre ou biphasé - terre. Il est alimenté par les grandeurs d'entrée de la boucle a-n.

Xext

Xp

L

B

Z

RF

Rp Rext

θ' D

Echelle 1 cm = 10 Ω

Xext = 1,25 * Xp

Rext = 1,25 * Rp


Les courants pilote utilisés sont les mêmes courants que ceux utilisés pour l'élaboration des tensions image, à

savoir Ia - Ib ... pour les boucles phase - phase, et Ia + ko * Ir pour les boucles phase - terre.

L'erreur introduite par le transit vers l'aval est compensé par l'inclinaison de la droite d'un angle de 7°. Mais

lorsque le transit va vers l'amont, la portée du relais sur défaut résistant s'en trouve diminuée.


Elle est réalisée à partir des mises en route.

Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe. Un relais de courant inverse, lui aussi à seuil fixe, permet

de sélectionner les boucles phase - terre si le neutre amont n'est pas fixé.

Le défaut triphasé est détecté par les boucles phase - terre.




46 / 100

1 - 4 - Application numérique

- ligne 400 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d' intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de

terre ko = 2 / 3, et d'argument ϕ = 85 °,

- portée aval, en réactance: X3 = 37,5 Ω. Nous prenons aussi Ziaffx = 37,5 Ω.


- résistance RF: 30 Ω

- Nous supposons que les angles θd et θr de l'image de la ligne ont pu être réglés égales à ϕd et ϕr,

arguments de la ligne réelle.


- Antipompage: Rp = 36 Ω Rext = 45Ω

Xp = 44 Ω Xext = 55 Ω

Le coefficient de report de charge triphasé C vaut alors 1,7, et le coefficient de report de chargemonophasé C' vaut 2,06 (voir définitions en annexe 2, § 11 et 231)




47 / 100


Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'être modifiés par les calculs de réglage.

2 - 1 - Réactance x utilisée pour les mises en route et les limites de zone.

La protection comporte un élément de mesure RLZA par zone et 4 zones, trois aval et une amont. Sur chacund'eux nous pouvons régler en face avant la réactance :

250 * a

x (en ohm basse tension) =

20 + p

a est réglable par un commutateur à 2 positions, à savoir 1 et 20;

p est réglable par 3 roues codeuses - p1; p2; p3 - à 16 positions chacune (0 ....15) : p = p1 + 16*p2 + 256*p3

2 - 2 - Argument de l'impédance de ligne et de l'impédance de terre

Leur réglage est réalisé en amont du module RLZA, sur le module RLHA. Sur ce module nous trouvons 6 straps

répertoriés S1 ... S6, un par boucle, pour régler l'angle θd de l'impédance directe de la ligne Chacun de ces

straps peut prendre 9 positions. Ils doivent tous être placé sur la même position.

Le module comporte de plus un strap répertorié S7, et destiné à régler l'angle θo de l'impédance de terre.

Les positions des 7 straps sont :

Sx - 1 Sx - 2 Sx - 3 Sx - 4 Sx - 5 Sx - 6 Sx - 7 Sx - 8 Sx - 9

85° 80° 75° 70° 65° 60° 55° 50° 45°

2 - 3 - Résistance RF

Elle est réalisée sur chaque module RLZA, en face avant, grâce au paramètre b, réglable par 2 roues codeuses à

16 positions (0 ... 15) :

b = b1 + 16 * b2

2 - 4 - Coefficient de terre ko_protection

Il est réglé sur chaque module RLZA, en face avant, grâce à la roue codeuse c à 16 positions (0 ... 15) et au

commutateur d à 2 positions (0 ; 1,6) :

ko_protection = 0,1 * c + d

2 - 5 - Seuils de courant de démarrage

Les seuils de courant de phase sont réglés sur chaque module RLZA par les straps S9 (boucles phase - terre) etS10 (boucles phase - phase). Trois valeurs sont proposées :

Position 1 : 10% In

Position 2 : 20% In C'est cette position qui est généralement utilisée.

Position 3 : 30% In

Des seuils de courant inverse et résiduel fixes contrôlent le fonctionnement des comparateurs de phase :

seuil bas autorisant le fonctionnement des boucles phase - terre : Ir > 3 % In ET Ii > 23 % In

seuil haut bloquant le fonctionnement des boucles phase - phase : Ir > 10 % In ET Ii > 143 % In

Le verrouillage antipompage est supprimé par un relais à pourcentage :

Ir > 0,2 * In + 0,2 * (courant de phase le plus élevé)




48 / 100

2 - 6 - Affectation des zones aux modules

Chaque module RLZA possède un strap S8 pouvant prendre 4 positions :

Position 1 : zone 1

Position 2 : zone 2

Position 3 : zone 3Strap enlevé : zone amont pour schéma à verrouillage.


Les réglages des temporisations de deuxième et troisième stade, ainsi que celui de la temporisation d'attente To

utilisée dans le schéma à verrouillage, sont réalisés en face avant de l'unité centrale RGLC, par roues codeuses à

16 positions :

To = (0 ... 15) * 5 ms

T2 = (0 ... 15) * 5 ms + (0 ... 15) * 80 ms

T3 = (0 ... 15) * 15 ms + (0 ... 15) * 240 ms

Le réglage de la temporisation Te, associée à la zone amont, est réalisée en face avant du module RGLB, par 2roues codeuses :

Te = (0 ... 15) * 20 ms + (0 ... 15) * 320 ms


Il se fait sur le module RLGC par le bloc de commutation S2 qui comporte 8 commutateurs. Seules sont utilisées

les positions :

- accélération de stade ou fonctionnement sans téléaction. Les commutateurs 7 et 8 sont enfoncés;

- verrouillage. Les commutateurs 5, 7 et 8 sont enfoncés.

2 - 9 - Réglage de l'antipompage.

Le réglage de rp et xp se fait sur le module RLZB grâce aux paramètres a_antipompage et b_antipompage.

a est réglable grâce à une roue codeuse : a_antipompage = 2 * (0 ... 15)

b est réglable grâce à deux roues codeuses : b_antipompage = (0 ... 15) + 16 * (0 ... 15)

xp = 2 * (1 + a_antipompage)

rp = b_antipompage / 2

L'antipompage est déverrouillé par l'un des deux critères :

Ir > 20 % du courant de phase le plus bas;Ir > 20 % du courant nominal.




49 / 100



3 - 1 - 1 - Compatibilité des caractéristiques de transit, d'antipompage, et de mise en route



en pointillé rouge (voir annexe 2, § 224,

où sont aussi définis les points N1, … N6

Cercle C2

N4



sont celles qui sont vues au § 113. B N3

N1 N6 A



et le cercle C2 centré en B

ont pour rayon 61 Ω. Cercle C4

Le cercle C3 est centré au point d'abscisse 94,2 Ω ∠ 85°Le cercle C4 est centré au point d'abscisse - 69,2 Ω ∠ 85°


La caractéristique d'antipompage extérieure doit se trouver à l'intérieur de l'enveloppe de ces cercles. La largeur

RF de la caractéristique de la boucle phase -terre doit être compatible avec la caractéristique d'antipompage

intérieure.

La caractéristique d'antipompage et la caractéristique de mise en route peuvent être plus larges que sur le schéma.


j*εiANi = ANi * e avec i = 1 à 6, et :




50 / 100

C * It * ZL

α = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin

AN3 = AN4 = ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ *C * It C * It

ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




51 / 100

3 -1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de report de

charge triphasé

- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande oblique.

N

D

M

εK

H' A θ H


AK = AM * cos ε

MK = AM * sin ε

HK = MK * cotg θ




sin ( θ − ε)1,1 * AM < 0,9 * AN, d'où 1,1 * AH < 0,9 * * AN (1)

sin θ

- largeur de bande d'antipompage

Nous faisons le test entre chacun des points N et la caractéristique extérieure. La caractéristique intérieure ayant

une largeur égale à 0,8 fois celle de la cactéristique extérieure, nous obtenons des tests de la forme:

0,9 sin ( θ − εi)

Rpi = 0,8 * * Ni * (i = 1 ... 6)

1,1 sin θ

Nous retenons pour Rp la plus petite des valeurs de Rpi

- hauteur de bande d'antipompage

Nous la réglons par rapport à la portée de troisième zone définie aux § 413 et 42

Xp = 1,15 * X3

Xext = 1,25 * Xp




52 / 100

3 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route

- Portée aval

Ziaffx = X3

Xp = 1,15 * X3

- Portée résistive

Le paramètre RF , qui est égal à la résistance de défaut, donne la largeur de la caractéristique de mise en route en

cas de transit équilibré. Il doit être compatible avec l'antipompage.

Rp

RF =

1,15

Si la protection ne possède pas d'antipompage, RF prend la valeur qui aurait été celle de Rext. Elle et donc liée à

la valeur de Rp calculée ci-dessus par:

RF = Rext = 1,25 * Rp

- paramètre à afficher sur la protection (voir § 2 - 3 et 2 - 9)

b_antipompage = 2 * rp_basse tenion

xp_basse tension

a_antipompage = - 1

2

b = 2 * rf_basse tension

Le programme Parapluie donne ,compte tenu des contraintes d'affichage de la protection:

Rp = 48 Ω «haute tension», soit 24 Ω «basse tension»

Xp = 100 Ω «haute tension», soit 50 Ω «basse tension»

R3 = 33 Ω «haute tension», soit 16,5 Ω «basse tension»




53 / 100

3 - 2 - Etude du régime de report de charge phase a sur ligne double

En cas de report de charge monophasé, les boucles "terre" sont activées par l'un ou l'autre des deux relais de seuil

fixe réglés à Ir > 3%In et Ii > 23% In.

La compatibilité doit alors être recherchée entre les caractéristiques des boucles phase - terre et les cercles C'1,

C'2, C3 et C4 définis au § 2 - 3 de l'annexe 2. En effet, dans ce cas, la fonction «antipompage» n'est pas sollicitée.

D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase a vaut: Ia = C * It,

2

et le courant résiduel maximal vaut: Ir = (C - 1) * (3 - ) (1)

ko - kom + 1

D'où nous tirons: Ia + ko_protection * Ir = C' * It (2)

2

en posant: C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 - ) (3)

ko - kom + 1

ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection. D'où le diagramme :




où sont aussi définis les points N'1, … N'6

Cercle C'2

N4'

N'2

N'3

N'1

N'6 A

cercle C'1

échelle 1 cm = 20 Ω N'5

Cercle C4




54 / 100

Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon:

Vmin Zt

r' = = (plan de référence des boucles phase - terre)

Ia + ko_protection * Ir C'

Par rapport au report triphasé, la caractéristique de mise en route est élargie, et les cercles 1 et 2 sont plus petits.

La largeur de la caractéristique de la boucle sélectionnée est définie par:

Va

RF =

Ia + ko_protection * Ir

Pendant un report de charge monophasé l'antipompage est inopérant.

Le programme Parapluie donne ,compte tenu des contraintes d'affichage de la protection:

RP = 33 Ω «haute tension», soit 16,5 Ω «basse tension»




55 / 100


Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d'antipompage


K XextK' S

A H H'

θ

Rext



1,1

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1²

0,9

Or AH' = AH + HH' = Rext + AK' * cotg θ

AK' = AK - KK' = Xext - AH' * tg 7°

soit après résolution, et en remarquant que AS² = AH'² + AK'²

(Xext - Rext * tg 7°)² + (Xext * cotg θ + Rext)²

AS² =(1 + cotg θ * tg 7°)²

D'où on tire:

0,9*N1 1+cotg θ*tg7° Xext

Rext=cos² 7°*Xext *(tg7°-cotg θ) ± [Xext*(cotg θ-tg 7°)]² + ( )² * ( )² - ( )²

√ 1,1 cos 7° sinθ * cos 7°

Le programme Parapluie néglige la pente des droites "horizontales". La formule devient:

Rext = √ Xext + (0,9 / 1,1)² * N1² - Xext / tg θ






56 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes








ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL


X3 ≥ 1,3 * X2

4 - 1 -4 - Réglage de la zone amont X4

X4 = X1




57 / 100





X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)X3 ≥ 1,3 * X2

X4 = X1


Ils sont donnés par :

250 * a_première zone * (20 + p_première zone) ≤ x1_basse tension

250 * a_deuxième zone * (20 + p_ deuxième zone) ≥ x2_basse tension

250 * a_troisième zone * (20 + p_troisième zone) ≥ x3_basse tension

250 * a_ zone amont * (20 + p_ zone amont) = x1_basse tension



C'est, au poste, la valeur RF affichée sur chaque élément de mesure.

En limite de première zone, elle peut être entachée d'une légère erreur due à l'écart entre l'angle ϕ de la ligne et

l'angle θ de l'image:

Résistance maximale détectable = RF + X1 * (tg θ - tg ϕ )

soit, en valeur relative par rapport à la réactance de première zone:

RF

r = + (tg θ - tg ϕ )

X1


Les réactances maximales aval et amont sont données par les valeurs de réglage des éléments de mesure "zone 3"

et "zone amont".

La réactance amont est nécessairement inférieure ou égale à la réactance aval. Nous pouvons choisir a priori

X_amont = X_aval - XL.

6 - Temporisations





58 / 100





Nous vérifions l' inégalité X3 > 1,3 * X2



ligne»

1,15 * Xext < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

ou, a minima, 1,15 * X3 * < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval




Cette condition n'a pas lieu d'être en 400 kV.



1,15 * X3 ≤ Xp Cette condition est bien réalisée




Cette condition est bien réalisée


Conditions a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route

amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage»

Cette condition est bien réalisée



1,15 * Xext < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont

ou, a minima 1,15 * X_amont < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont



La zone amont et les zones aval étant indépendantes et possédant chacune leur propre relais directionnel, cette

condition ne concerne pas la REZ1




prenons :

X_amont (P1) > 1,3 * X1 (P2) - 1,06 * XL




59 / 100




60 / 100

PXLP

C'est une protection électronique à 6 éléments de mesure de distance.

La PXLP étudiée ici est dénommée 3 - 66 sur la notice du contructeur. Elle est équipée de 3 zones indépendantes,

d'un système antipompage, et de trois relais mho dirigés vers l'amont et destinés à fournir une information

directionnelle utilisée pour améliorer la détection des doubles défauts phase terre sur les lignes à deux ternes.Elle est équipée d'un relais de courant de terre à pourcentage.

La mise en route de la PXLP est aussi utilisée dans un autre équipement: la protetion diférentielle de ligne DIFL.

Elle est décrite dans l' annexe 6.31


- Mise en route

Elle est de forme circulaire ou lenticulaire, centrée sur l'origine ou décalée, obtenue en mesurant l'angle de phase

entre deux tensions compensées (différence entre la tension de la boucle et une tension image, méthode décrite au

§ 2133 de la troisième partie).

La forme de la lentille est définie par le rapport a / b. X Elle peut aussi être définie par son angle capable α : Κ (Ζ4)

a

α = 2 * arctg C2

b

Si a = b, ou si α =90°, la caractéristique est circulaire CL3

C3

b

M (Z) αθ CL2

R

a

L (Z5)

on compare la phase de la tension V - Z4 * I à celle de V - Z5 * I. Si l'écart de phase est inférieur à α, le point

de fonctionnement M est à l'intérieur de la lentille. La lentille est décrite par l'équation suivante :

(Z4 - Z5)² = (Z - Z4)² + (Z - Z5)² - 2 * (Z - Z4) * (Z - Z5) * cosα

(en remplaçant le signe = par le signe > nous obtenons les points situés à l'intérieur de la lentille).

Nous posons dans ce qui suit : Z5 = - k5 * Z4

Chacun des arcs de cercle C2 et C3 la composant est défini par:

(1 + k5)

- son rayon R2 = R3 = Z4 * (1)

2 * sin α

− son centre, d'abscisse complexe

(1 + k5)² (1 - k5) * sin α

CL2 = [Z4 * -k5 + ] ∠ [θ - arc cos ] (2)

4 * sin²α √(1 + k5)² - 4 * k5 * sin² α




61 / 100

(1 + k5)² (1 - k5) * sin α

CL3 = [Z4 * -k5 + ] ∠ [θ + arc cos ] (3)

4 * sin²α √(1 + k5)² - 4 * k5 * sin² α

En l'absence de courant résiduel , la tension V utilisée est Va - Vb ... et le courant I utilisé est Ia - Ib, .... Nouspouvons donc dire que la lentille est tracée dans le plan d'impédance défini par :

Va - Vb Vb - Vc Vc - Va


En présence de courant résiduel , le plan d'impédance ne peut pas être défini de manière simple. En effet, les

tensions image utilisées sont:

image aval: Z4 * (Ia + ko_protection * Ir) ... image amont: - k5 * Z4 * Ia ...

et la tension utilisée est Va, ...

Les 6 boucles fonctionnent en parallèle.

- Antipompage

La fonction antipompage est réalisée sur la boucle "a-b". Elle utilise les mêmes grandeurs d'entrée que la mise en

route de la même boucle. Les impédances image utilisées sont:

image aval : Z4 * (1 + δ) image amont : - (k5 + δ) * Z4

Pour obtenir le rayon et le centre de chacun des arcs de cercle définissant la caractéristique d'antipompage, il faut

remplacer Z4 par Z4 * (1 + δ) et k5 par (k5 + δ) / (1 + δ) (4)


La protection possède 3 zones aval limitées par des mesures de distance. La quatrième zone est la mise en route.

Les relais mho, non réglables, permettent de créer une fonction directionnelle amont. Ils ne sont pas tracés sur le

diagramme, faute d'informations les concernant.

Sur les boucles phase - terre, le courant pilote utilisé est le courant résiduel Ir pour la mesure de première zone, le

courant Ia + ko_protection * Ir ... pour les autres zones (ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la

protection).

- Sélection de phase. Elle utilise:

- les 6 relais de mise en route,

- un relais de courant résiduel, pouvant comporter soit un relais à seuil fixe, réglable, soit un seuil non

réglable, comportant une partie à pourcentage:

Ir > 0,2 * In + 0,2 * Iph

C'est ce deuxième type de relais qui est étudié ici;

- 3 relais mho polarisés, orientés vers l'amont, et dont la portée amont est identique à celle des mises en

route phase - terre,

- 3 relais de surintensité réglés à 3 * In.

- Fonction directionnelle




62 / 100

Sur les boucles phase - phase, on compare la phase d'une tension directe mémorisée à celle d'une tenion image,

par exemple Vdb à Z4 * (Ia - Ib).

Sur les boucles phase terre, on compare la phase de la tension résiduelle compensée,

Vr - j * g * Ir

à celle d'une tension image R * Ir en phase avec le courant résiduel

Le facteur g est appelé compoundage du relais directionnel. Il est peu utilisé à EDF.

- Application numérique:

ligne 400 kV de réactance 25 ohm, d'intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3 ,

de coefficient d'induction mutuelle 0,4, et d'argument ϕ = 85 °.

Nous supposons les réglages suivants:

X4 = 37,5 Ohm, soit 150% θ = 85° (angle des impédances image) δ = 0,4

k5 = 1/2 ko_protection = 0,7 a / b = 0,47 soit α = 130°




63 / 100


2 - 1 - Etude du défaut biphasé, entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.

Dans ce cas, Ia = - Ib

La mise en route et la mesure de distance se font dans le même plan d'impédance. Ce plan est défini par:

Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib)

Les rayons et les centres des arcs de cercle sont ceux des formule (1), (2), (3), (4) du § 1

Z4(1 + δ)

Z4

B

RF / 2

θ

A

k5*Z4


(k5 + δ) * Z4

En cas de défaut franc ou résistant sur ligne à vide, l'équation de boucle est:

Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia + Zd * Ia, d'où,

(Va - Vb) / (Ia - Ib) = Zd + RF / 2

RF est la résistance de défaut maximale détectable en alimentation unilatérale, ou résistance de boucle. Elle estégale au double de la valeur lue dans le plan des impédances de phase.




64 / 100

2 - 2 - Etude du défaut triphasé équilibré et du régime équilibré.

Dans ce cas, Ia = a * Ib

La sélection de phase prend en compte la boucle phase.

La mise en route se fait dans le plan d'impédance défini par :

Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib)

Les rayons et les centres des arcs de cercle sont ceux des formule (1), (2), (3), (4) du § 1

Z4(1 + δ)

Z4

B

RF

θ

A

k5*Z4


(k5 + δ) * Z4

C'est la même caractéristique qu'au § précédent.

Si un défaut résistant identique RF apparaît sur chaque phase, la ligne étant à vide, l'équation de boucle est:

Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia + RF * Ib + Zd * Ib

D'où:

(Va - Vb) / (Ia - Ib) = Zd + RF

RF est la résistance de défaut maximale détectable en alimentation unilatérale, ou résistance deboucle. Elle est égale à la valeur lue dans le plan des impédances de phase.

RF




65 / 100

2 - 3 - Etude du défaut monophasé sur la phase a en alimentation monolatérale

M

Z4

CML3 B

H'

D RF / (1 + ko_ protection)

δ θ

H CML2

A

K5 * Z4 / (1 + ko_protection)

Les rayons RM2 et RM3, et les centres CML2 et CML3, des arcs de cercle se déduisent de ceux des formule (1), (2),

(3), (4) du § 1 en remplaçant k5 par k5 * (1 + ko_protection)

En cas de défaut résistant sur ligne à vide, l'équation de la boucle est:

Va = Zd * Ia + RF * Ia + ko_protection * Zd * Ia

D'où

Va / (Ia * (1 + ko_protection)) = Zd + RF / (1 + ko_protection)

La résistance maximale RF détectable au point D est égale à la valeur lue dans le plan d'impédance, multipliée par

1 + ko_protection.




66 / 100


Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'ête modifié par les calculs de réglage.

3 - 1 - Affichage face avant


Sa partie réactive est obtenue grâce au paramètre N4, réglable de 1 à 99, par deux roues codeuses.

x4 : 500 / (n4 + 1)

Son argument θ est obtenu grâce à une roue codeuse à 16 positions :

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

θ 86° 83° 79° 76° 72° 69° 66° 63° 60° 58° 55° 53° 51° 49° 47° 45°

Le coefficient de terre ko_protection est obtenu par le paramètre K, réglable de 0 à 15 par une roue codeuse:

ko_protection = 0,1 * K

Lorsque le seuil de courant résiduel est réglable, il est obtenu par le paramètre I, réglable de 1 à 16 par une roue

codeuse:

Ir = 0,1 * I Nous choisissons généralement I = 2

Mais ce n'est pas le type de relais retenu dans cette étude.

3 - 1 - 2 - Mise en route amont

Sa partie réactive x5 = k5 * x4 est obtenue grâce au paramètre K5, réglable de 1 à 4 par une roue codeuse :

K5 1 2 3 4k5 0,125 0,25 0,5 1

3 - 1 - 3 - Mesures de distance

Elles sont obtenues grâce aux paramètres n, réglables de 0 à 99, et aux paramètres a, dont la valeur est donnée

par une roue codeuse à 4 positions, suivant le tableau de correspondance suivant :

position 1 a = 1

position 2 a = 5

position 3 a = 10

position 4 a = 50

A chaque zone correspond un couple n, a, qui définit sa réactance :

x1 = 20 * a1 / (n1 + 1)

x2 = 20 * a2 / (n2 + 1)

x3 = 20 * a3 / (n3 + 1)

3 - 1 -4 - Caractéristique d'antipompage

La largeur d'antipompage ∆x = δ * x4 est choisie grâce à 3 commutateurs à 2 positions S; S2; S3

- s'ils sont tous fermés, δ = 0,1

- si S1 est ouvert, δ = 0,2

- si S2 est ouvert, δ = 0,4- si S3 est ouvert, δ = 1




67 / 100

3 - 1 - 5 -Temporisations

Chacune d'elles est obtenue grâce au paramètre t, réglable de 0 à 99 par deux roues codeuses.

T1 = t1 * 5 ms

T2 = t2 * 10 ms

T3 = t3 * 100 msT4 = t4 * 100 ms

3 - 2 - Réglage sur les cartes

3 - 2 - 1 - Forme de la caractéristique

L'angle capable de la lentille peut être réglé à :

α a / b straps fermés

90° 1 S9:1 et S12:1

100° 0,84 S9:2 et S12:2

110° 0,7 S9:3 et S12:3

120° 0,58 S9:4 et S12:4

130° 0,47 S9:5 et S12:5

α

a

b

3 - 2 - 2 - Système de téléaction

Les systèmes utilisé sont:

- accélération de stade émise sur zone 2- verrouillage

Les positions correspondantes des straps sont:

S1 S3 S4 S6 S8 S17

Accélération F O F F F O

Verrouillage O F O O O F

De plus , si le cavalier S20 est en position 2-3, l'absence de porteuse haute fréquence provoque pendant 30 ms le

même effet que la réception d'un signal de téléaction. Cette possibilité est utilisée lorsque la téléaction n'est pas

doublée.

3 - 2 - 3 - Relais de seuil

- seuil de courant de phase : 0,15 A, non réglable,

- seuil de courant homopolaire: nous choisissons la position "relais à pourcentage", non réglable. Le

strap S7 de la carte QAH est en position 1-3.

- compoundage du relais directionnel homopolaire par strap S3 de la carte QAH :

o o o

o o ∗ o ∗ ∗

g = 0 : ligne double g = 1 Ω : ZdL < 30 Ω g = 10 Ω : ZdL > 30 Ω




68 / 100




Compatibilité de la caractéristique de transit et de la caractéristique d'antipompage




où sont aussi définis les points N1, … N6

Cercle C2

N4




N1 N6 A






Le cercle C4 est centré au point d'abscisse - 69,2 Ω ∠ 85°


Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour

cela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de

l'annexe 2.




69 / 100


j*εi


C * It * ZL



γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin

AN3

=

AN4

= ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ *C * It C * It

ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas est détecté par cos γ > 1



ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




70 / 100


- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une lentille.

X4 * (1 + δ) Z4 * (1 + δ)

CL3 N

M

θ3

θ ε

A

Z4 * (k5 + δ) X4 * (k5 + δ)

La compatibilité entre le point N et le cercle de centre CL3 et de rayon R3 s'écrit :

0,9 * AN > 1,1 * AM

(1)

En résolvant le triangle CL3AM nous trouvons :

ACL3² + AM² - 2 * A CL3 * AM * cos (θ3 - ε) = CL3M² = R3² (2)

soit: AM = A CL3 * cos (θ3 - ε) + √ R3² - A CL3 ² * sin² (θ3 - ε)

Nous obtenons, en utilisant les formules (1), (2), (3), et (4) du § 1, et en posant:

X'4 = X4 * (1 + δ)

k5 + δ

k'5 =

1 + δ

0,9 2 * AN * sin α * sin θ (3)

X'4 < *

1,1 √ (1+k'5)² - 4 * k'5 sin² α * cos (θ3 - ε) + √ (1+k'5)² * cos² (θ3 - ε) + 4 * k'5 * sin² α * sin² (θ3 - ε)

- Calcul de X4

Nous choisissons a priori une valeur de k5, par exemple 0,5, une valeur de δ, par exemple 0,2, et une valeur deα, par exemple 90° (caractéristique circulaire). Nous en déduisons la valeur de X4 pour chacun des points

névralgiques et nous prenons la valeur la plus faible. Nous choisissons ensuite le paramètre n4 le plus faible

satisfaisant à:

X4 > 500 / (n4 + 1)

Nous vérifions ensuite si la valeur trouvée est compatible avec la contrainte du § 9 - 1 - condition a et si la

performance obtenue par l'antipompage au § 6 est suffisante. Si tel n'est pas le cas nous modifions k5, δ, α.

Dans l'application numérique, le programme Parapluie donne :

X4 = 74,5 Ω «haute tension», soit 37,25 Ω «basse tension» (n4 = 13)

en conservant les mêmes valeurs pour k5et δ, et avec α = 0,7




71 / 100

4 - 2 - Etude du report de charge monophasé sur ligne double

Comme le relais de sélection des boucles phase - terre est un relais à pourcentage insensible au courant

de report de charge sur cycle monophasé, les boucles phase - terre ne sont pas sollicitées par le report

monophasé. Les boucles phase - phase sont moins sollicitées, à conditions égales, pour un report monophasé que

pour un report triphasé.

4 - 3 - Alimentation d'un client

Nous devons comparer la position du point S d'abscisse Z4 * (1 + δ) ( voir § 22) par rapport au cercle

définissant l'aire de transit.

S

A



1,1

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1²0,9

0,9

soit : Z4 * (1 + δ) ≤ * N1

1,1






72 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes








ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL





X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)




73 / 100

6 - Calcul de l'antipompage

Dans la plupart des protections, la largeur de la bande d'antipompage est fixe. Dans la PXLP elle peut être réglée.

Prenons un réseau simplifié, semblable à celui utilisé dans l'annexe 2 -1:

A B

~ Zsmini Zs1 ZL Zs2 Zsmini ~

E1 E2

La f.e.m. E2, de même module que E1, tourne par rapport à E1 à une vitesse angulaire Ω. Les impédances ont

toutes le même argument.

Nous calculons l'impédance directe Zd vue du point A :

Vd Zsmini + Zs1 + ZL + Zs2 + Zsmini

= Zd = - Zmini - Zs1

Id j * Ω * t

1 - e


Nous supposons par la suite que :

Zs1 + Zsmini = Zs2 + ZL + Zsmini

α = 90 °

k5 = 1θ = 90°.

La caractéristique de mise en route est alors un cercle centré sur l'origine, de rayon Z4, entouré par le cercle

d'antipompage de rayon Z4 * (1 + δ), et l'impédance Zd décrit l'axe des R conformément à l'équation

Zd = Zmini + Zs1 / tg ( Ω * t / 2)

Elle coupe le cercle d'antipompage à l'instant to, et le cercle de mise en route à l'instant to + ∆t. La vitesse

angulaire maximale susceptible d'être verrouillée par l'antipompage est alors donnée par :

2 Zsmini + Zs1 Zsmini + Zs1

Ω < * (arctg - arctg )

∆t Z4 Z4 * (1 + δ)


∆t = 25 ms (valeur imposée)

Zsmini + Zs1 = Z4

pour δ = 0,1 nous trouvons Ω = 3,81 rad / seconde soit 0,60 Hz



pour δ = 1 nous trouvons Ω = 25,74 rad / seconde soit 4,10 Hz




74 / 100

7 - Temporisations


La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système de

téléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence.



- au poste considéré (point H du § 23)

Vectoriellement, la trajectoire du point courant M du cercle C3 est décrite par:

___ _____ _____ _____ j * γ AM = ACML3 + CML3M = ACML3 + RM3 * e

en faisant varier γ .

En remplaçant les vecteurs par leurs valeurs complexes définies par les formules (1), (2), (3) du § 1, et en posant

k'5 = k5 / ko_protection, nous obtenons :

___ Z4 AM = * [√ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * (cos θ3 + j sin θ3) + (1 + k'5) * (cos γ + j * sin γ ) ] (1)

2 * sin α

Lorsque le point M se trouve en H, la partie imaginaire de AM est nulle. Soit γ 1 la valeur de γ correspondant à

cette position. Elle est définie par:

sin θ3

sin γ 1 = * √ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5²1 + k'5

Nous trouvons alors, en remarquant que AH = RF / (1 + ko_protection)

X4 * (1 + ko_protection)

RF = * [ √ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * cos θ3 + (1 + k'5) * cos γ1] 2 * sin α * sin θ

- en limite de première zone (point H' du § 23)

___

Lorsque le point M se touve en H', la partie imaginaire du vecteur AM vaut X1.

Nous définissons alors un angle γ 2 amenant M en H'. Nous l'obtenons à partir de la formule (1)

Z4 X1 = * [√ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * sin θ3 + (1 + k'5) * sin γ 2 ]

2 * sin α

2 * X1 * sin α * sin θd'où γ 2 = Arc sin [ + sin γ 1] et

X4 * (1 + k'5)

X4 * (1 + ko_protection)

RF = * [ √ 1 + 2 * k'5 * cos (2*α) + k'5² * cos θ3 + (1 + k'5) * cos γ1] − X1 * cos θ

2 * sin α * sin θ




75 / 100


- Défaut biphasé ou triphasé : portée aval Z4

portée amont - k5 * Z4

- Défaut monophasé : portée aval Z4

portée amont - k5 * Z4 / (1 + ko_protection)





Nous vérifions l' inégalité X4 > 1,3 * X2

Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous recommençons le calcul décrit au § 4 - 1 - 2 avec des valeurs différentes

pour α ou pour k5.



ligne»

1,15 * X4 * (1 + δ) < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

ou, a minima,

1,15 * X4 * < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval




Cette condition n'a pas lieu d'être en 400 kV.



Cette condition ne concerne que les protections sur lesquelles l'antipompage bloque le déclenchement sur mise en

route. La PXLP n'est pas concernée.




La PXLP n'est pas concernée


Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route amont


Par conception, la PXLP répond à cette contrainte.




76 / 100



1,15 * (k5 + δ) * X4 < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont

ou, a minima

1,15 * k5 * X4 < 0, 8 * Xdmini_transfo_amont



cette condition ne s'applique pas à la PXLP.




prenons :

0,85 * k5 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL

***************************************************************

ANNEXE 6 - 31

Réglage de la mise en route impédancemétrique de la DIFL

C'est une caractéristique obtenue dans le plan des impédances directes, c'est à dire en partant des grandeurs

d'entrée suivantes:

3 * Vd = Va + a * Vb + a² * Vc

3 * Id = Ia + a * Ib + a² * Ic

Lorsque le réseau est équilibré, elle est identique à la mise en route des boucles biphasées. Son réglage, réalisé

avec les mêmes paramètres que celui de la PXLP, est obtenu de la même manière, en supprimant l'antipompage.

Lors d'un report de charge triphasé, le coefficient à prendre en compte est le coeficient C. Lors d'un report de

charge monophasé, le coeficient C constitue un majorant.

La mise en route impédancemétrique de la DIFL peut être réglée comme la mise en route de la PXLP non

antipompée.




77 / 100

PDS

C'est une protection électronique à 6 éléments de mesure de distance


- Mise en route

La protection comporte 3 éléments de mise en route pour les boucles phase - phase, et trois éléments pour les

boucles phase - terre.

Chacun d'eux est un parallélogramme formé de deux bandes. Les bandes horizontales utilisent, pour l'élaboration

des tensions compensées, les mêmes grandeurs que celles utilisées pour les mesures de distance, ainsi que les

bandes obliques des boucles phase - phase:

Va - Vb et Ia - Ib; ...

Va et Ia + ko * Ir; ...

Le courant pilote utilisé pour les bandes horizontales est : Ia + Ir ...

Les bandes obliques des boucles phase-terre utilisent, pour l'élaboration des tensions compensées, les grandeursd'entrée suivantes:

Va et Ia + Ir; ...

Le courant pilote utilisé pour ces boucles est: Ia + ko * Ir; ...


Les droites limitant la deuxième zone sont tracées avec les mêmes grandeurs d'entrée que les bandes horizontales

de mise en route.

La droite limitant la première zone des boucles phase - terre utilise comme pilote Ir si son module est suffisant

(Ir > 0,2 * In). Sinon le pilote utilisé est Ia + Ir.

- Antipompage

La zone de mise en route des 3 boucles phase - terre est entourée par une zone d'antipompage utilisant les mêmes

droites horizontales, mais des droites obliques plus écartées (écart ∆R en ohm "haute tension", δr en ohm "basse

tension"). Les grandeurs d'entrée utilisées sont les mêmes que celles de la mise en route.

- Sélection de phase

Elle utilise, avec les boucles de mise en route, un système qui permet de voir les défauts biphasés - terre comme

des défauts biphasés isolés, et non comme deux défauts phase - terre (système des axes de défaut). La précision

de la mesure de distance se trouve améliorée dans ce cas.

Ce système ne comporte pas de réglages.

Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe, non réglable.

- fonction directionnelle

La fonction directionnelle de chaque boucle phase - terre est obtenue par comparaison d'une tension directe

mémorisée et d'une tension image élaborée à partir d'un courant inverse.

La fonction directionnelle de chaque boucle phase - phase est obtenue par comparaison d'une tension directe

mémorisée et d'une tension image élaborée à partir du courant de la boucle.




78 / 100


- ligne 400 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, de courant maximal de transit It = 2000 A, de coefficient

de terre ko = 2 / 3, et d'argument ϕ = 85 °,

- portée aval, en réactance: X3 = 37,5 Ω,


- résistance image Ri = 20 Ω


- la bande d'antipompage: δR = 6 Ω en basse tension; le courant nominal secondaire vaut toujours

In = 1 A, soit ∆R = δR * kz = 12 Ω en haute tension pour un rapport de 2 entre impédance haute tension et

impédance basse tension.


2 -1- Etude du défaut biphasé en alimentation monolatérale.

X3

ϕ est l'argument de la ligne

θ est l'argument de l'image de la ligne B

Ri / 2

RF / 2

θ

ϕ A

X4


En jaune: représentation de la ligne dans le plan d'impédance, d'argument ϕ

En orange: représentation dans le plan d'impédance de l'image de la ligne créée par la protection, d'argument θ

La largeur de bande est égale à la moitié de l'image Ri , elle même égale à la valeur maximale de défaut

détectable RF, aux erreurs d'angle près.




79 / 100

2 - 2 - Etude du défaut triphasé équilibré et du régime équilibré hors défaut.

X3

δ * kz

B

Ri / 2

RF / 2

θ

ϕ A

X4


En bleu = antipompage , sur les 3 boucles phase - terre

En vert: mise en route, sur les 6 boucles

Les bandes horizontales sont bien tracées dans le plan de référence. X3 et X4 sont les valeurs de réglage de

troisième zone et quatrième zone (limites de mise en route).

Ri est la résistance de réglage. Ri / 2 est la résistance par phase d'un défaut équilibré.

Ri / 2




80 / 100

2 - 3 - Etude du défaut monophasé en alimentation monolatérale.

X3

2 *δ * kz / (1+ko)

B

Ri / (1 + ko)

RF / (1 + ko)

θ

ϕ A

X4


Un défaut de résistance RF + 2 *δ * kz est vu en limite de zone d'antipompage.




81 / 100


Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'être modifiés par le calculs de réglage.

3 - 1 - Réglage des réactances

- potentiomètre "10 tour" X : réglable de manière continue de 0 à 10- commutateur C : il peut prendre les positions 1 et 5

- potentiomètre K2 : réglable de manière continue de 1 à 5



La réactance de première zone vaut : x1 (Ω "basse tension") = C * X

La réactance de deuxième zone vaut : x2 (Ω "basse tension") = K2 * C * X

La réactance de mise en route aval vaut : x3 (Ω "basse tension") = K3 * C * X

La réactance de mise en route amont vaut : x4 (Ω "basse tension") = K4

3 - 2 - Réglage des résistances

Il est réalisé par un potentiomètre à affichage continu de 0 à 80 Ω.

La valeur affichée est la résistance de défaut.


Le choix entre les valeurs δ = 6 Ω et δ = 12 Ω peut être fait grâce à 4 straps situés dans le rack analogique sur les

boucles "A"; "-A"; "-B"; C. (voir la notice du constructeur)

3 - 4 - Réglage de l'argument θ θθ θ

Il est réalisé grâce à un potentiomètre à affichage continu, de 70° à 85 °.

3 - 5 - Réglage du coefficient de terre ko

Il est réalisé par un potentiomètre à affichage continu, de 0,2 à 1,5.

nota : les potentiomètres à affichage continu permettent d'afficher exactement les valeurs théoriques de réglage,

mais nécessitent un étalonnage systèmatique avec un réseau fictif .

3 - 6 - Réglage des temps de déclenchement

Chaque temporisateur est composé de 3 roues codeuses graduées de 0 à 9.

- TA (temps d'attente de verrouillage premier stade) = affichage * 1 ms

- TB (temps de deuxième stade rapide) = affichage * 1 ms

- TC (temps de deuxième stade naturel) = affichage * 1 ms

- TD (temps de troisième stade non directionnel) = affichage * 5 ms

3 - 7 - Seuils non réglables

seuil Io = seuil Ia = seuil Ib = seuil Ic = 0,2 A

seuil Vd = 2,9 V

seuil Vo = 20,3 V




82 / 100


4 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double.


- Données "réseau"




où sont aussi définis les points N1, … N6)

Cercle C2

N4


phase - terre de la protection δ*kz


Ri / 2

N1 N6 A

cercle C1






Le cercle C4 est centré au point d'abscisse - - 69,2 Ω ∠ 85°


La caractéristique d'antipompage doit se trouver à l'intérieur de l'enveloppe de ces cercles. Elle peut être plus

large que sur le schéma.

- données "protection"

La demi-largeur des bandes de mise en route est : Ri / 2 = 10 Ω (voir § 22 )

La largeur des bandes d'antipompage est : ∆R = δ * kz = 12 Ω

Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve à l'intérieur de la zone de surcharge. Pourcela nous la vérifions par rapport aux 6 points névralgiques N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de

l'annexe 2.




83 / 100

- coordonnées des points névralgiques

j*εi


C * It * ZLα = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin


ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




84 / 100



N

D' D

M

εK

H' A θ H


AK = AM * cos ε

MK = AM * sin ε

HK = MK * cotg θ




sin ( θ − ε)

1,1 * AM < 0,9 * AN, d'où 1,1 * AH < 0,9 * * AN (1)sin θ

- insensibilité vis à vis des reports de charge triphasés

Comme θ est obtenu grâce à un potentiomètre à affichage continu, nous posons: θ = ϕ.

Nous comparons la position des points névralgiques N1, N3, N5 à la droite D, puis celle de N2, N4, N6 à la

droite D'. Nous obtenons des inéquations du type

0,9 sin (θ - εi) 0,9 sin (εi - θ)

AH < * ANi * (i = 1, 3, 5) H'A < * ANi * (i = 2, 4, 6)

1,1 sin θ 1,1 sin θ

Nous choisissons la plus faible des 6 valeurs obtenues pour AH et H'A. Nous en tirons, d'après le § 22, la

résistance Ri :

AHmin = Ri / 2 + δ * kz ou Ri = 2 * (AHmin - δ * kz)

La largeur de l'oeillère d'antipompage δ est choisie égale à 6 si kz ≥ 2, 12 si kz < 2

Le programme Parapluie donne: Ri = 74 Ω «haute tension », soit 37 Ω «basse tension »

ce qui correspond à une demi - largeur de bande d'antipompage

Ri / 2 + δ * kz = 49 Ω «haute tension » soit 24,5 Ω «basse tension ».




85 / 100

4 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double.

La boucle a - terre de la ligne saine est sollicitée, car le relais de courant résiduel a un seuil fixe qui est

généralement dépassé.

D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut:

Ia = C * It,

et le courant résiduel maximal vaut:

2

Ir = (C - 1) * (3 - ) (1)

ko - kom + 1

D'où nous tirons: Ia + ko * Ir = C' * It (2)

2

en posant: C' = C + ko * (C - 1) * (3 - ) (3)ko - kom + 1

Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de

référence des boucles terre:

r' = Vmin / (Ia + ko * Ir) = Zt / C'

La comparaison utilisée dans la boucle sélectionnée est définie par:

Va Ri

≤ + ∆R

Ia + Ir 2

ce qui donne, dans le plan d'impédance considéré:

Va Va Ia + Ir Ri (ko - kom +1)*(4*C-3) - 2*(C-1)

= * ≤ ( + δ * kz) *

Ia + ko * Ir Ia + Ir Ia + ko * Ir 2 (ko - kom +1)*(C+3*ko*C-3*ko) - 2*ko*(C-1)

Va Ri (ko - kom +1)*(4*C-3) - 2*(C-1)

Nous posons: ≤ ( + δ * kz) * σ avec σ =

Ia + ko * Ir 2 (ko - kom +1)*(C+3*ko*C-3*ko) - 2*ko*(C-1)




86 / 100

D'où le diagramme :




où sont aussi définis les points N'1, … N'6

Cercle C'2

N4'

N'2

δ*kz*σ N'3

B

Ri*σ /2 N'1

N'6 A

cercle C'1

échelle 1 cm = 20 Ω N'5

Cercle C4

Par rapport au report de charge triphasé, la caractéristique de mise en route est élargie, et les cercles 1 et 2 sont

plus petits (leur rayon est divisé par C' / C) . Nous devons vérifier que la caractéristique d'antipompage se trouve

à l'intérieur de la zone de surcharge. Pour cela , nous calculons d'abord les affixes des points névralgiques N', en

remplaçant C par C'

La largeur de la mise en route devient : Ri * σ / 2

La largeur des bandes d'antipompage devient : δ * kz * σ

Nous cherchons ensuite la compatibilité de AH et AH' avec les points N' et nous en déduisons AHmini. D'où:

AHmini

Ri = 2 * ( - δ * kz )

σ

Le programme Parapluie donne: Ri = 36 Ω «haute tension », soit 18 Ω «basse tension »

ce qui correspond à une demi - largeur de bande d'antipompage

σ *(Ri /2 + δ*kz) = 34 Ω «haute tension », soit 17 Ω «basse tension », avec σ = 1,14, δ = 6 Ω et kz = 2)




87 / 100


Nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du parallellogramme d'antipompage

(voir § 22) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X3 S

A RF /2+∆

X4



1,1


0,9

soit: Rf / 2 + δ ∗ kz ≤ √ (0,9 / 1,1)² * N1² - X3² - X3 * cotg θ






88 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes








ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



X1 = 0,7 * XL pour les lignes longues,

X1 = 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm)

X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)




89 / 100

6 - Temporisations






Comme nous supposons que l'angle θ de l'image de la ligne est identique à l'angle réel ϕ de la ligne,

Rf = Rimage en tout point de la ligne.


Dans tous les cas de défaut :

AK = X3 / sin θ (voir § 21)

AL = X4 / sin θ




X2, compte tenu des marges d'imprécision»

Nous vérifions l' inégalité

X3 > 1,3 * X2



ligne». Comme il n'y a pas d'oeillères horizontales d'antipompage, nous trouvons uniquement:

1,15 * X3 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval




La PDS n'est pas concernée




route. La PDS n'est pas concernée.




La PDS n'est pas concernée




90 / 100




Par conception, la PDS répond à cette contrainte.



Comme il n'y a pa d'oeillère d'antipompage horizontale, nous avons une seule condition :

1,15 * X4 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont



cette condition ne s'applique que pour les défauts polyphasés, la fonction "direction" sur défaut monophasé étant

réalisée par un critère inverse, par nature insensible à la résistance du défaut.

Pour les défauts phase - phase, la droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. La condition

devient:

X4 > Ri * sin (2 * θ) / 4

Par sécurité nous prenons X4 > Ri / 4

Ri / 2

θ

θ

X4mini

droite d'inversion

condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de laprotection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2


prenons :

0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




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RAZOA

1- Grandeurs d'entrée utilisées

- Mise en route

La protection possède 3 boucles de mise en route, qui peuvent avoir 2 formes différentes:

. mise en route circulaire centrée ou décalée.

. mise en route dite en lentille modifiée ou "cornet de glace".

Dans les deux cas, les boucles de mise en route sont alimentées de la manière suivante:

. en l'absence de courant résiduel (défauts biphasés isolés ou marche équilibrée): (Va - Vc) / Ia ;

…

. sur présence de courant résiduel (défauts phase-terre): Va / Ia ; …

Les impédances mesurées sont des impédances de boucle, mais les tensions composées tournent en sens inverse

de celles que nous trouvons dans les protections telles que la RXAP ou la PXLC.

- Antipompage

La protection possède un relais d'antipompage composé de deux caractéristiques indépendantes de la mise en

route. Il reste en service sur défaut terre. Il est alimenté par Va et Ia. Il verrouille les ordres émis par les relais de

mise en route, via le sélecteur de phase, et destinés à rendre opérants les relais de mesure de distance.


Elle est faite à partir des trois boucles de mise en route et du relais de courant résiduel. Dans le système choisi

par EDF, le défaut biphasé - terre est mesuré comme un défaut entre phases.

Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe.

- Mesures de distance

Pour chaque zone une seule boucle, commutée par le sélecteur de phase, utilise la partie imaginaire des

impédances de phase pour la mesure de distance et sa partie réelle pour une mesure de résistance propre à la

zone. Elle détermine de plus la direction du défaut. Les grandeurs d'entrée utilisées sont:

(Va - Vb) / (Ia - Ib) ; (Vb - Vc) / (Ib - Ic) ; (Vc - Va) / (Ic - Ia) lorsqu'il n'y a pas de courant de terre,

Va / (Ia + k0 * Ir) ; Vb / (Ib + ko * Ir) ; Vc / (Ic + ko * Ir) en présence d'un courant de terre.

Le courant pilote est donc égal au courant image.

Exemple numérique:

ligne 225 kV d'impédance directe 25 ohm, d'intensité maximale avant report de charge 1000 A ( § 2-1 annexe 2),

de coefficient de terre ko = 2/3, de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire km = 0,4, et d'argument ϕ =

76 °. Le rapport kz vaut 1,1; qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1

Le coefficient de report de charge triphasé entre deux lignes identiques est alors de 1,75

. Nous choisissons a priori les réglages suivants:

réglage de Zf = 37,5 Ohm,

réglage de Zr = 12,5 Ohm.




92 / 100


2 - 1 - Mise en route circulaire centrée ou décalée.

Elle est définie dans le plan d'impédance des boucles de mise en route par les paramètres Zf, Zr, et θ. Le

paramètre θ est généralement pris égal à 60 °, mais peut aussi être pris égal à 75 °. A EDF, seule l'option 60° estutilisée.

2 * Zf

M

θ

Echelle 1 cm = 10 Ω 2 * Zr




93 / 100

2-1-1- Défaut biphasé isolé en alimentation monolatérale

Les grandeurs d'entrée sont: (Vb - Va) / Ib; ...

Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va / (Ib - Ia); ..

KZfbi = Zf

B

RF / 2

c

A θ = 60°

ϕ

échelle 1 cm = 10 Ω

L

Zf - Zr j*60°

L'affixe du centre c est: Ac = * e , soit, dans l'exemple numérique, Ac = 12,5 Ω

2

Zf + Zr et son rayon est : r = , soit, dans l'exemple numérique, 25 Ω

2

2-1-2- Défaut triphasé ou fonctionnement équilibré hors défaut

Les grandeurs d'entrée sont (Vb - Va) / Ib; ...

Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va) / (Ib - Ia); ...

Zf tri = 2 * Zf / √ 3

K

B

RF

c

A

ϕ


L Zrtri = 2 * Zr / √ 3

L'affixe du centre du cercle tourne de + 30° par rapport à la figure précédente, c'est à dire en sens inverse de celui

de la RXAP et de la PXLC. Pour θ = 60 °, il se trouve alors sur l'axe des réactances. Nous obtenons alors:

Affixe de c = j * (Zf - Zr) / √ 3 soit j * 14,4 Ω

rayon r = (Zf + Zr) / √ 3 soit 28,8 Ω




94 / 100

2-1-3 - Défaut monophasé en alimentation monolatérale

Les grandeurs d'entrée sont Va / Ia; ...

Le diagramme est tracé dans le plan d'impédance déterminé par:

Va / (Ia + ko_protection * Ir) = Va / [(1 + ko_protection) * Ia]; ...

ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection

Zftri = 2 * Zf / (1 + ko_protection)

K

H'

B

RF / (1+ko_protection)

c

A θ H

ϕ


L

Zrtri = 2 * Zr / (1 + ko_protection)

Zrmono = 2 * Zr / (1 + ko_protection ) soit Zr mono = 15 Ω

Zf - Zr j*θ

Le centre c du cercle a pour affixe: * e , soit 15 Ω ∠ 60°

1 + ko_protection

Zf + Zr Son rayon est: , soit 30 Ω

1 + ko_protection




95 / 100

2 - 2 - Mise en route en lentille modifiée, ou" cornet de glace"

Les paramètres définissant cette mise en route ont les valeurs suivantes, dans les plans d'impédance de boucle:

2 * Zf

2 * Zf cercle 1

c3 c1

cercle 2 cercle 3

60°

A H

c2

2 * Zr

j*θ

Affixe A1 du centre c1 du cercle1 (en rouge): (4 *Zf / 3) * e = A1

Rayon R1 du cercle 1: 2* Zf / 3 = R1

Affixe A2 du centre c2 du cercle 2 :

(Zf -Zr)*sinθ-(Zf +Zr)*cos θ

j * arctg

2*(Zf2 + Zr2 ) * e (Zf +Zr)*sinθ + (Zf -Zr)*cosθ = A2

soit, pour θ = 60°

Zf - Zr*(2+ √ 3 )

j * arctg

√2 * (Zf² + Zr² ) * e Zf * (2+ √ 3 ) + Zr = A2

Rayon R2 du cercle 2: (Zf + Zr) * √ 2 = R2

Affixe A3 du centre c3 du cercle 3:

(Zf -Zr)*sinθ+(Zf +Zr)*cos θ

j * arctg -

√2 * (Zf² + Zr² ) * e (Zf +Zr)*sinθ - (Zf -Zr)*cosθ = A3

soit, pour θ = 60°

Zf *(2+ √ 3 ) - Zr j * arctg -

√ 2 * (Zf² + Zr² ) * e Zf + Zr*(2+ √ 3 ) = A3

Rayon du cercle C3: (Zf +Zr) * √ 2 = R3




96 / 100

2-2-1- Défaut biphasé isolé en alimentation monolatérale

Les grandeurs d'entrée sont: (Vb - Va) / Ib; ...

Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va) / (Ib - Ia); …

K

Zf

c1

C3

B

RF / 2

A

Zr

L

Les valeurs des affixes des centres des cercles, et de leurs rayons, sont divisés par 2 par rapport à celles du plan

des impédances de boucles.

2-2-2- Défaut triphasé ou fonctionnement équilibré hors défaut

Les grandeurs d'entrée sont (Vb - Va) / Ib; ...

Le diagramme est tracé dans le plan des impédances déterminées par (Vb - Va) / (Ib - Ia); ...

K Zf tri = 2 * Zf / √ 3

B

RF


A

L

Zr tri = 2 * Zr / √ 3

Les modules des affixes des centres des cercles, et les valeurs de leurs rayons, sont divisés par √ 3 par rapport à

celles du plan des impédances de boucle.

Les affixes des centres des cercles tournent de + 30 ° par rapport à ceux de ce même plan.




97 / 100

2-2-3 - Défaut monophasé en alimentation monolatérale

Les grandeurs d'entrée sont Va / Ia; ...

Le diagramme est tracé dans le plan d'impédance déterminé par:

Va / (Ia + ko_protection * Ir) = Va / (1 + ko_protection) * Ia; ...

K

cercle 1 Zf mono = 2 * Zf / (1 + ko_protection)

c1

c2 H'

B RF / (1 + ko_protection)

cercle 2 cercle 3

A H

L

Zr mono = 2 * zr / (1 + ko_protection)

B est l'extrémité de la ligne, de module 25 Ω dans l'exemple choisi

Les modules des affixes des centres des cercles, et leurs rayons, sont divisés par 1 + ko_protection par

rapport à ceux du plan d'impédance de boucle.

2-3- Antipompage

Les grandeurs d'entrée sont Va / Ia

- Diagramme de la caractéristique d'antipompage en cas de fonctionnement équilibré. Il peut être tracé

indifféremment dans le plan d'impédance Va / Ia; Va / (Ia + ko_protection * Ir ), ou (Vb-Va) / (Ib-Ia).

2,5 * j * Z2

2 * j * Z2

1,25 * Z2 80°

Z2





98 / 100

- En cas de défaut monophasé avec alimentation monolatérale, le diagramme se contracte. Il subit une

homothétie de rapport 1 / (1 + ko )

- En cas de défaut biphasé isolé avec alimentation monolatérale, le tracé de la caractéristique dépend de

l'impédance amont du réseau. En effet:

Va I = Ia

E Zds

Vc

a*E Zds

I = - Ic

Vb

a²*E Zds

Point de mesure

Va

Soit Zap l'impédance mesurée par le relais d'antipompage: Zap =

Ia

Va - Vc

Soit Z l'impédance mesurée par le relais de distance: Z =

Ia - Ic

Nous cherchons la relation qui relie Zap et Z dans le cas de réseau ci-dessus.

Va = E - Zds * I

Vc = a * E + Zds * I

Va - Vc

Comme: Z =

2 * I

Va - Vc

Nous obtenons: Va = E - Zds *

2 * Z

Va - Vc

Vc = a * E + Zds *2 * Z

2 * Z + Zds * (1 + a)

D'où, en éliminant Vc: Va = E *

2 * Zds + 2 * Zd

Or, dans la boucle formée par les phases a et c, nous avons: E (1 - a ) = 2 * (Zds + Z) * I

Va 2 * Z - a² * Zds

Nous obtenons alors: =

I 1 - a

d'où: Z = (1 / 2) * [Zap * (1 - a) + a² * Zds]




99 / 100

La caractéristique d'antipompage dans le plan de référence est obtenue en faisant subir à la caractéristique traçée

précédemment la transformation définie par:

- j * 30° -j * 120°

Z = (Zap * √ 3 / 2) * e + (Zds / 2) * e , c'est à dire:

- une homothétie de √ 3 / 2

- une rotation de - 30°

- j * 120 °

- une translation de (Zds / 2) * e

Cette transformation dépend de l'impédance de source du réseau.

Caractéristique en régime équilibré

Caractéristique sur défaut biphasé

Zds



X3

X2

X1


R1 R2 R3

Mesure de première, deuxième et troisième zone, avec X1 = R1, …

Ce schéma reste exact dans tous les cas de défaut. Mais R1 est la résistance par phase. La résistance maximale

détectable de défaut est:

RF = 2 * R1 pour les défauts biphasés,

RF = (1 + ko_protection ) * R1 pour les défauts monophasés.




100 / 100


Il existe 2 calibres : In_secondaire = 1 A et In_secondaire = 5 A

nota: seuls les straps susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre sont indiqués.

3 - 1 - Mise en route à maximum d'intensité

Elle n'est pas utilisée à EDF. Le commutateur S4:1 du module RGIC 30 est en position "ouvert"

3 - 2 - Mise en route à minimumm d'impédance "externe"

Elle est réalisée grâce au module RXZK ajouté à l'option de base de la protection. Ce module permet de choisir

entre la caractéritique circulaire et la caractéristique en lentille modifiée.

Le choix ente les deux caractéristiques, ainsi que le choix entre un angle de 60 ° et un angle de 75°, sont faits en

usine par le constructeur.

Le courant de phase minimal dans la protection est toujours fixé à 0,2 * In (choix EDF). Le commutateur S3:3 du

module RGZB 030 doit alors être placé sur ON.

Nous disposons des organes de réglage suivants, sur chaque phase :

A = 5; 10; 20; 40; 80 Ω

B = 4,5 à 10,5 Ω, réglable de manière continue,

D = 0,2 à 1, réglable de manière continue,

avec lequels nous obtenons :

zf = 5 * A / (B * In_secondaire)

zr = D * zf

Les paramètres zf et zr utilisés dans cette note sont ceux qui, dans la notice du constructeur, correspondent aux

impédances de phase des défauts biphasés.

3 - 3 - Relais de commutation des boucles de mise en route par courant homopolaire

Nous disposons d'une roue codeuse, sur le relais RGIC 030, dont la valeur affichée Jo varie de 1 à 8. Le seuil de

courant est donné par:

Ir_secondaire = 0,2 * Jo (calibre 1 A)

Ir_secondaire = Jo (calibre 5 A)

Le commutateur S4:2 du module RGIC 030 est placé sur ON.

3 - 4 - Antipompage

Nous disposons des paramètres suivants :

m = 1; 2; 4; d = 1; √ 2 réglables par straps

q = q1 + q2 avec q1 = 22; 25; 28 réglable par commutateur

q2 = 0; 1; 2; réglable par commutateur

avec lesquels nous obtenons

z2 = 8 * m * d * q / 22 (calibre 1 A)z2 = 1,6 * m * d * q / 22 (calibre 5 A)




101 / 100

3 - 5 - Mesure de distance et résistances associées

Pour les mesures de distance vers l'aval nous disposons des paramètres

a; b; p1; p2; p3 réglables de 5 à 99

avec lesquels nous obtenons:

la réactance de première zone x1 = (3,2 / In_secondaire) * a / p1

la résistance de première zone r1 = (3,2 / In_secondaire) * b / p1

la réactance de seconde zone x2 = (3,2 / In_secondaire) * a / p2

la résistance de seconde zone r2 = (3,2 / In_secondaire) * b / p2

la réactance de troisième zone x3 = (3,2 / In_secondaire) * a / p3

la résistance de troisième zone r3 = (3,2 / In_secondaire) * b / p3

Pour les mesures de distance vers l'amont, (schéma à verrouillage), nous ajoutons le module RGZA 30. Ce

module est asservi en distance au module RGA 030, grâce au commutateur X7 situé sur ce dernier :

si X7 = 1, le réglage du module est celui de la zone 1;

si X7 = 2, le réglage du module est celui de la zone 2;si X7 = 3, le réglage du module est celui de la zone 3.

Le déclenchement en quatrième stade sur mise en route est obtenu en plaçant le commutateur S1:1 du module

RGSB 030 en position fermée.

Le coefficient de terre est réglé grâce à un commutateur à 15 positions Y notées de 1 à 15, sur le module

RGGB 030.

ko_protection = 0,1 * Y

Sur ce même module, le programme de sélection de phase est le programme 5 (mise en route impédancemétrique,

défaut biphasé - terre mesuré comme un défaut entre phases).

3 - 6 - Choix du sytème de téléaction

Il est obtenu en utilisant les commutateurs suivants :

accélération verrouillage

X1:1 du module RGKC 070 1 2

X1:2 du module RGKC 070 OFF ON

S5:1 du module RGAA 030 ON OFF

S1:3 du module RGAA 030 OFF ON

La temporisation de premier stade du module RGZA 030, lorsqu'il est utilisé en verrouillage (seule utilisation àEDF) est réalisé comme suit:

40 ms 50 ms 60 ms 80 ms

S2:6 ON OFF OFF OFF

S2:7 OFF ON OFF OFF

S2:8 OFF OFF ON OFF

La temporisation de déclenchement du relais RGZA 30, dans le même cas, est égale à:

T2 si le commutateur X1 de ce module est en position 1

T3 si le commutateur X1 de ce module est en position 2




102 / 100

3 - 7 - Temporisateurs

Nous disposons de 3 commutateurs à 16 positions N2; N3; N4, numérotées de 0 à 15. Les temporisations valent:

T2 (temporisation de deuxième stade) = N2 * 50 ms

T3 (temporisation de troisième stade) = N3 * 200 ms

T4 (temporisation de quatrième stade) = N4 * 400 ms

3 - 8 - Choix du système de déclenchement

La banalisation triphasée du déclenchement sur les zones 3 et 4 conduit, outre une légère modification du schéma

standard de la RAZOA (polarité P2 sur la borne 15, pontage des bornes 8 et 59), à placer les commutateurs du

module RGKD sur les positions suivantes :

S1:1 OFF

S1:2 OFF

S1:3 ON

S1:4 ON




103 / 100


Dans tous les cas de fonctionnement hors défaut, y compris en cas de cycle de réenclenchement sur ligne double,

le point de fonctionnement ne doit se trouver ni dans la zone de mise en route, ni dan la zone d'antipompage.

La zone d'antipompage doit se trouver soit à l'extérieur de la zone de mise en route, soit à l'extérieur des zones de

mesure de ditance. Toutefois, même dans ce deuxième cas, aucun point de la mise en route ne doit se trouver àl'extérieur de la zone d'antipompage.

Nous étudierons successivement la caractéristique circulaire et la caractéristique elliptique.

4 - 1 - Caractéristique circulaire

4 - 1 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double.


Nous calculons le coefficient de report de charge C d'après la formule (4) du § 114 de l'annexe 2. Dans l'exemple

choisi nous trouvons C = 1,76.

cercle C3

N4 mise en route

mesure de3ème zone

N2

N3

Cercle C1 Cercle C2

N6

N1

Echelle 1 cm = 20 Ω N5 θ = 60°

Cercle C4




104 / 100

Le cercle 1 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité A de la ligne.

Son rayon est ZT / C = 115 / 1,76 = 66 Ω.

Le cercle 2 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité B de la ligne. Il a le même rayon.

Les cercles C3 et C4 ont un rayon de 64 Ω.Leurs centres ont respectivement pour affixe 78 Ω ∠ 76 ° et - 53 Ω ∠ 76 °

Nous déterminons Z2 pour que la compatibilité entre la caractéristique d'antipompage et l'enveloppe des 4 cercles

soit assurée. Ensuite, deux situations peuvent se présenter:

- la caractéristique de troisième zone (voir § 24), reste à l'intérieur de la caractéristique interne

d'antipompage. La caractéristique de mise en route, circulaire (voir § 212), ou lenticulaire (voir § 222), doit alors

rester à l'intérieur de la caractéristique externe d'antipompage. C'est le cas sur la figure ci-dessus.

- la caractéristique de troisième zone déborde sur la caractéristique interne d'antipompage. La mise en

route doit rester à l'intérieur de cette caractéritique interne.

- Rappel des coordonnées des points névralgiques (points d'intersection situés sur l'enveloppe des 4

cercles)

j*εi


C * It * ZL

α = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


VminAN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin


ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




105 / 100

4 - 1 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit


N

D' D

M

εK

H' A θ H


AK = AM * cos ε

MK = AM * sin ε

HK = MK * cotg θ




sin ( θ − ε)

1,1 * AM < 0,9 * AN, d'où 1,1 * AH < 0,9 * * AN (1)

sin θavec, ici, θ = 80°

- Etablissement de l'inéquation de compatibilité

Par mesure de simplification, nous remplaçons la caractéristique d'antipompage par deux rectangles définis

comme suit:

D2

2*z2

D'1

1,25*z2 D1

80°

z2 z2

2,5*z2D'2




106 / 100

Nous vérifions d'abord la compatibilité de chaque point Ni (i variant de 1 à 6), avec les droites D1 et D'1, puis

avec les droites D2 et D'2.

Le paramètre z2 utilisé pour définir l'antipompage est lié à AH par:

1,25 * z2 = AH sin 80 °

Soit zi le paramètre correspondant au point Ni. Il doit satisfaire à:

0,9 sin ( 80° − ε) z2i < * * ANi (droites D1 et D'1)

1,1 1,25

Ou à

0,9 cos ( 80° − ε) z2i < * * ANi (droites D2 et D'2)

1,1 2,5

zi est alors la plus élevée des deux valeurs trouvées.

Nous retenons ensuite pour z2 la plus faible des 6 valeurs trouvées.

4 - 1 - 1 - 3 - Compatibilité entre l'antipompage et la mise en route

Nous ménageons un intervalle de sécurité entre les droites d'antipompage D1 et D'1 d'une part, la zone de mise en

route d'autre part, telle que:

1,1 * largeur de mise en route < largeur de bande d'antipompage intérieure. Nous trouvons:

1,15

Ad' = z2 > * [(zf + zr) + (zf - zr ) *cos 80°]√ 3

√ 3 z2

soit: zf < *

1,15 (1 + D) + (1 - D) * cos 80°

D'1

d

d'

c

c' A

80°




107 / 100

4 - 1 - 1 - 4 - Compatibilité entre l'antipompage et la plus grande zone de mesure de distance

r3

x3

80°

z2

z2 > 1,15 * r3 * sin 80°

4 - 1 - 1 - 5 - Compatibilité entre la mise en route et la zone de transit

Elle est utilisée dans le cas où l'antipompage n'est pas installé.

- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et le cercle de mise en route

N

M

c θ + 30°

εA

Ac = ( Zf - Zr ) / √ 3 θ = 75°

cM = ( Zf + Zr ) / √ 3

Nous résolvons le triangle cAM:

Ac² + AM² - 2 * AC * AM * cos (30° + θ - ε) = cM² d'où

1

AM = * [( Zf - Zr ) ∗ cos (30° + θ - ε) + √ (Zf - Zr )² ∗ cos² (30°+ θ - ε) + 4 * Zf * Zr] √ 3

et 1,1 * AM < 0,9 * ANi

d'où, en remplaçant Zr par D * Zf

0,9 √ 3 * Ni Zf = ∗

1,1 (1 - D) * cos (30° + θ - ε) + √ (1 - D)² * cos² (30° + θ - ε) + 4 * D

Pour obtenir Zf, il faut procéder par approximations successives: On donne à D une valeur Dmini = 0,2, puis on

cherche le point Ni qui donne à Zf la valeur la plus faible. On recommence avec Dmini = 0,21. Si la valeur

trouvée pour Zf est plus faible que la précédente, on arrête le calcul et on garde D = 0,2. Sinon on recommence jusqu'à ce que Zf diminue et on garde l'avant dernier couple de valeurs de Zf et D.




108 / 100

4 - 1 - 1 - 6 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique :

Le programme Parapluie donne , compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants:

Z2 = 40 Ω «haute tension », soit 36 Ω «basse tension »,

Zf = 46 Ω «haute tension», soit 42 Ω «basse tension »,

Zr = 9 Ω «haute tension», soit 8 Ω «basse tension ».r3 = 16,5 Ω «haute tension», soit 15 Ω «basse tension ».




109 / 100

4 - 1 - 1 - 7 - Alimentation d'un client .

Si le dispositif antipompage est installé, nous devons comparer la position de la caractéristique d'antipompage

(voir § 23 ) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

N

M 2,5*j*Z2

1,25*Z2 80°

A

0,9

AM ≤ * AN

1,1

0,9 N1

L'inéquation de compatibilité s'écrit: z2 * kz ≤ * (1)

1,1 2,5

où N1 est le rayon du cercle limitant la zone de transit:


1,1

La compatibilité du point S avec le cercle s'écrit: [ * AS ]² ≤ N1²0,9

La caractéristique de mise en route est centrée sur l'origine (D = 1).

La résistance R3 est égale à la réactance X3

Si la caractéristique de mesure de distance ne coupe pas la caractéristique d'antipompage, c'est à dire si elle est

telle que 1,15 * X3 < z2 / cos 10°, alors:

0,9

zf * kz ≤ * N1 (2)

1,1

Sinon, le cercle de mise en route doit rester à l'intérieur de la caractéristique intérieure d'antipompage, soit,

d'après le § 4113:

√ 3 z2

zf ≤ * (3)

1,15 2

Si le dispositif antipompage n'est pas installé, nous utilisons l'équation (2)

4 - 1 - 1 - 8 - Liaison centrale poste

La RAZOA n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste




110 / 100

4 - 1 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double.


La compatibilité entre caractéristique de transit en cas de report de charge monophasé et caractéristique

d'antipompage n'est généralement pas demandée, car il est peu probable que le défaut phase - terre sur l'autre

circuit, à l'origine du cycle de réenclenchement monophasé, puisse provoquer un pompage. Nous recherchons

uniquement la compatibilité du transit avec la mise en route.

Ce report peut être contraignant, car le relais à courant homopolaire est un relais à seuil fixe. La protection est

alors orientée sur les boucles phase - terre par ce relais pendant le cycle.

- Zone de fonctionnement.

Le sélecteur de phase s'oriente sur la boucle a - terre de la ligne saine.

D'après la formule (12) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut : Ia = C*It

2


koL - koM + 1

Le plan d'impédance de la boucle phase a - terre est défini par Va / (Ia + ko_protection * Ir)

ko_protection étant le coefficient de terre affiché sur la protection, compte tenu des contraintes du § 35 .


2en posant : C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 - ) (3)

koL - koM + 1

Les cercles C'1 et C'2 donnant les limites de transit ont alors pour rayon, dans le plan des impédances de phase

des boucles terre :

r = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Vmin / (C' * It)




111 / 100

cercle C'3

cercle C'2

N'4

N'2

Cercle C'1 N'3

N'6 c

N'1

N'5


θ = 60°




112 / 100

- caractéristique de la protection

La caractéristique est définie par :

Va Ia + ko_protection * Ir

* - (zf - zr) < zf + zr soit :

Ia + ko_protection * Ir Ia

C'

Z * - (zf - zr) < zf + zr C

C

Le cercle de mise en route est alors un cercle de rayon zf + zr * ,

C'

et dont le centre, situé sur une droite faisant un angle θ avec l'axe des résistances a pour affixe:

C C

(zf - zr) * = zf - zr∗ ∠ θ

C' C'


Il suffit de remplacer C par C' dans les formules du § précédent pour obtenir les points N'i.

4 - 1 - 2 - 2 - Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route

- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et le cercle de mise en route

N'

c M

θε

A

Ac = ( Zf - Zr ) C / C' θ = 60°

cM = ( Zf + Zr ) C / C'

Nous résolvons le triangle cAM:

Ac² + AM² - 2 * AC * AM * cos ( θ - ε) = cM² d'où

C

AM = * [( Zf - Zr ) ∗ cos (θ - ε) + √ ( Zf - Zr )² ∗ cos² ( θ - ε) + 4 * Zf * Zr ] C'

et 1,1 * AM < 0,9 * AN'i

En remplaçant Zr par D * Zf , nous trouvons:

0,9 C' N'i Zf = ∗ ∗

1,1 C (1 - D) * cos ( θ - ε) + √ (1 - D)² * cos² ( θ - ε) + 4 * D

La suite du calcul se fait comme au 4 -1-1-1-5




113 / 100

4 - 1 - 2 - 3 - Résultat trouvé par PARAPLUIE avec l'exemple numérique:

Le programme Parapluie donne les résultats suivants:

Zf = 33 Ω «haute tension », soit 30 Ω «basse tension »,

Zr = 6,6 Ω «haute tension », soit 6 Ω «basse tension »,

Nous choisissons la plus faible des deux valeurs basse tension obtenues au § 41 et au § 42, à savoir 33,5 Ohm. La

valeur affichable sur la protection et immédiatement inférieure à cette valeur est, compte tenu des posssibilités

énoncées au § 31 : 29,4 Ohm, obtenue pour N4 = 16 .

Le seuil du relais de courant résiduel Ir est généralement réglé à 1,2 * In. En effet, la faible sensibilité de la

protection aux défauts résistants rend inutile, dans la plupart des cas, une plus grande sensibilité de ce relais.

4 - 2 - Caractéristique lenticulaire modifiée

4 - 2 - 1 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement triphasé sur ligne double.


cercle C3

2 * Zf / √ 3 N4 mise

en route

mesure de3ème zone

N2

N3

Cercle C1 Cercle C2

N6

N1

Echelle 1 cm = 20 Ω N5 θ = 60°

Cercle C4

La caractéristique de mise en route est la même que pour le défaut triphasé. (voir § 222)

La caractéristique intérieure d'antipompage, de pente 80°, a pour largeur ± Z2. Elle doit être extérieure à la

caractéristique de mise en route.




114 / 100

La caractéristique extérieure d'antipompage a pour largeur ± 1,25 * Z2. Elle ne doit pas empiéter sur la zone de

transit.

La zone de transit est celle définie au § 4111

4 - 2 - 1 - 2 - Compatibilité entre la caractéristique extérieure d'antipompage et la caractéristique de transit

Nous utilisons les mêmes inéquations que pour la mise en route circulaire (§ 4112)

4 - 2 - 1 - 3 - Compatibilité entre la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise en route

d

c C1

d'

c' A

80°

D'1 θ = 60°

Z2

Elle est donnée par : Ad' < Or1,15

Ad' = Ac' + c'd' cos (80° - θ + 60° )

Ac' = AC * cos ( 80° - θ + 60° ) = = 4 * Zf *

3 * √ 3

2 * Zf c'd' = rayon de C1 =

3 * √ 3

3 * √ 3

d'où nous tirons: 4 * Zf * cos (80° - θ + 60° ) + 2 * Zf < * Z2 1,15

3 * √ 3 Z2 soit : Zf < ∗

2 * 1,15 1 + cos (80° - θ + 60° )




115 / 100


(cas où l'antipompage n'est pas installé)

Comme les angles des points névralgiques sont toujours situés entre +30° et - 30°, ou entre +150° et -150°, la

compatibilité doit être recherchée entre N4 et le cercle C2 si θ = 60°, entre N3 et le cercle C3 si θ = 75°.

Nous prenons les formules approximatives:

0,9

Zf < ∗ 2 ∗ √ 3 * N4 ∗ ( −cos ε4) pour θ = 60° 1,1

0,9

Zf < ∗ 2 ∗ √ 3 * N3 cos (ε3 - 15°) * cos 15° pour θ = 75° 1,1




116 / 100

4 - 2 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double.


cercle C'3

N'4 cercle C'2

N'2 c

2*Zf*C/C'

Cercle C'1

N'6 N'3

2*Zr*C/C' N'1

N'5


θ = 60°

Les modules des affixes des centres des cercles de mise en route et les valeurs de leurs rayons se déduisent de

ceux définis au § 22 en les multipliant par C / C'.

La caractéristique de transit est la même qu'au § 4121


Comme les angles des points névralgiques sont toujours situés entre +30° et - 30°, ou entre +150° et -150°, la

compatibilité doit être recherchée entre N3 et le cercle C3

Nous prenons la formule approximative:

0,9 C'

Zf < ∗ ∗ 2 ∗ N3 ∗ sin (θ − ε3 ) * sin θ1,1 C




117 / 100


- Préliminaires: influence du rapport R / X

ABB préconise un réglage du rapport R / X compris entre 1 et 3. En effet, pour un rapport élevé, nous constatons

une inclinaison importante de la droite de réactance. En revanche, pour un rapport R / X faible, nous constatons

une inclinaison importante de la droite de résistance.

Les erreurs constatées sont:

R / X = 1 R / X = 2 R / X = 3

Erreur sur X

Erreur sur R

10 %

10 %

15 %

7 %

20 %

6 %

Pour les lignes longues, nous cherchons à minimiser l'erreur sur la portée inductive afin d'éviter tout

déclenchement intempestif. Nous choisissons

R / X = 1

Pour les lignes courtes, un réglage à R / X = 1 ne permettrait pas de détecter une résistance de défaut importante.

Par ailleurs, il n'y a pas de risque de déclenchement intempestif, puisque nous utilisons le schéma à verrouillage.

Nous choisissons:

R / X = 2

Pour les lignes à trois extrémités fonctionnant dans un système à verrouillage, nous adoptons le même choix.



- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL Nous retenons X1 ≤ 0,80 * XL

Nous choisissons, pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement inférieure, compte tenu du § 33.

- lignes courtes







Nous retenons : X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL

Nous choisissons pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement supérieure, compte tenu du § 33.




118 / 100



- ligne longue

Compte tenu des erreurs de mesure, nous trouvons : 0,85 * X2 > 1,05 * XL. Nous retenons X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm ou X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL


5 - 1 - 3 - Réglage de la troisième zone X3

Elle est généralement réglée à 1,3 * X2

5 - 1 - 4 - Réglage de la zone amont X4 (voir § 35)

Elle est généralement réglée à X1





X2 = 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)X3 = 1,3 * X2

X4 = X1

6 - Temporisations voir § 36




119 / 100




- près du poste considéré (point H du § 213)

Nous résolvons le triangle AcH, et nous trouvons :

RF = (Zf - Zr) * cos θ + √ ((Zf - Zr)² * cos² θ + 4 ∗ Zf * Zr (1)

- à l'autre extrémité de la ligne (point H' du § 213)

Nous calculons l'affixe du point H' lorqu'il décrit le cercle de mise en route, et nous écrivons que sa partie

imaginaire vaut ZL ∗ sin ϕ (voir PXLP, § 81). Nous trouvons:

RF = (Zf -Zr)*cos θ+√ (Zf +Zr)² -[ZL*sin ϕ∗ (1+ko_prot)- (Zf -Zr) ∗sin θ]²-ZL*cosϕ*(1+ ko_prot)

(2)



Vectoriellement, la trajectoire du point H sur le cercle 3 est décrite par:

j * γ ___ ___ ___ A3 + R3 * e

AH = Ac3 + c3H = voir la définition de A3 et R3 au § 22

1 + ko_protection

en faisant varier γ

__Le point H recherché est tel que la partie imaginaire de AH est nulle.

1 - d (1 - d) * sin θ + (1 + d) * cos θ Zr Posons a = α = arctg - avec d =

1 + d (1 + d) * sin θ - (1 - d) * cos θ Zf

a * tg θ + 1 a * tg θ + 1 tg θ - a

Il vient: tg α = - sin α = cos α = -

tg θ - a √ (a * tg θ +1)² + (tg θ - a)² √ (a * tg θ +1)² + (tg θ - a)²

__ __

Or Rf = Réel [AH * (1 + ko_protection)] lorsque Imaginaire [AH * (1 + ko_protection)] = 0

__

AH * (1 + ko_protection)] = Zf * [ √2 * (1 + d²) * (cos α + j * sin α) + (1 + d) * √ 2 * ( cos γ + j * sin γ )]

D'où: √ 1 + d² * sin α = - (1 + d) sin γ

√ 1 + d² (1 - d) * tg θ + 1 + d

sin γ = - *

1 + d √ [(1 - d) * tgθ + 1 + d]² + [(1 + d) * tg θ - 1 + d]²

(1 + d) *tg θ - 1 + d

Rf = Zf * [ - √2 * (1 + d²) * + (1 + d) * √ 2 * cos γ ] (1)

√ [(1 - d) * tgθ + 1 + d]² + [(1 + d) * tg θ - 1 + d]²




120 / 100

- à l'autre extrémité de la ligne (point H' du § 223)

Vectoriellement, la trajectoire du point H' est donnée par:

j * θ j * γ ___ ___ ___ A1* e + R1 * e

AH' = Ac1 + c1H' =1 + ko_protection

en faisant varier γ .

Le point H' recherché est tel que la partie imaginaire de H' soit égale à ZL * sin ϕ :

1

* ( 4 * Zf ∗ sin θ + 2 * Zf ∗ sin γ ) = ZL ∗ sin ϕ ∗ (1 + ko_protection) 3

3 * ZL ∗ sin ϕ ∗ (1 + ko_protection) d'où : sin γ = - 2 ∗ sin θ

2 *Zf

4 * Zf ∗ cos θ + 2 * Zf ∗ cos γ La partie réelle de AH' vaut alors :

3 * (1 + ko_protection)

La résistance maximale détectable est donnée par:

___

RF = (1 + ko_protection) * ( Réel (AH') - ZL ∗ cos ϕ ) soit

1

RF = * (4 * Zf ∗ cos θ + 2 * Zf ∗ cos γ) - (1 + ko_protection) * ZL ∗ cos ϕ (2)

3



- défaut biphasé (voir § 211)

Portée aval : en résolvant le triangle AcK nous trouvons :

1

AK = * [(Zf -Zr)*cos (θ − ϕ ) + √ (Zf -Zr)² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zf ∗Zr) ] (3)

2

Portée amont : en résolvant le triangle AcL nous trouvons :1

AL = * [(Zr-Zf )*cos (θ − ϕ ) + √ (Zr-Zf )² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zr∗Zf ) ] (4)

2

- défaut triphasé (voir § 212)


1

AK = *[ (Zf -Zr)*cos (θ − ϕ + 30°) + √ (Zf -Zr)² *cos² (θ − ϕ + 30°) + 4 (Zf ∗Zr) ](5)

√ 3

Portée amont : en résolvant le triangle AcL nous trouvons :

1AL = * (Zr-Zf )*cos (θ − ϕ + 30°) + √ (Zr-Zf )² *cos² (θ − ϕ + 30°) + 4 (Zr∗Zf ) (6)




121 / 100

√ 3

- défaut monophasé (voir § 213)


1

AK = * [(Zf -Zr)*cos (θ − ϕ ) + √ (Zf -Zr)² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zf ∗Zr) ] (7)1 + ko_protection

Portée amont : en résolvant le triangle AcL nous trouvons :

1

AL = * [(Zr-Zf )*cos (θ − ϕ ) + √ (Zr-Zf )² *cos² (θ − ϕ ) + 4 (Zr∗Zf ) ] (8)

1 + ko_protection



Portée aval : en résolvant le triangle Ac1K nous trouvons :

1

AK = * Zf ∗ [ 2 * cos (θ − ϕ ) + √ 4 * cos² (θ − ϕ ) − 3 ] (3)

3

Portée amont :

L'équation du triangle c3AL s'écrit:

c3L² = c3A² +AL² - 2 * c3A * AL * cos (α − ϕ) (voir définition de α au § )

avec c3A = A3 / 2 et c3L = R3 / 2

ce qui donne:

Zf² * (1+d)² / 2 = Zf² * (1 + d²) / 2 + AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) / 2 * AL * cos (α − ϕ)

ou encore:

AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) / 2 * AL * cos (α − ϕ) - Zf² * d = 0

La résolution de cette équation nous donne:

Zf

AL = * [ √ 1+d² * cos (α − ϕ) - √ (1 + d²) * cos² (α − ϕ) + 2 * d ] (4)

√ 2

- défaut triphasé (voir § 222)


2

AK = * Zf ∗ [ 2 * cos ( θ − ϕ + 30 ° ) + √ 4 ∗ cos² (θ − ϕ + 30 ° ) − 3 ] (5) 3 * √ 3

Portée amont :


c2L² = c2A² +AL² - 2 * c2A * AL * cos (ϕ + α +30°)




122 / 100

avec c2A = A2 / √ 3 et c2L = R2 / √ 3

ce qui donne:

Zf² * (1+d)² * (2 / 3) = Zf² * (1 + d²) * (2 / 3) + AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) * (2 / 3) * AL * cos (ϕ + α +30°)

ou encore:

AL² - 2 * Zf * √ (1+d²) * (2 / 3) * AL * cos (ϕ + α +30°) - (4 / 3) * Zf² * d = 0


AL = Zf * √ (2 / 3) * [√ (1+d²) * cos (ϕ + α +30°) - √ (1+d²) * cos² (ϕ + α +30°) + 2 * d ] (6)



2 * Zf AK = * [ 2 * cos (θ − ϕ ) + √ 4 * cos² (θ − ϕ ) − 3 ] (7)

3 * (1 + ko_protection)

Portée amont :


c3L² = c3A² +AL² - 2 * c3A * AL * cos (α − ϕ)

A3 R3

avec c3A = et c3L =

1 + ko_protection 1 + ko_protection

ce qui donne:

Zf²*2*(1+d)² = Zf²*2*(1+d²)+(1+ko_protection)² *AL² -2*Zf * √2 *(1+d²) * (1+ko_protection)*AL*cos (α−ϕ)

ou encore:

(1+ko_protection)² *AL² - 2*Zf * √2 *(1+d²) * (1+ko_protection)*AL*cos (α−ϕ) - 4 * d * Zf² = 0


Zf * √ 2

AL = * [√1+d² * cos (α−ϕ) - √ (1+d²) * cos² (α−ϕ) + 2 * d ] (8) 1+ko_protection




123 / 100





Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé isolé. Nous utilisons alors la formule (3) du § 721 , pour

déterminer AK, et nous vérifions l'inégalité:

AK > 1,3 * Z2 ou, sur l'axe des réactances, AK * sin ϕ > 1,3 * X2

Si cette condition n'est pas satisfaite, il faut utiliser une RAZOA à caractéristique en lentille modifiée

(vérification par la formule (3) du § 722 ), ou une autre protection.



ligne».

- défaut monophasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la mise en route.

Nous utilisons la formule (7) du § 721 , ou du § 722, pour déterminer AK. Nous vérifions ensuite l'inégalité:

1,15 * AK * sin j < 0,9 * ZL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous donnons à AK la valeur maximale permise par cette inégalité, et nous

calculons Zf en inversant la formule (7)

AK * (1 + ko_protection) + 2 * Zr * cos (θ − ϕ ) Zf = AK * (1 + ko_protection) *

2 ∗ AK * (1 + ko_protection) * cos (θ − ϕ ) + 4 * Zr

- défaut triphasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la caractéristique extérieure

d'antipompage.

Sa portée AK' vaut sur défaut triphasé, 2,5 * Z2 dans le plan de référence. C'est le cas le plus défavorable. Nous

vérifions ensuite l'inégalité ci - dessus, en remplaçant AK par AK'

Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous recherchons un autre réglage.




Nous réglons la mise en route à la plus grande valeur possible, compte tenu des contraintes précédentes.



Sur la RAZOA, l'antipompage bloque le fonctionnement des relais de mesure de distance. Il est donc nécessaire

que, en fonctionnement hors défaut, la portée de troisième zone ne dépasse pas la caractéristique intérieure

d'antipompage. La condition s'écrit:

1,1 * X3 < 0,9 * 2 * Z2 (report de charge triphasé)

C

1,1 * X3 < 0,9 * 2 * Z2 * (report de charge monophasé, pour mémoire)C'




124 / 100

Si un défaut apparaît, la caractéristique d'antipompage peut se trouver modifiée, surtout pour un défaut biphasé

isolé (voir § 23) et elle peut couper la zone de mesure. Ceci n'a pas d'importance si le point reste immobile. En

revanche, en cas de déclenchement séquentiel faisant varier ce point, un bloquage intempestif peut apparaître.


- condition a : « si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette

dernière doit être telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en

route »

Nous avons vu que dans la RAZOA il peut être admis que cette condition ne soit pas vérifiée (voir § 4111)

- condition b : « sur les postes à deux départs la portée résistive de la protection assurant le secours

éloigné doit être inférieure à celle de la protection devant fonctionner normalement».

Pour cela nous utilisons les inéquations (1) et (2) du § 711.

A B C

Pour un défaut en B, la portée résistive de la protection placée en A (inéquation 1) doit être inférieure à celle de

la protection placée en B (inéquation 2).




Pour la RAZOA, cette condition concerne le relais de mesure amont, dont le réglage est identique à celui de l'une

ou l'autre des zones aval. Elle est vérifiée de facto dès lors que la condition d relative à la mise en route est

vérifiée.



- Défaut monophasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la mise en route.

Nous utilisons la formule (8) du § 721 , ou du § 722, pour déterminer AL. Nous vérifions ensuite l'inégalité:

1,15 * AL * sin ϕ < 0,8 * Xdmini_transfo_aval

Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous donnons à AL la valeur maximale permise par cette inégalité, et nous

calculons Zr en inversant la formule (8)

AL * (1 + ko_protection) + 2 * Zf * cos (θ − ϕ ) Zr = AL * (1 + ko_protection) *

2 ∗ AL * (1 + ko_protection) * cos (θ − ϕ ) + 4 * Zf

- défaut triphasé au - delà du transformateur. Compatibilité avec la caractéristique extérieure

d'antipompage.

Sa portée AL' vaut sur défaut triphasé, 2,5 * Z2 dans le plan de référence. C'est le cas le plus défavorable. Nous

vérifions ensuite l'inégalité ci - dessus, en remplaçant AL par AL'

Si cette inégalité n'est pas vérifiée, nous recherchons un autre réglage.




125 / 100



Cette condition ne s'applique par à la RAZOA.


protection considérée P1 doit être supérieure à la réactance maximale de première zone de la protection P2située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nous

prenons :

X amont ( P1) > 1,3 * X1 (P2) - 1,06 * XL

Nous devons vérifier deux contraintes:

- la portée amont de la mise en route doit satisfaire à cette condition. Nous le vérifions grâce aux

formules 4, 6, 8 du § 721 , ou du § 722. Si cette condition n'est pas vérifiée, nous imposons à Zr la valeur qui la

vérifie, et nous reprenons les réglages, en cherchant la valeur maximale de Zf;

- la mesure de distance du relais RGZA est insuffisante. Nous changeons la valeur du paramètre X7

(voir § 35)




126 / 100

PD3A

La protection PD3A utilisée sur le réseau EDF comporte toujours le module mémoire de tension, et le module

antipompage. Elle n'est pas utilisée en 400 kV. Elle existe en 4 variantes, correspondant aux courants nominaux 1

A et 5 A d'une part, à un mode différent de réglage de la deuxième zone d'autre part.


- Mise en route

C'est un parallélogramme formé de deux bandes. Les bandes horizontales utilisent les mêmes grandeurs que

celles qui sont utilisées pour les mesures de distance, à savoir :

boucles phase-phase boucles phase-terre




Les bandes obliques utilisent les courants simples :

(Va - Vb) et Ia Va et Ia

(Vb - Vc) et Ib Vb et Ib

(Vc - Va et Ic Vc et Ic

- Antipompage

La zone formée par la mise en route et la limite aval de deuxième zone de la boucle ab est entourée par la zone

d'antipompage, qui utilise la limite aval de troisième zone et des limites qui lui sont propres. Elle utilise les

mêmes grandeurs d'entrée.


Elle est réalisée par les mises en route. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe.


Elles utilisent les mêmes grandeurs que les droites horizontales de mise en route

Application numérique :

- ligne 225 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'argument ϕ = 76 °, d'intensité maximale avant report

de charge 1000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire 0,4,

- portée aval, en réactance : X3 = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance : X4 = 12,5 Ω,

- résistance image du défaut, fixée a priori : Ri = 20 Ω.

- argument image : θ = 70° (erreur maximale)

- rapport impédance HT / impédance BT : kz = 1,1

ce qui correspond à un transformateur de courant de rapport 2000 / 1

- coefficient de terre ko = 2 / 3




127 / 100


2-1- Caractéristique de mise en route lors d'un défaut biphasé en alimentation monolatérale.

X3 = 37,5 Ω

K

B E Ri / 2 = 10 Ω

RF / 2

θ=70°

ϕ=76 °

L

X4 = 12,5 Ω Echelle 1 cm = 10 Ω

Les portées amont et aval sont égales aux valeurs de réglage de troisième et quatrième zone.

La demi - largeur de bande est égale à la moitié de la valeur de réglage Ri , elle-même égale à la valeur maximale

de défaut détectable RF, aux erreurs d'angle près.

2-2- Caractéristique de mise en route lors d'un défaut triphasé ou d'un fonctionnement équilibré hors défaut.

X3 = 37,5 Ω

B E

30°

Ri * (1 - a) / 3 = 11,5 Ω ∠ 30°

X4 = 12,5 Ω Echelle 1 cm = 10 Ω

Les bandes horizontales sont bien tracées dans le plan de référence. X3 et X4 sont les valeurs de réglage de

troisième zone et quatrième zone.

Les tensions compensées des bandes obliques s'écrivent :

Vab ± Ri * Ia = Vab ± Ri * Iab * (Ia / Iab) = Vab ± Ri * Iab * (1 - a) / 3




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Ri est la résistance de réglage. C'est aussi, aux erreurs d'angle près, la résistance par phase d'un défaut

équilibré.

RF

La valeur complexe Ri * (1-a) / 3 a pour module Ri / √ 3, et pour argument - 30°. La

demi - largeur de bande mesurée sur l'axe des R vaut :

AH = (Ri / 2) * ( 1 + cotg θ / √ 3 ) soit Ri / 2 pour θ = 75 ° (1)

2 - 3 - Caractéristique de mise en route lors d'un défaut monophasé.

X3 = 37,5 Ω

B E Ri / (1 + ko) = 12 Ω

RF / (1 + ko)

X4 = 12,5 Ω Echelle 1 cm = 10 Ω




129 / 100


Il est élaboré lorsque le point de fonctionnement dans le plan d'impédance de la boucle ab entre dans la

caractéristique de mise en route 10 ms après être entré dans la zone d'antipompage. Cette zone, élaborée avec les

mêmes grandeurs d'entrée que la mise en route de la boucle ab, est formée de:

- deux zones situées entre les droites obliques de mise en route et deux droites qui leur sont parallèle, versl'extérieur. La distance horizontale entre chacune des droites d'antipompage et la droite de mise en route

correspondante, élaborée avec les grandeurs Vab et Ia, est une valeur fixe 2 * δ en ohm "basse tension"

δ = 1,5 * In_secondaire (Ω) (In_secondaire = 1 A ou 5 A)

Cette valeur est donc tributaire du rapport kz en haute tension. Dans l'exemple numérique choisi, la largeur 2*∆

"haute tension" vaut 2 * 7,5 * 1,1 = 2 * 8,25 Ω;

- une zone située entre la droite horizontale de quatrième zone et une droite horizontale située en amont. La

largeur de bande δ', élaborée avec les grandeurs Vab et Ia - Ib, est, en ohm "basse tension" de 2,2 *

In_secondaire. Dans l'exemple numérique choisi, elle vaut ∆' = 12,1 Ω HT;

- la zone située entre la droite horizontale de deuxième zone et celle de troisième zone. Cette zone a pour

largeur minimale la largeur de bande amont définie ci-dessus.

Le verrouillage antipompage ne bloque que les boucles biphasées.


Elle utilise les éléments de mise en route. Elle ne nécessite aucun réglage.


Elles utilisent les tensions directes mémorisées et les courants des boucles biphasées pour les défauts entre

phases, la tension et le courant homopolaires pour les défauts phase - terre. Elles ne nécessitent aucun réglage.


La protection comporte 3 zones aval et une zone amont. La troisième zone aval et la zone amont sont limitées par

les droites de mise en route.




130 / 100


nota: seuls les straps susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre sont indiqués.

3 - 1 - Résistance maximale détectable de défaut.

La valeur affichable, en ohm basse tension, est :

- pour les protections de calibre 5 A, un nombre entier situé entre 1 et 11 Ω,

- pour les protections de calibre 1 A, c'est un multiple de 5 situé entre 5 et 55 Ω.

3 - 2 - Coefficients.

- angle θ

Il est choisi dans le tableau ci- dessous :

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9θ

valeur 45° 50° 55° 60° 65° 70° 75° 80° 85°

- Coefficient de terre ko

Il est donné par la formule

ko = 0,1 * (Ko1 + Ko2 - 10) Ko1 est un entier variant de 1 à 9

Ko2 peut prendre les valeurs 10 ; 20 ; 30

- Seuil de courant résiduel

Ir = 0,24 * In Le commutateur I1 est positionné sur HS sur la carte QMV

- Impédance de compensation zc du relais directionnel de terre

Elle est choisie entre les valeurs suivantes :

0 1 / In 3,5 / In

Le choix est réalisé par un strap du module analogique 2 050 067




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Les valeurs affichables sont données, pour chaque type de protection, dans les tableaux 1, 2, 3, 4 ci-après. La

valeur retenue est affichée grâce aux paramètres M1 et K1.

TABLEAU 1

PD3A 6062, calibre 1 A - réglage de la première zone X1

K1

M1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 0,5 0,745 1,09 1,6 2,37 3,45 5,1 7,5 11,05 16,25 23,9 35,1

2 0,515 0,765 1,125 1,65 2,415 3,555 5,25 7,7 11,4 16,75 24,6 36,15

3 0,53 0,79 1,155 1,695 2,485 3,655 5,4 7,95 11,87 17,2 25,35 37,2

4 0,55 0,82 1,2 1,76 2,58 3,795 5,6 8,25 12,15 17,85 26,3 38,6

5 0,565 0,84 1,23 1,81 2,65 3,9 5,75 8,45 12,5 18,35 27 39,65

6 0,585 0,87 1,275 1,87 2,745 4,035 5,95 8,75 12,95 19 27,95 41,05

7 0,605 0,9 1,32 1,935 2,835 4,175 6,15 9,05 13,35 19,65 28,9 42,45

8 0,625 0,93 1,365 2 2,93 4.31 6,35 9,35 13,8 20,3 29,85 43,859 0,645 0,96 1,405 2,065 3,025 4,45 6,6 9,65 14,25 20,95 30,85 45,3

10 0,665 0,99 1,45 2,13 3,12 4,59 6,8 9,95 14,7 21,6 31,8 46,7

11 0,69 1,03 1,505 2,21 3,235 4,76 7,05 10,35 15,25 22,4 33 48,45

12 0,71 1,06 1,55 2,345 3,33 4,9 7,25 10,65 15,7 23,05 33,95 49,85

TABLEAU 2


On utilise le tableau n° 1 en divisant les chiffres par 5

TABLEAU 3


K1

M1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 0,5 0,76 1,1 1,625 2,36 3,49 5,15 7,6 11,2 16,45 24 35,55

2 0,515 0,785 1,14 1,68 2,44 3,605 5,35 7,85 11,55 17 24,8 36,7

3 0,53 0,805 1,165 1,725 2,5 3,7 5,45 8,05 11,85 17,45 25,45 37,65

4 0,55 0,835 1,215 1,795 2,6 3,75 5,7 8,4 12,35 18,15 26,45 39,15

5 0,57 0,865 1,255 1,855 2,695 3,98 5,9 8,7 12,75 18,75 27,4 40,55

6 0,585 0,89 1,295 1,91 2,77 4,095 6,05 8,95 13,15 19,3 28,2 41,7

7 0,605 0,92 1,34 1,975 2,87 4,24 6,25 9,25 13,6 20 29,15 43,15

8 0,63 0,955 1,385 2,045 2,965 4,385 6,5 9,55 14,05 20,65 30,15 44,69 0,65 0,985 1,43 2,11 3,06 4,525 6,7 9,85 14,5 21,3 31,1 46,05

10 0,67 1,02 1,48 2,185 3,17 4,685 6,95 10,2 15,05 22,1 32,25 47,7

11 0,695 1,05 1,53 2,26 3,275 4,845 7,15 10,55 15,55 22,85 33,3 49,3

12 0,715 1,085 1,575 2,325 3,37 4,985 7,35 10,85 16 23,5 34,3 50,5

TABLEAU 4






132 / 100


- PD3A 6062

L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue en multipliant le réglage de première zone par le

coefficient k2. Ce denier est affiché au moyen du commutateur K2.

commutateur K2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

valeur k2 1 1,15 1,34 1,55 1,80 2,08 2,40 2,78 3,22 3,73 4,32 5

- PD3A 6562

Les valeurs possibles d'impédance basse tension limitant cette zone sont données grâce aux deux tableaux ci-

après. La valeur retenue et affichée grâce aux paramètres M2 et K2.

TABLEAU 5

PD3A 6562, calibre 1 A - réglage de la deuxième zone X2

K2

M2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 2,54 3,84 5,55 8,25 11,95 17,7 26,1 38,5 56,5 83,5 121,5 180

2 2,625 3,97 5,75 8,5 12,35 18,3 27 39,85 58,5 86 125,5 186

3 2,695 4,07 5, 8,75 12,7 18,75 27,7 40,85 60 88,5 129 191

4 2,805 4,235 6,15 9,1 13,2 19,5 28,85 42,5 62,5 92 134 198,5

5 2,905 4,385 6,35 9,4 13,65 20,2 29,85 44 65 95 139 205

6 2,99 4,52 6,55 9,7 14,05 20,8 30,75 45,35 66,5 98 143 211,5

7 3,095 4,68 6,8 10,05 14,55 21,85 31,85 46,95 69 101,5 148 219,5

8 3,2 4,84 7 10,4 15,05 22,3 32,95 48,55 71,5 105 153 227

9 3,305 4,995 7,25 10,75 15,55 23 34 50 74 108,5 158 234

10 3,43 5,2 7,5 11,1 16,15 23,85 35,25 52 76,5 112,5 164 243

11 3,55 5,35 7,8 11,5 16,7 24,7 36,5 54 79 116,5 169,5 251,512 3,65 5,5 8 11,85 17,2 25,4 37,55 55,5 81,5 120 174,5 258,5

TABLEAU 6

PD3A 6562, calibre 5 A - réglage de la deuxième zone X2


3 - 5 - Réglage de la zone aval

- PD3A 6062 (1 A ou 5 A)

L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue en multipliant le réglage de première zone par le


commutateur K3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

valeur k3 1 1,23 1,51 1,87 2,31 2,84 3,51 4,32 5,33 6,57 8,11 10

- PD3A 6562(1 A ou 5 A)

L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue en multipliant le réglage de deuxième zone par le


commutateur K3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

valeur k3 1 1,09 1,18 1,29 1,40 1,52 1,65 1,80 1,95 2,12 2,3 2,5




133 / 100

3 - 6 - Réglage de la zone amont

- Protection 1 A (PD3A 6062 ou 6562)

L'impédance basse tension limitant cette zone est choisie en utilisant le tableau suivant :

commutateur K4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12valeur x4 2,5 3,1 3,8 4,7 5,8 7,1 8,8 10,85 13,35 16,45 20,3 25

- Protection 5 A (PD3A 6062 ou 6562)

L'impédance basse tension limitant cette zone est obtenue à partir du même tableau, en divisant x4 par 5.


Il est réalisé grâce à des commutateurs dont la liste est donnée ci-dessous :

- 225 kV Pas de téléaction commutateur I-7 de la carte QLD ES

commutateur I-1 de la carte QMR ES

Accélération commutateurs I-5 et I-8 de la carte QLD ES


Verrouillage commutateurs I-1, I-8, I-10 de la carte QLD ES


- 90 et 63 kV Pas de téléaction Rien

Accélération commutateur I-5 de la carte QLD ES

Verrouillage commutateurs I-1et I-10 de la carte QLD ES


- temporisation de premier stade t1 : 0 à 99 ms par pas de 1 ms ou

0 à 990 ms par pas de 10 ms

Le passage d'une échelle à l'autre se fait par un commutateur C qui prend les valeurs 1 et 10.

- temporisation de deuxième stade t2 : 0 à 990 ms par pas de 10 ms

- temporisation de troisième stade t3 : 0 à 9900 ms par pas de 100 ms

- temporisation de quatrième stade t4 : 0 à 9900 ms par pas de 100 ms




134 / 100


4 - 1 - Etude du report de charge triphasé sur ligne double.


Nous nous plaçons toujours dans le plan de référence des défauts entre phases.

-données "réseau"

Nous calculons le coefficient de report de charge d'après la formule (4) du § 113 de l'annexe 2. Dans l'exemple

numérique choisi, nous trouvons C = 1,76.

N4 cercle C3

N2

N3

Cercle C1 Cercle C2

N6

N1


N5

Cercle C4

Le cercle 1 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité A de la ligne.

Son rayon est ZT / C = 115 / 1,76 = 66 Ω.

Le cercle 2 est la limite de la zone de surcharge, vue de l'extrémité B de la ligne. Il a le même rayon.

Les cercles C3 et C4 ont un rayon de 64 Ω.Leurs centres ont respectivement pour affixe 78 Ω ∠ 76 ° et - 53 Ω ∠ 76 °




135 / 100

- données "protection"

La demi-largeur des bandes de mise en route est : (Ri / 2) * (1 + cotg θ / √ 3 ), (voir § 22)

soit, pour θ = 75° : Ri / √ 3 = 11,5 Ω

La largeur des oeillères d'antipompage est : δ * kz * (1 + cotg θ / √ 3 ), soit, ici, 9,8 Ω



l'annexe 2.

- coordonnées des points névralgiques

j*εi


C * It * ZL

α = arc cos 2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin


ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




136 / 100



N

D' D

M

εK

H' A θ H


AK = AM * cos ε

MK = AM * sin ε

HK = MK * cotg θ


sin ( θ - ε )

que l'on peut écrire AH = AM *

sin θ


sin ( θ − ε)

1,1 * AM < 0,9 * AN, d'où 1,1 * AH < 0,9 * * AN (1)

sin θ


Nous choisissons comme valeur de θ la première valeur trouvée inférieure à ϕ.



0,9 sin (θ - εi) 0,9 sin (εi - θ)

AH < * ANi * (i = 1, 3, 5) H'A < * ANi * (i = 2, 4, 6)1,1 sin θ 1,1 sin θ

Nous choisissons la valeur de AH, ou de AH', la plus faible. Nous en tirons, d'après le § 22, formule (1)

appliquée aux bandes d'antipompage, la résistance Rap :

AH = (Rap / 2) * (1 + cotg θ / √ 3 ) d'où Rap = 2 * AH * √ 3 / ( cotg θ + √ 3 )

De cette valeur nous enlevons la largeur de la bande d'antipompage et nous trouvons la résistance de réglage des

droites obliques :

R image = Rap - 2 * δ * kz

Le programme Parapluie donne, compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants :

Rimage = 60,5 Ω «haute tension », soit 55 Ω «basse tension »,




137 / 100

4 - 2 - Report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double



alors orientée sur les boucles phase-terre par ce relais pendant le cycle.

- zone de fonctionnement.


D'après la formule (1) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut :

Ia = C * It,

et le courant résiduel maximal vaut :

2

Ir = (C - 1) * (3 - ) (1)

koL - koM + 1

D'où nous tirons : Ia + ko_protection * Ir = C' * It (2)

2

en posant : C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 - ) (3)

koL - koM + 1

ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection


des boucles terre :

r' = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Zt / C'

Les bandes obliques actives de la protection sont celles des boucles terre, utilisant les tensions simples et les

courants simples.

D'où le diagramme :




138 / 100

N'4 cercle C'3

N'2

N'3

Cercle C'1 Cercle C'2

N'6

N'1


N'5

Cercle C'4

Par rapport au report de charge triphasé, la caractéristique de mise en route est élargie, et les cercles C'1 et C'2

sont plus petits que C1 et C2. Mais il n'y a plus la contrainte de la zone d'antipompage.

Les affixes des points névralgiques N'i se déduisent de celles des points Ni en remplaçant C par C' dans lesformules du § 4 - 1


La largeur des bandes obliques des boucles phase terre vaut, pendant un cycle de réenclenchement monophasé,

AH = Ri * Ia / (Ia + ko_protection * Ir) = Ri * C / C'

Nous déterminons la valeur minimale de AH par les formules

0,9 sin (θ - εi) 0,9 sin (εi - θ)

AH < * AN'i * (i = 1, 3, 5) H'A < * AN'i * (i = 2, 4, 6)





139 / 100

puis nous trouvons Rimage = AH min * C' / C

Le programme Parapluie donne, compte tenu des contraintes d'affichage de la protection, les résultats suivants :

Rimage = 50 Ω «haute tension », soit 45 Ω «basse tension »,

Comme la protection ne comporte qu'un seul réglage de résistance image, nous prenons la plus faible des valeursobtenues entre le report monophasé et le report triphasé. Nous prenons alors 48,5 Ohm. Comme seule les valeurs

multiples de 5 sont disponibles, nous choisissons 45 Ohm.

La valeur retenue pour ko est la plus proche de celle du réseau, à savoir 0,7

La valeur retenue pour θ est 75°

Nota: L'étude du report de charge monophasé n'est pas réalisée si la protection est installée sur un départ 90 kV

ou 63 kV.



( voir § 22 et § 24) par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X3

K S Ri cotg θ

AH = ( + δ * kz)*(1 + )

2 √ 3

A H

X4+δ'∗kz




1,1 __

[ * AS ]² ≤ N1²

0,9

__ __ __ Ri cotg θ

Or AS = AK + KS, soit AS² = X3² + [X3* cotgθ + ( + δ * kz) * (1 + )] ²

2 √ 3

√ (0,9 * N1 / 1,1)² - X3² - X3 * cotgθ

d'où Ri = 2 * [ - δ * kz]

1 + cotg θ / √ 3


La PD3A n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste




140 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes








ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL









141 / 100

6 - Temporisations






Si l'angle θ de l'image de la ligne est identique à l'angle réel ϕ de la ligne, Rf = Rimage

Sinon Rf = Rimage pour un défaut près de la protection

Rf = Rimage + X1 * (tg θ - tg ϕ) en limite de première zone



AK = X3 / sin θ (voir § 21)

AL = X4 / sin θ





Pour la PD3A, la bande située entre la limite de deuxième zone et la limite de troisième zone est utilisée pour la

fonction antipompage. Nous vérifions les inégalités

X3 > 1,3 * X2 X3 > X2 + 11 * kz * sin θ / In_secondaire



ligne»









route. La PD3A n'est pas concernée.


« si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit


La PD3A n'est pas concernée




142 / 100




Par conception, la PD3A répond à cette contrainte.



1,15 * X4 + 11 * kz / In_secondaire < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

ou, a minima




cette condition ne s'applique que pour les défauts polyphasés, la fonction "direction" sur défaut monophasé étantréalisée par un critère homopolaire, par nature insensible à la résistance du défaut.

Pour les défauts phase - phase, la droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. La condition

devient:

X4 > Ri * sin (2 * θ) / 4

Par sécurité nous prenons X4 > Ri / 4

Ri / 2

θ

θ

X4mini

droite d'inversion




prenons :

0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




143 / 100

PXL C

La protection PXLC utilisée sur le réseau EDF comporte toujours le module antisaturation, le module mémoire

de tension, et le module antipompage. Elle n'est pas utilisée en 400 kV. Elle existe en 2 variantes, correspondant

aux courants nominaux 1 A et 5 A.

Sur les réseaux 90 kV et 63 kV elle est associée à la PSEL 3003, qui joue le rôle de protection de secours. Cettedernière se compose de deux parties: La PSEL 3001 pour les défauts phase terre, et la PSEL 3002 pour les

défauts entre phases .

La PSEL 3001 est étudiée dans l'annexe 6 - 71

La PSEL 3002 est basée sur un principe différent: c'est une protection à mesure de puissance homopolaire. Elle

n'est pas étudiée dans le programme Parapluie.


- Mise en route

C'est une mise en route circulaire décalée, centrée sur l'axe des réactances.

2*X4

affixe de c = X4 - X5

rayon : X4 + X5

c


2 * X5

Elle utilise les grandeurs d'entrée suivantes :

- en l'absence de courant de terre :

(Va - Vb) et Ia ; (Vb - Vc) et Ib ; (Vc - Va) et Ic

- en présence de courant de terre :




144 / 100

Va et Ia ; Vb et Ib ; Vc et Ic

Ce sont les mêmes que celles utilisées pour la RXAP. Les tensions des boucles biphasées tournent en sens

inverse de celles utilisées pour la LZ 95 et pour la RAZOA.

Le cercle est donné, dans chaque boucle biphasée, par une équation du type :

(Va - Vb) / Ia - (X4 - X5) < (X4 + X5) (1)

et, dans chaque boucle monophasée, par :

(Va / Ia) - (X4 - X5) < (X4 + X5) (2)

- Verrouillage antipompage

L'ordre de verrouillage est élaboré grâce au cercle de mise en route de la boucle ab, et d'un cercle concentrique

utilisant les mêmes grandeurs d'entrée, à savoir Va - Vb et Ia. Son rayon vaut :

Rap = X4 + X5 + δ*X4

Il n'est pas opérant lorsqu'il y a présence de courant résiduel.


Elle est réalisée par les mises en route. Le relais de courant résiduel est un relais à seuil fixe.


Le courant image est :

Ia - Ib sur la boucle ab ...Ia + ko * Ir sur la boucle a - terre, ...

Le courant pilote est :

Ia - Ib sur la boucle ab, ...

Io sur la boucle a - terre en première zone, ...

Ia sur la boucle a - terre en deuxième zone ...

La protection n'utilise qu'un seul relais, dont les entrées sont affectées par le sélecteur de phases.

- Direction

La protection possède un seul relais, dont les entrées sont affectées par le sélecteur de phases. L'entrée courant

reçoit une tension proportionnelle au courant de la phase en défaut, et l'entrée tension reçoit la tension directemémorisée d'une autre phase.


ligne 225 kV d'impédance directe 25 ohm, d'intensité maximale transitée en permanence It = 1000 A, de

coefficient de terre ko = 2/3, et d'argument θ = 76 °, et de coefficient de mutuelle homopolaire km = 0,4.

Le rapport kz = impédance HT / impédance BT vaut 1,1, correspondant à un courant nominal primaire de 2000 A

Nous choisissons a priori, pour tracer les diagrammes, les réglages suivants :

réglage de X4 = 37,5 Ω "haute tension",

réglage de X5 = 18,75 Ω "haute tension".




145 / 100


2 - 1 - Défaut biphasé, entre les phases a et b, en alimentation monolatérale.

Dans ce cas, Ia = - Ib ; le plan d'impédance est le plan défini par l'équation :

Z = (Va - Vb) / (Ia - Ib) = (Va - Vb) / (2 * Ia),

et la condition énoncée en (1) devient :

Z -( (X4 - X5) / 2) < (X4 + X5) / 2

Le cercle obtenu est homothétique du précédent dans le rapport 2.

X4

affixe de c = (X4 - X5) / 2

RF / 2 rayon : X4 + X5 / 2

c

ϕ


X5




146 / 100

2 - 2 - Caractéristique de mise en route en cas de défaut triphasé équilibré ou de fonctionnement normal.

Dans ce cas, Ib = a² * Ia

Le plan considéré est le plan d'impédance de référence défini par l'équation :

Va - Vb Va - VbZ = = et l'inéquation (1) devient :

Ia - Ib Ia * (1 - a² )

Va - Vb Ia * ( 1 - a² )

* - (X4 - X5) < X4 + X5 Ia * (1 - a² ) Ia

soit, Z * (1 - a² ) - (X4 - X5) < X4 + X5

Le vecteur Z * (1 - a² ) décrit un cercle de rayon X4 + X5, et dont le centre, situé sur l'axe des réactances, a

pour ordonnée X4 - X5.

Le vecteur Z décrit un cercle obtenu en faisant subir au cercle précédent une homothétie complexe de module

1 / √ 3, et d'argument - 30°. Son centre c a pour affixe

X4 - X5 X4 - X5 ,

Ac = + j *

2 * √ 3 2

et son rayon:

X4 + X5

r =

√ 3

(2+δ)*X4/ √ 3

2*X4/ √ 3

B

RF


c

ϕ α = 60°

A

2*X5/ √3

(2+δ)*X5/ √ 3

RF




147 / 100

2- 3 - Caractéristique de mise en route en cas de défaut monophasé sur la phase a.

Va

Le plan d'impédance de référence est défini par l'équation (4): Z =

Ia + ko *Ir

VaSi la ligne est à vide, Ia = Ir, d'où: Z =

(1 + k0 ) * Ia

Va Ia + k0 * Ir

et l'inéquation (2) devient: * - (X4 - X5) < X4 + X5 Ia + k0 * Ir Ia

soit: Z * (1 + k0 ) - (X4 - X5) < X4 + X5

Le cercle de mise en route est un cercle centré sur l'axe des réactances.

L'ordonnée du centre est: (X4 - X5) / (1 + k0 )

Le rayon est: X4 + X5 / (1 + k0 )

B' B H'RF / (1 + ko)

c Echelle 1 cm = 10 Ω

ϕ

A H




148 / 100


nota : seuls les straps susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre sont indiqués.

3 - 1 - Réglage des mises en route (module QMR).

Il est réalisé au moyen du paramètre N4, qui peut prendre toutes les valeurs entières de 1 à 99 grâce à deux rouescodeuse. La portée aval est donnée par :

500

x4 = (In_secondaire = 1A ou 5 A)

In_secondaire * (N4 + 1)

La portée amont est donnée par: x5 = k5 * x4 la valeur de k5 étant donnée par le commutateur K5

K5 1 2 3 4

k5 1 / 8 1 / 4 1 / 2 1

3 - 2 - Coefficients (module QAH)

- seuil de courant de phase : il n'est pas réglable et vaut 0,2 * In_secondaire

- seuil de courant de terre : il est réglable par une roue codeuse à 16 positions Pir = 0, ... 15.

Ir = 0,2 * In_secondaire * Pir

- coefficient de terre ko : il est réglable par une roue codeuse à 16 positions Pko = 0, ... 15

ko = 0,1 * Pko

- argument θ de l'image de la ligne : il est réglable par une roue codeuse à 16 positions Pθ = 1, ... 15

θ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Pθ 86 83 79 76 72 69 66 63 60 58 55 53 51 49 47 45

3 - 3 - Réglage des zones (module QM)

- zone 1

Le réglage est réalisé à l'aide du paramètre a1 qui peut prendre 4 valeurs grâce à une roue codeuse :

Pa1 1 2 3 4

a1 1 5 25 100

et du paramètre N1 qui peut prendre toute les valeurs entières de 0 à 99 grâce à deux roues codeuses.

20 * a1

x1 =

In_secondaire * (N1 + 1)

- zone 2

Le réglage est réalisé de la même manière que celui de la zone 1, en utilisant les paramètres a2 et N2 qui peuvent

prendre les mêmes valeurs.




149 / 100

3 - 4 - Réglage de l'antipompage (module QW)

Il est réalisé grâce aux commutateurs S1 ; S2 ; S3.

S1 S2 S3

δ = 1

δ = 0,4

δ = 0,2

δ = 0,1


Il est choisi grâce au strap S6 qui peut prendre les positions :

4 = accélération de stade

2 = blocage


Chacune d'elles est ajustée par deux roues codeuses affichant une position PT = 1, ... 99.

- premier stade (schéma à blocage) : T1 * 5 * PT1 ms

( le temps retenu est généralement 60 ms avec une téléaction haute fréquence, et 75 ms avec une téléaction basse

fréquence)

- deuxième stade

Si le strap S6 occupe la position T2 = 10 * PT2 ms

S'il occupe la position T2 = 100 * PT2 ms

- troisième stade T3 = 100 * PT3 ms

- quatrième stade T4 = 100 * PT4 ms




150 / 100

4 - Calcul des paramètres de mise en route



- données "réseau"

Nous nous plaçons toujours dans le plan de référence des défauts entre phases.

Le cercle C1 est centré en A, origine de la ligne.

Le cercle C2 est centré en B, extrémité de la ligne, d'affixe ZL

Ils ont pour rayon Vmin /(C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 113 de l'annexe 2. Dans

l'exemple numérique, C = 1,76, et le rayon vaut 66 Ω.

Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), soit, ici, 78 Ω ∠ 76 °

Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ), soit, ici, - 53 Ω ∠ 76 °

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ), soit, ici, 64 Ω.

N4 Ω3 cercle C3

N2

N3

Cercle C1 c Cercle C2

N6

N1


Ω4 N5

Cercle C4




151 / 100

- Données "protection"

- j * 30

c = centre du cercle de mise en route et d'antipompage, d'affixe ((X4 - X5) / √ 3 ) * e

soit: (X4 - X5) / (2 * √ 3 ) + j * (X4 - X5) / 2 = 5,4 + j * 9,4 Ω

cercle de mise en route, de rayon X4 + X5 / √ 3 = 32,4 Ω

cercle d'antipompage, de rayon (1 + δ) * X4 + X5 / √ 3 = 41,3 Ω (si δ = 0,4)



l'annexe 2.


j*εi


C * It * ZL

α = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin VminAN3 = AN4 = ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ *

C * It C * It

ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




152 / 100


- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et un cercle

N

c M

α

εA

.

La compatibilité entre le point N et le cercle d'antipompage s'écrit :

0,9 * AN > 1,1 * AM (1)

En résolvant le triangle AcM nous trouvons :

Ac² + AM² - 2 * Ac * AM * cos (α − ε) = cM² (2)

- Application au cercle d'antipompage

Ac = (X4 - X5) / √ 3 (3)

cM = [ ( 1 + δ ) * X4 + X5] / √ 3 (4)

α = 60° (voir § 2-2)

Si nous posons k5 = X5 / X4, nous obtenons, en résolvant l'équation (2) :

√ (1-k5)² * cos² (60°-ε) + 4*k5 + δ² + 2*δ + 2*δ*k5 -(1-k5) * cos(60°-ε) 0,9

X4 < * √ 3 * * AN (5)

4*k5 + δ² + 2*δ + 2*δ*k5 1,1

Pour le choix de k5, le constructeur préconise les valeurs suivantes:

k5 = 1 pour une ligne courte, et 1 / 2 pour une ligne longue.

δ = 1 pour 5 / In_secondaire < X4 / kz < 12,5 / In_secondaire

δ= 0,4 pour 12,5 / In_secondaire < X4 / kz < 25 / In_secondaire

δ = 0,2 pour 25 / In_secondaire < X4 / kz < 50 / In_secondaire

δ = 0,1 pour 50 / In_secondaire < X4 / kz

Nous appliquons l'équation (5) à chaque point névralgique, de module AN et d'argument ε, et nous gardons la

plus petite valeur de X4. Mais comme nous ne connaissons pas X4 pour choisir δ, nous supposons a priori que

X4 = 1,2 * 1,3 * ZL, et nous vérifions ensuite que la valeur de X4 retenue ne modifie pas δ.


X4 = 45,83 Ω «haute tension », soit 41,67 Ω «basse tension »,

k5 = 1 / 2 δ = 0,2

ce qui correspond à un cercle de rayon 39,69 Ω et dont l'abscisse complexe du centre vaut 6,6 + j * 11,45 Ω




153 / 100

4 - 2 - Report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne double (225 kV uniquement)


alors orientée sur les boucles phase - terre par ce relais pendant le cycle.



D'après la formule (12) du § 12 de l'annexe 2, le courant maximal de la phase la plus sollicitée vaut : Ia = C*It

2


koL - koM + 1

Le plan d'impédance de la boucle phase a - terre est défini par Va / (Ia + ko_protection * Ir)

ko_protection étant le coefficient de terre affiché sur la protection, compte tenu des contraintes du § 32 .


2

en posant : C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 - ) (3)

koL - koM + 1


des boucles terre :

r = Vmin / (Ia + ko_protection * Ir) = Vmin / (C' * It)

cercle C3

cercle C'2

N'4

N'2

Cercle C'1 N'3

N'6 c

N'1

N'5





154 / 100

- caractéristique de la protection

La caractéristique est définie par :

Va Ia + ko_protection * Ir

* - (X4 - X5) < X4 + X5 soit :

Ia + ko_protection * Ir Ia

C'

Z * - (X4 - X5) < X4 + X5

C

C

Le cercle de mise en route est alors un cercle de rayon (X4 + X5) * ,

C'

C

et dont le centre, situé sur l'axe des réactances, a pour ordonnée: (X4 - X5) *

C'


Il suffit de remplacer C par C' dans les formules du § précédent pour obtenir les points N'i.

- Calcul des paramètres définissant le cercle de mise en route

La comparaison du cercle de mise en route phase terre avec les points névralgiques diffère de la précédente sur

les points suivants :

- pas d'antipompage (δ = 0)

- cercle centré sur l'axe des réactances : α = 90°

- comme les grandeurs utilisées pour définir le cercle de mise en route sur les boucles phase terre sont

Va et Ia, les formules (3) et (4) du § précédent deviennent:

Ac' = ( X4 - X5) * C / C'

cM = ( X4 + X5) * C / C'

D'où la formule:

C' (k5-1) * sin ε' + √ (1-k5)² * sin² ε' + 4*k5 0,9

X4 < * * * AN' (1) C 4 * k5 1,1

Dans l'application numérique, le rayon du cercle de mise en route vaut 48 Ω, et l'ordonnée du centre vaut 16 Ω.


X4 = 30,56 Ω «haute tension », soit 27,78Ω «basse tension »,

k5 = 1 / 2

Nous choisissons la plus faible des deux valeurs basse tension obtenues au § 412 et au § 42, à savoir 33,5 Ohm.

La valeur affichable sur la protection et immédiatement inférieure à cette valeur est, compte tenu des posssibilité

énoncées au § 31 : 29,4 Ohm, obtenue pour N4 = 16 .

Le seuil du relais de courant résiduel Ir est généralement réglé à 1,2 * In. En effet, la faible sensibilité de la

protection aux défauts résistants rend inutile, dans la plupart des cas, une plus grande sensibilité de ce relais.




155 / 100

4 - 3 - Alimentation d'un client, .

compatibilité entre un cercle décalé et un cercle centré sur l'origine

0,9 N AM ≤ * AN

1,1 M

C

A

Or, d'après le § 22 et le § 1 "verrouillage antipompage"

AM = X4 * (2 + δ) / √ 3

0,9 √ 3

D'où : X4 ≤ * N *

1,1 2 + δ

où N est le rayon du cercle limitant la zone de transit, à savoir:

Vmin

N = It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.It


La PXLC n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste




156 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL Nous retenons X1 ≤ 0,80 * XL

Nous choisissons, pour X1 basse tension, la valeur disponible immédiatement inférieure, compte tenu du § 33.

- lignes courtes







Nous retenons : X1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL




- ligne longue

Compte tenu des erreurs de mesure, nous trouvons : 0,85 * X2 > 1,05 * XL. Nous retenons X2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm ou X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL


Nota : Le coefficient θ, qui ne sert qu'au réglage des zones est choisi le plus proche possible de ϕ, compe tenu

des contraintes du § 32






6 - Temporisations voir § 36




157 / 100





2 * √ X4 * X5

AH = soit RF = 2 * X4 * √ k5 (1)

1 + ko

- à l'autre extrémité de la ligne

Nous résolvons le triangle B'cH', puis nous retirons BB' de B'H', et nous trouvons:

RF = (1+ko) * BH' = √ 4*X4²*k5 + 2*X4*(1-k5)*XL*(1+ko) - XL²*(1+ko)² - XL*cotgϕ*(1+ko) (2)



Portée aval : AK = (1 / 2) * [X4 * (1 - k5) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ] (3)

Portée amont : AL = (1 / 2) * [X4 * (k5 - 1) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ] (4)

- défaut triphasé ou fonctionnement équilibré (voir § 22)

Portée aval : AK = (1/ √ 3) * [X4 * (1 - k5) * cos (ϕ − 60°) + X4 * √ (1 - k5)² * cos² (ϕ - 60°) + 4 * k5 ] (5)

Portée amont : AL = (1/ √ 3) * [X4 * (k5 - 1) * cos (ϕ − 60°) + X4 * √ (1 - k5)² * cos² (ϕ - 60°) + 4 * k5 ] (6)


Portée aval : AK = [1 / (1 + ko)] * [X4 * (1 - k5) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ] (7)

Portée amont : AL = [1 / (1 + ko)] * [X4 * (k5 - 1) * sin ϕ + X4 * √ (1 - k5)² * sin² ϕ + 4 * k5 ] (8)

- portée de l'antipompage. Elle se déduit de celle du fonctionnement équilibré en remplaçant :

X4 par Xap4 = X4 * (1 + δ / 2)




158 / 100





Nous vérifions l'inégalité:

X_aval > 1,3 * X2 X_aval étant la projection de AK sur l'axe des réactances (voir § 21)

pour les défaut biphasés qui sont les plus contraignants. Nous posons donc

X_aval = AK * sin ϕ, AK étant calculé par la formule (3) du § 72

Si cette condition n'et pas réalisée, nous recommençon avec un k5 plus faible.



ligne»


Le cas le plus contraignant est celui du défaut triphasé. Nous posons donc :

X_aval = AK * sin ϕ, AK étant calculé par la formule (5) du § 72

Si nous voulons que la zone d'antipompage reste elle ausi insensible aux défauts situés de l'autre coté du

transformateur, nous utilisons la même formule, dans laquelle nous avons remplacé X4 par X4 * (1 + δ / 2).


sur une ligne issue du poste de l'extrémité opposée, on tente d'assurer son secours éloigné en se réglant à la valeurmaximale autorisée par les contraintes a et b »





route. La PXLC n'est pas concernée.


« si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doitêtre telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route »

La PXLC n'est pas concernée




Par conception, la PXLC répond à cette contrainte.






159 / 100

1,15 * X_amont < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

Le cas le plus contraignant est celui du défaut triphasé.

Si nous voulons que seule la mise en route ne dépasse pas les transformateur, nous posons

* X_amont = AL * sin ϕ AL étant calculé par la formule (6) du § 72.

Si nous voulons que l'antipompage ne dépasse pas les transformateurs, nous remplaçons, dans la formule (6) du §

72, X4 par X4 * (1 + δ / 2)



Cette condition ne s'applique par à la PXLC.




prenons :

0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




160 / 100

ANNEXE 6 - 71

La PSEL 3002 est une protection non directionnelle, qui se résume à une mise en route en parallélogramme. Elle

utilise les grandeurs d'entrée:

Va - Vb; Vb - Vc; Vc - Va; Ia - Ib; Ib - Ic; Ic - Ia

La caractéristique est ainsi tracée directement dans les plans de référence des boucles phase phase.

X1 S

R

θ

X2

La portée aval X1 est réglée par deux roues codeuses, la première, rc1, graduée de 1 à 8, et la deuxième, rc2, de

1 à 16. Sa valeur est donné par:

X1 = 0,4 * rc1 * rc2

La portée amont X2 est réglée par la roue codeuse rc3, graduée de 1 à 16. Sa valeur est donnée par:

X2 = rc3

La portée résistive est réglée par la roue codeuse rc4, graduée de 1 à 16. Sa valeur est donnée par:

R = 2 * rc4

L' angle θ des droites obliques est réglé par la roue codeuse rc5, graduée de 1 à 16. Sa valeur est donnée par:

θ = 44 + 2 * rc5

La temporisation T est réglée par un ensemble de deux roues codeuses rc6, gradué de 1 à 99. Sa valeur est

donnée par:

T = 20 * rc6

Pour les lignes d'interconnexion, la détermination de R se fait par l'inéquation

sin ( θ − ει)1,1 * R < 0,9 * * ANi

sin θ




161 / 100

Pour les lignes alimentant un client, nous devons comparer la position de chaque sommet (en fait le point S) du

parallellogramme par rapport au cercle définissant l'aire de transit.

X1 S

A R



1,1


0,9

soit: R ≤ √ (0,9 / 1,1)² * N1² - X1² - X1 * cotg θ




162 / 100

RXAP

Cette protection, de conception ancienne, n'est plus fabriquée depuis 1985. Elle restera cependant encore en

service pendant de nombreuses années.

De nombreuses variantes existent [127]. Parmi elles, nous trouvons une protection à mise en route elliptique. Les

autre variantes ont des mises en route circulaires.



Elle est réalisée par des transducteurs réalisant la comparaison entre les tensions suivantes :

(Va - Vb) - 2 * Zi * Ia et 2 * MR * Ia (boucle ab)

(Vb - Vc) - 2 * Zi * Ib et 2 * MR * Ib (boucle bc) (1)

(Vc - Va) - 2 * Zi * Ic et 2 * MR * Ic (boucle ca)

Le seuil MR est le seuil de mise en route

L'impédance Zi est appelée impédance image. Elle est interne à la protection. Son argument est fixé à 75 °.

En cas de présence d'un courant de terre supérieur à 0,3 * (Ia - Ib) et à 0,3 * In, les entrées tension sont

commutées et les comparaisons sont réalisées entre lestensions suivantes :

Va - 2 * Zi * Ia et 2 * MR * Ia Vb - 2 * Zi * Ib et 2 * MR * Ib (2)

Vc - 2 * Zi * Ic et 2 * MR * Ic


ligne 225 kV ; impédance directe 25 ohm ; intensité maximale transitée en permanence It = 1000 A ;

coefficient de terre ko = 2/3 ; coefficient de réactance mutuelle homopolaire km = 0,4 ;argument ϕ = 76 °.

kz = 5,5, ce qui correspond à In primaire = 2000 et In secondaire = 5

Nous choisissons a priori, pour tracer les diagrammes, les réglages suivants :

- réglage de MR = 25 Ω haute tension,

- réglage de Zi = 12,5 Ω haute tension.

Pas de courant de terre M courant de terre

Va - Vb Va

AM = AM =

2 * Ia c 2 * Ia

Ac = Zi 75° Ac = Zi

cM = M A cM = MR





163 / 100


Cette caractéristique a été développée pour protéger les lignes longues à fort transit, pour lesquelles la

caractéristique circulaire était incompatible avec le transit.

Elle est réalisée par des transducteurs réalisant, pour la boucle ab par exemple, la comparaison entre la somme

des modules suivants :

Va - Vb + (Va - Vb) - K1 * Zr * (Ia - Ib)

et un seuil K2 * Zr * Ia (1)

Zr est une impédance de module fixe et d'argument θ variable, K1 et K2 sont des coefficients variables. Pour la

suite, nous posons :

j * θ 2 * f j * θ

K1* Zr = f * e K2 * Zr = * e

E

et l'équation de l'ellipse s'écrit alors, en divisant les deux membres par Ia - Ib :

j * θ f Ia

Z + Z - f * e = 2 * * (2)

E (Ia - Ib)

les paramètres f, E, et θ étant ceux utilisés pour régler la protection.

A l'apparition d'un courant résiduel, les grandeurs d'entrée sont commutées, et la comparaison se fait entre :

Va + Va - K1 * Zr * (Ia + Ir)

et le seuil K2 * Zr * Ia (3)

L'équation de l'ellipse s'écrit alors, en divisant les deux membres par Ia + ko * Ir

j * θ Ia + Ir 2 * f Ia

Z + Z - f * e * = * (4)

Ia + ko*Ir E Ia + ko*Ir

Nous reprenons l'application numérique précédente, avec une impédance de ligne de 50 Ω, et nous choisissons

les réglages suivants :

réglage de f = 66 Ω HT

réglage de E = 0,87

réglage de θ = 75°

1 - 3 - Système de verrouillage antipompage

- circulaire.

Il est obtenu grâce à un cercle concentrique au cercle de mise en route, obtenu en réalisant la comparaison

suivante, sur la boucle ac seule :

(Vc - Va) - 2 * Zi * Ic et 2 * MRAP * Ic

Le seuil MRAP est le seuil d'antipompage, nécessairement réglé plus grand que MR. Dans l'exemple numérique,nous le prenons égal à 1,5 * MR.




164 / 100

L'antipompage agit uniquement sur les déclenchements par boucle phase phase.

- elliptique.

Il est obtenu grâce à une ellipse extérieure à l'ellipse de mise en route, sur la boucle ac. Les paramètres f, Ep et θ

de cette ellipse sont réglés indépendamment de ceux de l'ellipse de mise en route, mais nous choisissonsgénéralement la même distance focale et le même argument, mais une excentricité Ep plus faible. Il agit

uniquement sur les déclenchements par boucles phase phase.

Dans l'exemple numérique, nous prenons Ep = 0,65


La protection comporte un seul relais, dont les entrées sont affectées par le sélecteur de phases. Ce relais

compare la partie imaginaire de l'impédance qu'il mesure à un seuil donné, lui-même commuté en fonction du

temps écoulé après la mise en route, pour obtenir le déclenchement en première zone, puis deuxième zone, puis

troisième zone.

le courant image est égal au courant pilote

L'impédance mesurée est, suivant la boucle choisie :

(Va - Vb) / (Ia - Ib)

(Vb - Vc) / (Ib - Ic) (1)

(Vc - Va) / (Ic - Ia)

lorsqu'il n'y a pas de courant de terre, et

Va / (Ia + k0 * Ir)

Vb / (Ib + k0 * Ir) (2)

Vc / (Ic + k0 * Ir)

lorsqu'il y a présence d'un courant de terre.


Elle est réalisée par les mises en route. Le relais de seuil de courant de terre est un relais à pourcentage :

I_seuil > 0,3 * (Ia - Ib) et à 0,3 * In.

1 - 6 - Fonction directionnelle

La droite d'inversion du relais directionnel est obtenue lorsque l'intensité alimentant le relais directionnel, à

savoir :

Ia -Ib pour la boucle ab, Ia pour la boucle a-terre,

Ib - Ic pour la boucle bc, Ib pour la boucle b-terre,

Ic - Ia pour la boucle ca, Ic pour la boucle c-terre,

est en retard de 70° par rapport à la tension alimentant ce relais, à savoir :

Va - Vc pour les boucles ab et a-terre,

Vb - Va pour les boucles bc et b-terre,

Vc - Vb pour les boucles ca et c-terre.

Nota: en cas de défaut triphasé franc proche du poste, Va - Vc devient nulle, et le relais ne peut plus effectuer sa

mesure, C'est pourquoi la tension Va - Vc est délivrée au relais à travers un circuit mémoire qui maintient Va -

Vc à une valeur suffisante pendant le temps de la mesure.




165 / 100


2 - 1 - Caractéristique circulaire, défaut biphasé, entre les phases a et b, sur ligne à vide.

Dans ce cas, Ia = - Ib.

Va - Vb Va - Vb

Le plan d'impédance considéré est le plan défini par : Z = =Ia - Ib 2 * Ia

Va - Vb

et la condition (1) s'écrit : - 2 * Zi ≤ 2 * MR d'où : Z - Zi < MR

Ia

Le seuil MR est le rayon du cercle de mise en route, et l'impédance complexe Zi est le décalage du centre du

cercle de mise en route par rapport à l'origine.

Dans l'exemple numérique choisi, les défauts francs les plus éloignés vers l'aval sont vus à 150 % de la longueur

de la ligne, et les plus éloignés vers l'amont sont vus à - 50 %.

K

150 %

RF / 2

Droite d'inversion pour défaut franc D

c

A 20°

L'affixe du centre du cercle est Zi.

Son rayon est MR.

- 50 % L

En cas de défaut franc ou résistant sur ligne à vide au point D , l'équation de la boucle est :

Va - Vb

Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia + Zd * Ia, d'où = Zd + RF / 2

Ia - Ib

La résistance maximale détectable RF au point de défaut est égale au double de la valeur lue dans le plan

d'impédance.

Tracé de la droite directionnelle

Lorsque la tension Va - Vb tend vers 0 (défaut franc au poste entre les phases a et b), la tension Va - Vc lui

devient perpendiculaire. La droite d'inversion fait alors un angle de 160 ° en avance, ou 20° en retard, par

rapport à l'axe des R.

Si le défaut devient résistant, la droite d'inversion tourne légèrement dans le sens négatif, pour se rapprocher

de la position qu'elle avait en régime normal. (voir diagramme du § 2 - 2). A titre d'exemple, elle tourne de 7 ° si

la résistance de défaut est égale, en valeur absolue, à l'impédance directe de court-circuit.

Si c'est une autre boucle biphasée qui est sollicitée, les tensions et intensités sont commutées par les relais de

mise en route et donnent la même droite d'inversion dans leurs plans d'impédance respectifs.




166 / 100

2 - 2 - Caractéristique circulaire, défaut triphasé équilibré et régime normal

Dans ce cas, Ia = a * Ib

Va - Vb Va - Vb

Le plan d'impédance considéré est le plan défini par : Z = =

Ia - Ib Ia * (1 - a²)

Va - Vb

et la condition énoncée en (1) du § 11 s'écrit : - 2 * Zi ≤ 2 * MR

Ia

d'où: Z * (1 - a²) / 2 - Zi ≤ MR

La zone d'évolution du vecteur entre les barres ci-dessus est limitée par le cercle obtenu en faisant varier l'angle α

de 0 à 360° dans l'expression

j * α

MR * e

Pour obtenir la limite d'évolution de Z, nous décalons ce cercle de Zi, puis nous lui faisons subir une homothétie

complexe de 2 / (1 - a² ), c'est à dire une homothétie de 2 / √ 3 et une rotation de - 30 °

Dans l'exemple numérique choisi, les défauts francs les plus éloignés vers l'aval sont vus à 152 %, de la longueur

de la ligne, et les plus éloignés vers l'amont sont vus à - 56 %.

Si un défaut résistant identique RF apparaît sur chaque phase, la ligne étant à vide, l'équation de boucle est :

Va - Vb = Zd * Ia + RF * Ia - RF * Ib - Zd * Ib

Va - Vb La résistance maximale détectable au point D a la valeur lue dans le plan

D'où : = Zd + RF d'impédance de référence.

Ia - IbK

160 %

Droite d'inversion pour défaut franc

RF

Le rayon du cercle est 2 * MR / √ 3

c

Son centre a pour affixe :

- j * 30° 50°

2 * (Zi / √ 3 ) * e = 2 * Zi / √ 3 ∠ 45 °.

L échelle 1 cm = 10 Ω

-56 %


La tension utilisée est Va - Vc et l'intensité Ia - Ib. Comme Va - Vb est en avance de 60 ° sur Va - Vc, la droite

d'inversion, dans le plan d'impédance de la boucle ab, est une droite faisant un angle de 130 ° en avance, ou 50 °

en retard, par rapport à l'axe des R

2 - 3 - Caractéristique circulaire, défaut monophasé sur la phase a




167 / 100

Va

Le plan d'impédance est le plan défini par : Z =


Va

Si la ligne est à vide, Ia = Ir, d'où : Z =

(1 + ko_protection) * Ia

et la condition énoncée en (2) du § 11 s'écrit: Z * (1 + ko_protection) / 2 - Zi ≤ MR

2 * Zi

Le cercle de mise en route est un cercle décalé par rapport à l'origine de :

1 + ko_protection

2 * MR

et son rayon vaut :

1 + ko_protection

Dans l'exemple choisi, les défauts francs les plus éloignés vers l'aval sont vus à 180 % de la longueur de la ligne,

et les plus éloignés vers l'amont sont vus à - 70 %.

En cas de défaut résistant sur ligne à vide au point D, l'équation de la boucle est :

Va = ZD * Ia + RF * Ia + ko_protection * ZD * Ia

Va

D'où : = ZD + RF * (1 + ko_protection)

Ia * (1 + ko_protection )

La résistance maximale détectable RF est égale à la valeur lue dans le plan d'impédance, multipliée par 1 + ko.

180 %

K

RF / (1 + ko_protection)

B H'

c γ

γ HA

20°

L

-60 % Droite d'inversion pour défaut franc

échelle 1 cm =

10 Ω

Le rayon du cercle est 2 * MR / (1 + ko_protection)

Son centre c a pour affixe 2 * Zi / (1 + ko_protection)




168 / 100


Le relais de terre et les relais de mise en route commutent les tensions et intensités à l'entrée du relais

directionnel. Elles deviennent, pour la boucle a-terre, Vb - Vc et Ia + ko_protection.* Ir

Dans le plan d'impédance de cette boucle , la droite d'inversion fait un angle de 160° en avance, ou 20 ° enretard, par rapport à l'axe des R

2 - 4 - Caractéristique elliptique, défaut biphasé sur ligne à vide.

Comme Ia - Ib = 2 * Ia, l'équation (2), § 1 - 2 de l'ellipse est définie par :

j * θ

Z + Z - f * e = f / E (5)

K

Sa longueur est : KL = f / E AB est l'image de la ligne

F

Sa largeur est : PN = f * √ (1 / E²) - 1 les foyers sont en A et F

B

Sa distance focale est : AF = f

RF / 2

Son excentricité est : E

P

N

θ

A

L

Les abscisses complexes de K et L sont :

___ f 1 j * θ ___ f 1 j * θ

AK = * (1 + ) * e AL = * (1 - ) * e

2 E 2 E




169 / 100

2 - 5 - Caractéristique elliptique. Défaut triphasé équilibré, et régime normal.

j * (-30°)

Comme Ia / (Ia - Ib) = ( 1 / √ 3 ) * e , l 'équation (2) , § 1 - 2 de l'ellipse est définie par :

j * (θ - 30°) 2 * f

Z + Z - f * e = (6)√ 3 * E

AB est l'image de la ligne

les foyers sont en A et F

K

B F

P

RF

ϕ N

θ − 30°

A

L

2 * f

Sa longueur est :

√ 3 * E

4

Sa largeur est : PN = f * - 1

3 * E²

√ 3

Son excentricité est: * E Sa distance focale est : AF = f (inchangée)

2

j * ϕ j * (ϕ + π) Les abscisses complexes de K et L sont obtenues en écrivant que Z = AK * e ou Z = AL * e

L'équation (6) devient:

2 * f

AK + √ (AK * cos ϕ - f * cos (θ - 30°)² + (AK * sin ϕ - f * sin(θ - 30°)² =

√ 3 * E

f * (4 - 3 * E² ) f * (4 - 3 * E² )

AK = AL =

E * [4 * √ 3 - 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ] E * [4 * √ 3 + 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]




170 / 100

2 - 6 - Caractéristique elliptique. Défaut monophasé sur ligne à vide, phase a

Comme Ia = Ir, l'équation (4) , § 1 - 2 de l'ellipse devient :

j * θ 2 f 2

Z + Z - f * e * = * (7)1 + ko E 1 + ko

K

AB est l'image de la ligne

F

les foyers sont en A et F

B

RF / (1 + ko)

P δ M (point courant)

N

θ

A

L

Sa longueur est : KL = (f / E) * [2 / (1 + ko)]

Sa largeur est : PN = f * (1 / E²) - 1 * [2 / (1 + ko)]

Sa distance focale est : AF = f * [2 / (1 + ko)]

Son excentricité est : E

Les abscisses complexes de K et L sont :

___ f 2 j * θ

AK = * ( 1 + ) * e

2 (1 + ko) * E

___ f 2 j * θ

AL = * ( 1 - ) * e

2 (1 + ko) * E




171 / 100


Les impédances utilisées dans ce paragraphe sont toujours des impédances "basse tension".

La notation "protection 3,3 A" est une dénomination du constructeur qui signifie pour le régleur que les plages

des impédances de réglage de la protection sont multipliées par 1,5.


3 - 1 - 1 - Protection "5 A", circulaire décalée

- l'argument θ est fixe, et vaut 85° ;

- le coefficient MR peut être réglé de manière continue, de 2 à 6 Ω;

- l'image est réglable de 0,15 à 3 Ω, par pas de 0,15 Ω. Elle peut aussi être supprimée, et vaut alors 0 Ω

(caractéristique circulaire centrée) ;

- le coefficient de terre ko_protection est réglable de 0,4 à 1 par pas de 0,1.

3 - 1 - 2 - Protection "3,3 A", circulaire décalée

- l'argument θ est fixe, et vaut 85° ;

- le coefficient MR peut être réglé de manière continue, de 3 à 9 Ω;

- l'image est réglable de 0,225 à 4,5 Ω, par pas de 0,225 Ω. Elle peut aussi être supprimée, et vaut alors 0 Ω

(caractéristique circulaire centrée) ;


3 - 1 - 3 - Protection elliptique

- l'argument θ est réglable de manière continue de 70° à 85° ;

- le paramètre f (distance focale en régime de défaut phase - terre et phase - phase) peut prendre les

valeurs suivantes (en Ω):3 3,5 4 5 6 7 8,5 10 12

- le paramètre E (excentricité en régime de défaut phase - terre et phase - phase) peut prendre les valeurssuivantes :

E1 = 0,8 E2 = 0,83 E3 = 0,87 E4 = 0,88 E5 = 0,9



Elles sont identiques pour les protections circulaires et pour les protections elliptiques.

Le tableau ci-dessous est le tableau de réglage première zone, branchement série, 5 A.

En mode "branchement parallèle" les impédances sont divisées par 2.

Les valeurs disponibles sur les protections "3,3 A" sont obtenues en multipliant par 1,5 les valeurs disponibles

sur les protections "5 A".

4,75 5,00 5,25 5,52 5,80 6,10 6,40

3,36 3,53 3,71 3,90 4,10 4,30 4,52

2,38 2,50 2,62 2,76 2,0 3,04 3,20

1,68 1,77 1,86 1,95 2,05 2,15 2,26

1,19 1,25 1,31 1,38 1,45 1,52 1,60

0,80 0,840 0,884 0,928 0,975 1,02 1,08 1,13

0,270 0,381 0,539 0,762

0,257 0,362 0,512 0,762

0,244 0,345 0,488 0,690

0,232 0,328 0,464 0,656

0,221 0,312 0,442 0,624

0,210 0,298 0,420 0,594

0,200 0,283 0,400 0,566




172 / 100


3 - 3 - 1 - Protections circulaires

Le seuil d'antipompage est réglable de manière continue de 4 à 8 Ω pour les protections "5 A", et de 6 à 12 Ω

pour les protections "3,3 A".

3 - 3 - 2 - Protections elliptiques

Les valeurs d'excentricité possibles sont :

E10 = 0,65 E20 = 0,68 E30 = 0,71 E40 = 0,72 E50 = 0,73


Elles sont toutes réglables de 0,1 à 5 secondes, de manière continue.


Il est fait en choisissant le type de protection adapté. Voir la note [127]




173 / 100


4 - 1 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double - caractéristique circulaire








Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ), soit, ici, - 53 Ω ∠ 70°


Ω3

N4 cercle C3

N2

N3

Cercle C1 c Cercle C2

N6

N1


N5

Cercle C4




174 / 100


Les caractéristiques sont celles définies au § 22

- j * 30

c = centre du cercle de mise en route et d'antipompage, d'affixe (2 * Zi / √ 3 ) * e soit 7,2 Ω ∠ 45°

cercle de mise en route, de rayon 2 ∗ MR / √ 3 = 29 Ω

cercle d'antipompage, de rayon 3 ∗ MR / √ 3 = 43 Ω



l'annexe 2.


j*εi


C * It * ZL

α = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin VminAN3 = AN4 = ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ *

C * It C * It

ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




175 / 100


- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et le cercle d'antipompage

Ni

Zi c M

θ

εA

.

La compatibilité entre le point Ni et le cercle d'antipompage s'écrit :

0,9 * ANi > 1,1 * AM (1)

En résolvant le triangle AcM nous trouvons :

Ac² + AM² - 2 * Ac * AM * cos (θ − 30° − ε) = cM² (2)

avec: Ac = 2 * Zi / √ 3

cM = 2 * MR / √ 3

ce qui donne, d'après l'équation (2):

3 Ni * 0,9 Ni * 0,9

MRAP² ≤ Zi² + * ( )² - Zi * √ 3 * * cos (θ − 30° − ε) (3)

4 1,1 1,1

- calcul des réglages

Nous choisissons Zi≤ ZL / 2

Nous appliquons l'équation (3) à tous les points névralgiques et nous gardons la plus petite des valeurs trouvées

pour MRAP.

Nous choisissons MR = MRAP / 1,5


MR = 27,5 Ω «haute tension », soit 5 Ω «basse tension »,

MRAP = 41,25 Ω «haute tension », soit 7,5 Ω «basse tension »,

Image = 12,37 Ω «haute tension », soit 2,25 Ω «basse tension »,

ce qui correspond à un cercle de mise en route de rayon 31,8 Ω, et un cercle d'antipompage de rayon 47,7 Ω

L'abscisse complexe du centre vaut 14,28 Ω ∠ 45°




176 / 100

4 - 2 - Etude du régime de report de charge triphasé sur ligne double - caractéristique elliptique



Le coefficient C prend la valeur 1,60. Le rayon de C1 et C2 devient alors 73 Ω.

Les abscisses des cercles C3 et C4 et leurs rayons sont doublés par rapport aux précédents.

Ω3

cercle C3

cercle C2

N4

N2 N3

N6

N3

N1

N5

cercle C1


Cercle C4


L'excentricité est celle vue au § 2-5, c 'est à dire:

0,87 * √ 3 / 2 = 0,75 pour la mise en route

0,71 * √ 3 / 2 = 0,62 pour l'antipompage




177 / 100

4 - 2 - 2 - Calcul de la distance focale d'une ellipse en fonction de son excentricité, pour une longueur de ligne

et un transit donnés.

Nous allons d'abord écrire l'équation paramétrique de l'ellipse, de distance focale f et d'excentricité E:

f j * α

Son centre a pour affixe: AC = * e2

___ ___ ___

Le point courant M est défini par: AM = AC + CM

___ f j * α __ __

AM = * e + CK * sin δ + CB * cos δ

2

M décrit l'ellipse quand δ varie

___ f j * α __ f j * α

Or CK = * e et CB = - j * * √ 1 - E² * e

2 * E 2 * E

d'où l'affixe du point M en fonction de δ:

___ f j * θ sin δ cos δ 0,9 j * ε

AM = * e * (1 + - j * * √ 1 - E² ) ≤ * Ni * e

2 E E 1,1

K

D'où l'équation de compatibilité

entre l'ellipse et le point Ni M

C δ B

A α

f j * (α − εi) sin δ cos δ 0,9 j * εi

* e * (1 + - j * * √ 1 - E² ) = * Ni * e

2 E E 1,1

c'est une équation complexe à 2 inconnues, δ et f. Elle peut aussi s'écrire:

2 * N * E 0,9 - j * (α − εi) E + sin δ - j * cos δ * √ 1 - E² = * * e

f 1,1

Le deuxième terme ne dépend pas de δ. L'équation complexe se décompose en deux équations réelles:

2 * N * E 0,9

E + sin δ = * * cos (α − εi) f 1,1

2 * N * E 0,9

cos δ * √ 1 - E² = - * * sin (α − εi) f 1,1




178 / 100

D'où nous tirons cos δ et sin δ . Nous écrivons ensuite que cos² δ + sin² δ = 1

2 * Ni 0,9 [2 * Ni * E * (0, / 1,1)² * sin (α − εi) ]²1 = E² * [ * * cos (α − εi) − Ε]² + (1)

f 1,1 f² * (1 - E²)

C'est une équation du second degré qui permet d'obtenir f en fonction de E pour chaque point N

4 - 2 - 3 - Application à l'ellipse d'antipompage

Son excentricité, dans le plan de référence, vaut: Ep * √ 3 / 2

Son grand axe fait, avec l'axe des R, un angle α égal à θ - 30°

L'équation (1) s'écrit alors:

9 1,1 √ 3 1,1 Ni² * sin² (θ −ε −30°) (1 - * Ep² ) * ( )² * f ² + 3 * * Ep * * f - 3 * Ni² * cos² (θ −ε −30°) - 3 * = 0

16 0,9 2 0,9 1 - 0,75 * Ep²

Cette équation nous permet d'obtenir, pour chaque valeur de Ep, une valeur de f. D'où le tableau suivant:

Ep E10 = 0,65 E20 = 0,68 E30 = 0,71 E40 = 0,72 E50 = 0,73

E E1 = 0,8 E2 = 0,83 E3 = 0,87 E4 = 0,88 E5 = 0,9

f f1 f2 f3 f4 f5

Nous remplaçons f1, ....f5 par la valeur immédiatement inférieure choisie dans le tableau du § 313 et nous

choisissons le couple de valeurs d'excentricité minimale donnant une portée supérieure à 1,3 fois la portée de

deuxième zone (voir § 5 - 1 - 2 )

Si la protection n'est pas antipompée, l'ellipse considérée est l'ellipse de mise en route, d'excentricité E * √ 3 / 2


distance focale = 66 Ω «haute tension », soit 12 Ω «basse tension »,

Excentricité de la mise en route = 0,90

Excentricité de l'antipompage = 0,73




179 / 100

4 - 3 - Etude du régime de report de charge monophasé sur ligne double

Au § 15, nous avons vu que le relais de courant homopolaire servant à commuter la protection sur les boucles

phase terre était un relais à pourcentage. La protection reste donc commutée sur les boucles phase phase en cas

de report de charge sur cycle monophasé. Ce cas est donc moins contraignant que le précédent.

4 - 4 - Alimentation d'un client, .

Dans ce cas, la protection n'a pas d'image, et les cercles de mise en route et d'antipompage sont centrés sur

l'origine. L'inéquation de compatibilité s'écrit alors:

√ 3 0,9 N1

MRAP ≤ * * MR = MRAP / 1,5

2 1,1 kz

où N1 est le rayon du cercle limitant la zone de transit, à savoir:

Vmin

N1 = It étant le courant total parcourant les deux lignes alimentant le client.

It


La RAZOA n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste




180 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes




Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait, elle dépend du niveau de tension, du rapport entre




ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL





X2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm pour les lignes courtes)

6 - Temporisations: voir § 34

La temporisation de premier stade n'est utilisée qu'en verrouillage. Elle est réglée à 60 ms si le système detéléaction est une téléaction haute fréquence, et 75 ms si c'est une téléaction basse fréquence.




181 / 100


7 - 1 - Protection circulaire


- près du poste considéré (point H de la figure du § 23)


RF = 2 * Zi * cos θ + 2 * √ MR² - Zi² * sin² θ (1)

- en limite de première zone (point H' de la figure du § 23)

__ __ __ __

Nous écrivons que Ac + cH' = AB + BH'

j * θ j * δ

2 * Zi * e 2 * MR * e j * ϕ RF

+ = ZL * e +

1 + ko_prot 1 + ko_prot 1 + ko_prot

Nous séparons la partie réelle et la partie imaginaire et nous ecrivons que cos² δ + sin ² δ =1

RF²-2*RF*[2*Zi*cos θ - (1+ko)*ZL*cos ϕ]+4*Zi² +(1+ko)²* ZL²-4*Zi*ZL*(1+ko)*cos (ϕ − θ)-4*MR² = 0

soit, en posant b = 2 * Zi * cos θ - (1 + ko) * ZL * cos ϕ

c = 4 * Zi² + (1 + ko)² * ZL² - 4 * Zi * ZL * (1 + ko) * cos (ϕ − θ) - 4 * MR²

RF = b ± √ b² - c



Portée aval : AK² = Zi² + MR² + 2 * Zi * MR * cos (ϕ −θ) (3)

Portée amont : AL² = Zi² + MR² - 2 * Zi * MR * cos (ϕ −θ) (4)


Portée aval : AK = (2/ √ 3) * [Zi * cos (ϕ − θ + 30°) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ + 30°) ] (5)

Portée amont : AL = (2/ √ 3) * [- Zi * cos (ϕ − θ + 30°) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ + 30°) ] (6)


2

Portée aval : AK = * [Zi * cos (ϕ − θ ) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ ) ] (7)

1 + ko_protection

2

Portée amont : AL = * [ - Zi * cos (ϕ − θ ) + √ MR² - Zi² * sin² (ϕ − θ ) ] (8)

1 + ko_protection

- portée de l'antipompage. Elle se déduit de celle du fonctionnement équilibré en remplaçant :

MR par MRAP = 1,5 * MR




182 / 100

7 - 2 - Protection elliptique

7 -2 - 1 - Résistance maximale détectable, en cas de défaut phase - terre

L'équation de l'ellipse s'écrit, pour les défauts phase - terre:

___ f j * θ cos δ sin δ AM = * e * (1 + - j * * √ 1 - E² ) (1)

1 + ko_protection E E

- près du poste considéré

__

Pour trouver la résistance maximale détectable au poste (point H de la figure du § 26), nous écrivons que AM

vaut RF / (1 + ko_protection), qui est réel. L'équation (1) devient:

- j*θ cos δ sin δ

RF * e = 1 + - j * * √ 1 - E²

f E E

En séparant la partie réelle et la partie imaginaire nous obtenons:

RF * cos θ

E * ( - 1) = cos δ

f

E RF * sin θ

* = sin δ

√ 1 - E² f

En écrivant que cos² δ + sin² δ = 1 nous obtenons l'équation donnant RF

f * cos θ * (1 - E²) f² * (1 - E²)²RF² - 2 * RF * - = 0

1 - E² * cos² θ E² * ( 1 - E² * cos ² θ)

Nous posons

f * cos θ * (1 - E²) f² * (1 - E²)²

b = c =

1 - E² * cos² θ E² * ( 1 - E² * cos ² θ)

RF = b ± √ b² + c

- à l'extrémité de la ligne

Pour trouver la résistance maximale détectable à l'extrémité de la ligne (point H' de la figure du § 26), nous

écrivons que AM est égal à la somme de ZL et de RF / (1 + ko_protection) qui est réel:

L' équation (1) peut s'écrire

- j * θ j * (ϕ − θ)

[RF * e + (1 + ko_prot) * ZL * e ] * E = f * ( E + cos δ - j * sin δ * √ 1 - E² )

D'où, en séparant partie réelle et partie imaginaire:

[RF * cos θ + (1 + ko_prot) * ZL * cos (ϕ − θ) ] * E = f * ( E + cos δ)

[RF * sin θ + (1 + ko_prot) * ZL * sin (ϕ − θ) ] * E = - f * (√ 1 - E² * sin δ)




183 / 100

Nous écrivons ensuite que cos² δ + sin ²δ = 1

[RF*cos θ + (1+ko_prot)* ZL*cos (ϕ − θ)-f] * E [RF*sin θ + (1+ko_prot)*ZL*sin (ϕ − θ)]*E

[ ]² + [ ]² = 1

f f * √ 1 - E²

soit, en posant:

a1 = (1 + ko_prot) * ZL * cos (ϕ − θ) - f soit, si ϕ = θ : a1 = (1 + ko_prot) * ZL - f

a2 = (1 + ko_prot) * ZL * sin (ϕ − θ) soit, si ϕ = θ : a2 = 0

nous trouvons l'équation donnant RF:

RF² *E² * (1-E² *cos² θ) + 2*RF * (a1*cos θ*E² *(1-E²)+ a2*sin θ * E²) + (a1²*E² - f²) * (1-E²) + a2² * E² = 0

Posons :

a1 *cos θ * (1-E²)+ a2 * sin θ b = -

1- E² *cos² θ

(a1² * E² - f²) * (1-E²) + a2² * E²

c = -

E² * (1- E² *cos² θ)

Rf = b ± √ b² + c



f f

Portée aval : AK = ( + ) ∗ sin θ (1) 2 2 * E

f f

Portée amont : AL = (- + ) ∗ sin θ (2) 2 2 * E


Portée aval :

f * (4 - 3 * E² )

AK = (3)

E * [4 * √ 3 - 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]

Portée amont:

f * (4 - 3 * E² )

AL = (4)

E * [4 * √ 3 + 6 * E * (cos (ϕ - θ + 30°) ]




184 / 100


f f

Portée aval : AK = ( + ) ∗ sin θ (5) 1 + ko_protection (1 + ko_protection) * E

f f Portée amont : AL = (- + ) ∗ sin θ (6)

1 + ko_protection (1 + ko_protection) * E

- portée de l'antipompage.

Elle se déduit de celle du fonctionnement équilibré en remplaçant E par Ep




185 / 100




condition a : « la portée aval sur défaut franc doit toujours être supérieure au réglage de deuxième zoneX2, compte tenu des marges d'imprécision».

Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé isolé. Nous utilisons alors la formule n° 3 du § 712 pour

déterminer AK, et nous vérifions l'inégalité :

X_aval = AK * sin ϕ, > 1,3 * X2 X_aval étant la projection de AK sur l'axe des réactances (voir § 21)

pour les défaut biphasés qui sont les plus contraignants.

Si cette condition ne peut pas être réalisée, nous prenons une protection elliptique, ou un autre type de protection.



ligne»

Dans ce cas deux contraintes apparaissent:

- le défaut monophasé est le plus contraignant pour la mise en route. Nous utilisons alors la formule n° 7

du § 712.

- le défaut biphasé provoque la mise en route de l'antipompage. Nous utilisons alors la formule n° 3 du

§ 712 dans laquelle nous avons remplacé MR par MRAP, pour déterminer AK. Mais cette contrainte n'existe

réellement que s'il s'agit d'un transformateur YY mis directement à la terre de chaque coté.

Nous vérifions ensuite l'inégalité:

1,15 * AK * sin ϕ < 0,9 * ZL * sin ϕ + 0,8 * Xdmini_transfo_aval








route. La RXAP n'est pas concernée.




186 / 100




route »

Cette contrainte ne concerne pas la RXAP.

- condition b : « sur les postes à deux départs la portée résistive de la protection assurant le secours

éloigné doit être inférieure à celle de la protection devant fonctionner normalement».

. Pour cela nous utilisons les formules n° 1 et 2 du § 711

A B C

Pour un défaut en B, la portée résistive de la protection placée en A doit être inférieure à celle de B


Condition a : «pour éviter tout verrouillage du déclenchement par l'antipompage, la mise en route

amont doit être plus courte que la portée amont de l'antipompage»

Par conception, la RXAP répond à cette contrainte.



Comme pour la mise en route aval, deux contraintes apparaissent:

- le défaut monophasé est le plus contraignant pour la mise en route. Nous utilisons alors la formule n° 8du § 712.





1,15 * AL * sin ϕ < 0,8 * Xdmini_transfo_amont



Cette condition ne s'applique par à la RXAP.

Condition d : « si la protection fonctionne dans un système à verrouillage, la réactance amont de la


située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ».

Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé. Dans ce cas, nous avons, compte tenu des imprécisions de

mesure :

0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




187 / 100





Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé isolé. Nous utilisons alors la formule n° 3 du § 722 pour

déterminer AK, et nous vérifions l'inégalité :

X_aval = AK * sin ϕ > 1,3 * X2 X_aval étant la projection de AK sur l'axe des réactances (voir § 21)

pour les défaut biphasés qui sont les plus contraignants.

Si cette condition ne peut pas être réalisée, nous prenons un autre type de protection.



ligne»

Dans ce cas deux contraintes apparaissent:


du § 722.





1,15 * AK * sin ϕ < 0,9 * ZL * sin ϕ + 0,8 * Xdmini_transfo_aval








route. La RXAP n'est pas concernée.




188 / 100




route ». Cette contrainte ne concerne pas la RXAP.

- condition b : « sur les postes à deux départs la portée résistive de la protection assurant le secourséloigné doit être inférieure à celle de la protection devant fonctionner normalement».

. Pour cela nous utilisons les formules n° 1 et 2 du § 721

A B C

Pour un défaut en B, la portée résistive de la protection placée en A doit être inférieure à celle de B




Par conception, la RXAP répond à cette contrainte.



Comme pour la mise en route aval, deux contraintes apparaissent:


du § 722.


§ 722 dans laquelle nous avons remplacé E par Ep, pour déterminer AK. Mais cette contrainte n'existe réellement

que s'il s'agit d'un transformateur YY.


1,15 * AL * sin ϕ < 0,8 * Xdmini_transfo_amont



Cette condition ne s'applique par à la RXAP.



située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ».

Le cas le plus contraignant est celui du défaut biphasé. Dans ce cas, nous avons, compte tenu des imprécisions de

mesure :

0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




189 / 100

7 SA 511



Les grandeurs d'entrée utilisées sont celles qui sont utilisées pour les mesures de distance, à savoir:

Pour les défauts phase terre pour les défauts entre phase

Van et Ian + ko * Ir Va - Vb et Ia - Ib

Vbn et Ibn + ko * Ir Vb - Vc et Ib - Ic

Vcn et Icn + ko * Ir Vc - Va et Ic - Ia

Les impédances considérées sont alors celles des plans de référence

Les caractéristiques sont des rectangles formés de droites horizontales et verticales. Leur largeur (portée

résistive) peut être réglée séparément sur les boucles phase - phase et les boucles phase - terre. De plus les

rectangles peuvent être modifiés:

X + A

X aval

ΦA ΦAE * * * *

RA1 RA2 RA1E RA2E

X amont

X - A


boucle phase phase boucle phase terre

L'argument affiché θ de l'impédance ZdL de la ligne n'est pas utilisé pour la mise en route .

Le coefficient de terre ko est caractérisé par 2 valeurs:

1 Ro 1 Xo

kor = * ( - 1) et kox = * ( - 1)

3 RF 3 Xd

kor * RF ² + kox * Xd² RF * Xd * (kox - kor)

soit ko = + j *

RF ² + Xd² RF ² + Xd²




190 / 100

Les équations de boucle s'écrivent alors, en valeurs instantanées:

d (ia + kox * ir)

va = rf * (ia + kor * ir) + xd *

dt

Pour simplifier, nous prenons généralement kor = kox = ko.


- ligne 400 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d' intensité maximale de transit 2000 A, de coefficient de

terre ko = 2 / 3, de coefficient de mutuelle homopolaire 0,4, sans câble de garde, et d'argument ϕ = 85 °. Le

coefficient kz vaut 2, ce qui correspond à un rapport de transformation de 2000 / 1 A,

- nous nous fixons a priori les réglages suivants:

. portée aval, en réactance: 40 Ω,

. portée amont, en réactance: 30 Ω,

. résistance RA1 = 7,5 Ω; RA2 = 10 Ω; Φ = 50°;

RA1E = 10 Ω; RA2E = 17,5 Ω; ΦE = 30°.

1 - 2 - Antipompage

Cette fonction est obtenue à partir de la caractéristique de mise en route de la boucle ab et d'une

caractéristique de même forme l'entourant entièrement.

∆R





191 / 100

Elle est réalisée à partir des impédances de mise en route et du seuil de courant résiduel. Un paramètre permet de

dire à la protection si, sur des défauts biphasés terre, la mesure de distance doit être faite sur la boucle biphasée,

ou la boucle monophasée "en avance", ou la boucle monophasée "en retard".

Le seuil de courant de terre servant à discriminer les défauts à la terre des défauts isolés est un seuil à

pourcentage:

Ir > 0,25 * Iph Iph étant le courant de la phase où il est le plus élevé.

&

Ir > Is * In Is étant un seuil réglable


L'intensité pilote est la même que l'intensité image. Les différentes zones sont données par des rectangles. La

mesure tient compte, comme la mise en route, du fait que ko peut être complexe.

La protection ne prend pas en compte l'argument de la ligne. Les résistances de défaut affichées sont mesurées à

partir de l'axe des réactances.

1 - 5 - Direction

Elle est obtenue en comparant la phase de l'intensité de la boucle en défaut et celle de la tension croisée (tension

ab pour la boucle c-terre, tension a-terre pour la boucle bc, ...), elle-même mémorisée pour répondre au cas du

défaut triphasé franc. La droite d'inversion correspond à un déphasage de 45° entre ces deux grandeurs.




192 / 100


2 - 1 - Caractéristique lors d'un défaut biphasé en alimentation monolatérale

X + A K

RA2 - Xd * cos ϕ

ΦA

* *

RA1 RA2

X - A L


La résistance maximale détectable de défaut en alimentation monolatérale à vide est:

RF = 2 * (RA2 - Xd * cos ϕ)

2 - 2 - Caractéristique lors d'un défaut triphasé en alimentation monolatérale

Le diagramme est le même.


RF = RA2 - Xd * cos ϕ

RF




193 / 100

2 - 3 - Caractéristique lors d'un défaut monophasé en alimentation monolatérale

K

RA2E - Xd * cos ϕ

ΦAE

* *

RA1E RA2E

L



RF = (1 + ko) * (RA1E - Xd * cos ϕ )




194 / 100


Ces paramètres sont inscrits et lus dans la protection par l'intermédiaire d'un terminal face avant, ou d'un terminal

PC. A chacun d'eux est affecté un code, qui est répété ici.

Seuls les paramètres utiles au fonctionnement de la protection de distance, et qui peuvent changer d'une

configuration EDF à l'autre, sont indiqués ici.

3 - 1 Caractéristiques des réducteurs

code plage

tension primaire nominale 1103 1 à 1200 kV

tension secondaire nominale 1104 80 à 125 V

courant primaire nominal 1105 10 à 5000 A

courant secondaire nominal 1106 (?) 1 ou 5 A

Les paramètres suivants, lorsqu'ils sont exprimés en ohm, le sont toujours en ohm basse tension, en supposant

que le courant nominal secondaire de la protection est 1 A. S'il vaut 5 A, c'est la protection qui fait la correction.


code plage

Ro / Rd 1117 - 7 à + 7

Xo / Xd 1118 - 7 à + 7

R_mutuel / Rd 1119 - 7 à + 7

X_mutuel / Xd 1120 - 7 à + 7

réactance linéique directe 1122 0,01 à 5 Ω / km

longueur 1124 1 à 550 km

3 - 3 - Réglages de zone

- première zone

code plage

R1 résistance entre phases de la zone 1 1301 * 0,05 à 65 Ω

X1 réactance de la zone 1 1302 0,05 à 130 Ω

R1E résistance phase - terre de la zone 1 1303 * 0,05 à 130 Ω

T1_1PH temporisation de première zone sur défaut phase terre 1305 0 à 32 s

T1 > 1PH temporisation de première zone sur défaut polyphasé 1306 0 à 32 s

- deuxième zone

code plageR2 résistance entre phases de la zone 2 1311 * 0,05 à 65 Ω

X2 réactance de la zone 2 1312 0,05 à 130 Ω

R2E résistance phase - terre de la zone 2 1313 * 0,05 à 130 Ω

T2_1PH temporisation de deuxième zone sur défaut phase terre 1315 0 à 32 s

T2 > 1PH temporisation de deuxième zone sur défaut polyphasé 1316 0 à 32 s




195 / 100

- première zone allongée

code plage

R1B résistance entre phases de la zone 1 allongée 1401 * 0,05 à 65 Ω

X1B réactance de la zone 1 allongée 1402 0,05 à 130 Ω

R1BE résistance phase - terre de la zone 1 allongée 1403 * 0,05 à 130 Ω

T1B_1PH temporisation de zone 1 allongée sur défaut phase terre 1405 0 à 32 s

T1B > 1PH temporisation de zone 1 allongée sur défaut polyphasé 1406 0 à 32 s

- Mise en route

Code Plage

Ie > courant minimal de terre 1602 0,1 * In à In

Iph > courant minimal de phase 1621 0,1 * In à In

X + A réactance aval 1622 0,1 à 200 Ω

X - A réactance amont 1623 0,1 à 200 Ω

RA1 résistance entre phases de la zone 1, Φ =< ΦA 1624 * 0,1 à 200 Ω

RA2 résistance entre phases de la zone 1, Φ => ΦA 1625 * 0,1 à 200 Ω

RA1E résistance phase terre de la zone 1, Φ =< ΦA 1626 * 0,1 à 200 Ω

RA2E résistance phase terre de la zone 1, Φ => ΦA 1627 * 0,1 à 200 Ω

PHIA ΦA 1628 30 à 80°

PHIAE ΦAE 1629 30 à 80°

T4 temporisation de déclenchement sur mise en route aval 1203 0 à 32 s

T5 temporisation de déclenchement sur mise en route amont 1204 0 à 32 s

- Antipompage

code plage

Programme de verrouillage par antipompage 2002 verrouillage de

- toutes les zones

- première zone seulement- toutes sauf première zone

distance entre polygone de mise en route et polygone

d'antipompage

2003 0,1 à 50 Ω

dr / dt = vitesse de variation de l'impédance 2004 0 à 200 Ω / s

P / S T-ACT = durée de blocage de la protection 2005 0,01 à 32 s

- Accélération de stade

code plage

Permissive underreach transfer trip 2101 en / hors service

Prolongation de signal à l'émission 2103 0,01 à 32 s

Prolongation de signal à la réception 2104 0 à 32 s

- Verrouillage

code plage

première zone indépendante 2201 en / hors service

blocage sur première zone allongée 2202 en / hors service

temps de prolongation du signal de verrouillage à la réception 2203 0,01 à 32 s

temps de prolongation du signal de verrouillage à l'émission 2206 0,01 à 32 s

* les valeurs des résistances notées d'une astérisque correspondent à la moitié de la résistance de défaut maximale

détectable en alimentation monolatérale à vide pour les défauts entre phases, et à RF / (1 + ko) pour les défauts

phase - terre.




196 / 100







Ils ont pour rayon Vmin / (C*It), C étant le coefficient de report de charge défini au § 114 de l'annexe 2. Dans


Le cercle C3 est centré en Ω3, d'affixe Z L * Vmax² / (Vmax² - Vmin² ), soit, ici, 94,2 Ω ∠ 85°

Le cercle C4 est centré en Ω4, d'affixe ZL * Vmin² / (Vmin² - Vmax² ), soit, ici, - 69,2 Ω ∠ 85°

Ils ont pour rayon ZL * Vmax * Vmin / (Vmax² - Vmin² ), soit, ici, 80,7 Ω.

Le coefficient de report de charge monophasé C' vaut 2,06 (voir définitions en annexe2, § 11 et 12)

Cercle C3

Cercle C2

N4

N2

. B N3

N1 N6 A

N5

Cercle C4






197 / 100

C'est la caractéristique obtenue pour les défauts biphasés ou triphasés, entourée de la caractéristique

d'antipompage.


cela nous la vérifions par rapport aux 6 points N1 ; N2 ; N3 ; N4 ; N5 ; N6, définis au § 224 de l'annexe 2.

- Rappel des coordonnées des points névralgiques Ni

j*εi


C * It * ZL

α = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin


ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α

ZL * sin ϕ + (Vmin / (C * It)) * sin ( ϕ - γ )

ε 3 = arctgZL * cos ϕ + (Vmin / (C * It)) * cos ( ϕ - γ )



ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π

Les points N3, N4, N5, N6 peuvent ne pas exister. Ce cas est détecté par cos γ > 1

Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne seraient pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; +30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments:

ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




198 / 100


- préliminaire : compatibilité entre un point névralgique et une bande verticale.

N

D

M

ε

H' A H

Le segment AH est lié au segment AM par:

AH = AM * cos ε

et, pour respecter les marges de sécurité préconisées par le guide de réglage, il faut que:

0,9

0,9 * AN > 1,1 * AM d'où AH < * cos ε * AN

1,1


Nous comparons la position de la droite HM avec les points N1, N3, N5, puis celle de son symétrique par rapport

à A avec les points N2, N4, N6. Nous obtenons des équations du type

0,9

AH = AH' < * ANi * cos εi 1,1

Nous choisissons pour AH la valeur la plus faible. La valeur trouvée permet de déterminer RA1 + ∆R. L'angle

ΦA est déterminé par ΦA > εi le plus élevé + 5°.

Nous choisissons ensuite arbitrairement RA2de manière à ce qu'il réponde à la condition décrite par le schéma ci-

dessous:

ΦA ϕ

tg ΦA

RA1 = RA2 * (1 - )

tg ϕ




199 / 100

- Détermination de la largeur ∆ R de la bande d'antipompage.

Dans la plupart des protections, la largeur de la bande d'antipompage est fixe. Dans la 7 SA 511 elle peut être

réglée.

Prenons un réseau simplifié:

E1 Zcc1 ZL Zcc2 E2

La f.e.m E1, de même module que E2, tourne par rapport à E1 à une vitesse angulaire Ω. Les impédances sont

supposées avoir toutes le même argument.

Nous calculons l'impédance directe vue du point A:

Vd Zcc1 + ZL + Zcc2 1 Ω*t

= Zd = - Zcc1 = * ((ZL + Zcc2 - Zcc1) + j * (Zcc1 + ZL + Zcc2) * cotg

Id j * Ω * t 2 2

1 - e


QZL + Zcc2

Q ZL

trajectoire du point

de fonctionnement

t

•

t - ∆t

•

∆R

Q - Zcc1

D1 D2

Le point représentatif de l'impédance doit couper la droite D2 au bout d'un temps ∆t supérieur à un seuil donné,

que nous choisirons égal 15 ms, après avoir coupé la droite D1.

Nous cherchons la largeur de ∆R au-delà de laquelle la protection devient insensible à une perte de synchronismede vitesse angulaire Ω.




200 / 100

Cette largeur varie avec RA2. Elle est maximale pour RA2 = 0

Nous supposons de plus que ϕ = π / 2

Les équations donnant les instants où le point d'impédance coupe les droites D1 et D2 sont:

Ω * (t - ∆t)

2 * ∆R = Zcc1 + ZL + Zcc2 * cotg

2

Ω * t

0 = Zcc1 + ZL + Zcc2 * cotg

2

La deuxième équation donne Ω * t = π

La première équation devient alors:

Ω * ∆t

2 * ∆R = Zcc1 + ZL + Zcc2 * tg 2

Nous remarquons que Zcc1 + Zcc2 = zs1 + zs2 + 2 * zsmini, en reprenant les notations du § 113 de l'annexe 2.

D'où, en supposant Ω * ∆t / 2 petit:

∆R / ∆t ≥ * ( zs1 + zs2 + 2*zsmini + ZL) * Ω / 2

Dans l'exemple numérique, nous trouvons, pour Ω = 4 hz, et compte tenu de la formule (10) du § 113, annexe 2:

∆R / ∆t ≥ 480 Ω / s, soit, pour ∆t = 15 ms, ∆R ≥ 7,2 Ω

La plage de réglage de ∆R / ∆T n'excède pas 200 Ω / s en ohm "basse tension", soit ici 400 Ω / s en ohm "haute

tension". La protection ne peut pas remplir les exigences d'EDF. Nous prendrons systématiquement ∆R / ∆T =

200, et ∆R = 3 Ω basse tension.

La protection peut verrouiller le déclenchement soit sur première zone, normale ou allongée, soit sur

toutes les zones, ,soit sur toutes les zones sauf la première. Aucun de ces fonctionnements ne correspond au

fonctionnement demandé par EDF, à savoir le verrouillage du déclenchement sur première ou deuxième zone.


RA1 = 41,62 Ω «haute tension », soit 20,81 Ω «basse tension »,

RA2 = 43,38 Ω «haute tension », soit 21,69 Ω «basse tension »,

RA1E = 47,62 Ω «haute tension », soit 23,81 Ω «basse tension »,

RA2E = 49,62 Ω «haute tension », soit 23,81Ω «basse tension »,

4 - 2 - Report de charge monophasé

Comme le relais de sélection des boucles phase - terre est un relais à pourcentage insensible au courant de report

de charge sur cycle monophasé, ce report n'est pas contraignant. Nous réglons arbitrairement les largeurs des

boucles phase terre aux mêmes valeurs que la caractéristique d'antipompage.




201 / 100




N1

X3+∆R S

RA2 + ∆R

A

Soit N1 le rayon de ce cercle:



1,1 __

[ * AS ]² ≤ N1²

0,9

soit: RA2 ≤ √ (N1 * 0,9 / 1,1)² - (X3 + ∆R)² - ∆R

Nous choisissons RA1E = RA2E = RA2 + ∆R






202 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes








ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL









203 / 100

6 - Temporisations





7 - 1 - Résistance maximale détectable au poste

RF biphasé = RA1

RF monophasé = RA1E

7 - 2 - Résistance maximale détectable en limite de première zone

RF biphasé = RA2 - X1 * cos ϕ

RF monophasé = RA2E - X1 * cos ϕ

soit, en valeur relative par rapport à la première zone

ρ biphasé = RA2 / X1 - cos ϕ

ρ monophasé = RA2E / X1 - cos ϕ


vers l'aval AK = (X + A) / sin ϕ (voir § 21, 22, 23)

vers l'amont AL = (X - A) / sin ϕ




204 / 100






AK > 1,3 * Z2 ou, sur l'axe des réactances X + A > 1,3 * X2



ligne»

1,15 * (X + A + ∆R) < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

ou, a minima 1,15 * (X + A) < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval




La 7 SA 511 n'est pas concernée




route. 7 SA 511 n'est pas concernée.


« si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doit


La 7 SA 511 n'est pas concernée



ne doit pas être plus longue que la portée amont de l'antipompage»

Par conception, la 7 SA 511 répond à cette contrainte.

Condition b : «la portée de mise en route sur défaut franc, et si possible celle de l'antipompage, doiventêtre suffisamment faibles pour ne pas voir les défaut au - delà d'un transformateur situé dans le poste considéré»

1,15 * (X + A + ∆R) < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

ou, a minima 1,15 * (X + A) < 0,8 * Xdmini_transfo_amont




205 / 100



La droite d'inversion est perpendiculaire à l'image de la ligne. d'où :

- pour les défauts phase phase : X - A > R1A = RF biphasé au poste / 2- pour les défauts phase terre : X - A > R1AE = RF monophasé au poste / (1 + ko)

Par sécurité nous prenons X4 > 0,3 * RN3

RF / 2

droite d'inversion

(X - A) mini



située à l'autre extrémité, diminuée de la réactance de la ligne ». Compte tenu des incertitudes de mesure, nousprenons :

0,85 * (X - A) (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




206 / 100

REL 100

La protection REL 100 est une protection numérique à 6 chaînes de mesure, utilisée sur les réseaux 225 kV,

90 kV, et 63 kV.


La protection comporte, sur chacune des boucles, 5 caractéristiques élaborées suivant les mêmes principes. Trois

sont orientées vers l'aval, et les deux autres peuvent être soit orientées vers l'aval, soit orientées vers l'amont,

soit non directionnelles. Dans ce dernier cas, elles ont la même portée vers l'aval et vers l'amont.


C'est l'enveloppe des caractéristiques. Chacune d'elles est un quadrilatère limité par une droite horizontale, une

droite verticale, et deux droites obliques. L'élaboration des droites horizontales, ainsi que celle des droites

verticales des boucles phase - phase, utilise les mêmes grandeurs que celles qui sont utilisées pour les mesures de

distance, à savoir:

boucles phase phase boucles phase terre




L'élaboration des droites verticales des boucles phase terre utilise les grandeurs

Va et Ia ; Vb et Ib; Vc et Ic

Le réglage des droites verticales peut être différent entre les boucles "phase - terre" et les boucles "phase -

phase".

Les droites obliques réalisent la fonction directionnelle.

Dans ce qui suit, nous supposerons que la mise en route est formée de la caractéristique de troisième zone,

orientée vers l'aval, et de la caractéristique de quatrième zone, orientée vers l'amont. La caractéristique de

cinquième zone n'est pas utilisée.


- ligne 225 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'argument ϕ = 76 °, d'intensité maximale de transit

1000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire 0,4. Le coefficient

kz vaut 1,1, ce qui correspond à un courant nominal primaire de 2000 A.

nous choisissons a priori, pour tracer les diagrammes

- portée aval, en réactance: Xv = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance: Xm = 12,5 Ω,

- portée résistive monophasée: RN3 = 40 Ω.

- portée résistive polyphasée: R3 = 20 Ω.


Il est élaboré grâce à deux caractéristiques d'impédance, tracées dans le plan d'impédance de la boucle ab,

emboîtées l'une dans l'autre. La caractéristique interne peut être choisie de telle manière qu'elle coïncide

exactement avec la caractéristique de mise en route, hormis les droites directionnelles. La caractéristique

extérieure est obtenue en faisant subir à la caractéristique intérieure une homothétie de rapport 1,25. Le pompageest détecté lorsque le temps de transit entre les deux caractéristiques est supérieur à 25 ms.

Le verrouillage antipompage inhibe le déclenchement si le courant résiduel Ir est tel que:




207 / 100

- ou Ir < 0,4 * Iph, Iph étant le courant de la phase la moins chargée,

- ou Ir < 0,15 * In

La protection n'émet pas d'ordre de déclenchement sur pompage apparaissant pendant un cycle de

réenclenchement monophasé.

nous choisissons a priori

- portée résistive de l'antipompage: RPSB = 24 Ω

- portée réactive de l'antipompage XPSB = 40 Ω


La détermination de la direction du défaut sur la boucle phase a - terre est réalisée en comparant la phase de la

tension directe relative à la phase a à celle du courant Ia. L'écart de phase doit être situé, pour les défauts aval,

entre - 15° et 105 °. Sur les boucles phase - phase, l'équation n'est pas donnée dans la notice. Nous pouvons

supposer que la détermination de la direction est réalisée en comparant, par exemple sur la boucle ac, Vda - Vdc

au courant Ia - Ic.

Pour que le système fonctionne correctement en cas de défaut triphasé franc, les tensions directes sont composées

de 80 % de tension directe non mémorisée et 20 % de tension directe mémorisée.


Elle utilise des caractéristiques semblables à celles utilisées pour les mises en route. Cependant ces

caractéristiques ne sont pas tracées dans le même plan:

- les droites limitant la réactance (droite horizontale) et la résistance (droite verticale) sur les boucles

phase - terre sont tracées dans le plan d'impédance Va / Ia; ...

Xnph

Rnph




208 / 100

- les droites limitant la réactance (droite horizontale) et la résistance (droite inclinée à 70°) sur les

boucles phase - phase sont tracées dans le plan d'impédance (Va - Vc) / Ia.

Xph

70°

Rph

- les quadrilatères sont complétés par les droites directionnelles.

Le choix entre les boucles phase - phase et les boucles phase - terre est réalisé par un relais de courant résiduel à

seuil fixe, réglable de 0,2 * In à 2 * In


Elle est réalisée par les caractéristiques de mise en route, ainsi que par les caractéristiques de zone 1 et 2,

élaborées suivant le même principe. Notons cependant que les valeurs de résistance phase - terre (RN1 et RN2) et

phase - phase (R1 et R2) sont choisies indépendamment de celles de la mise en route.




209 / 100


2-1- Caractéristique lors d'un défaut biphasé en alimentation monolatérale.


La résistance maximale détectable de défaut phase - phase RFbi en un point M de la ligne est liée à la largeur debande par:

RF bi = 2 * (R3 - XdM * cosϕ)

où XdM est la réactance directe du tronçon AM.

Les droites obliques sont réalisées par la fonction directionnelle, pour laquelle nous admettons, pour la

commodité du tracé, que Vda - Vdc est en phase avec Va - Vc, ... En fait ce n'est généralement pas le cas, mais

n'a pas d'influence sur les réglages.

X3 K

M RFbi / 2

R3

A

ϕ

X4

L

La caractéristique d'antipompage, tracée en bleu, entoure la caractéristique de mise en route.

La caractéristique phase - phase de sélection de phase, en violet, est obtenue à partir de celle du § 1 par une

homothétie de rapport 1 / 2




210 / 100

2-2- Caractéristique lors d'un défaut triphasé en alimentation monolatérale ou d'un fonctionnement équilibré

hors défaut.


La résistance maximale détectable de défaut phase - phase RF tri en un point M de la ligne est liée à la largeur de

bande par:

RF tri = R3 - XdM * cosϕ


Les droites obliques sont réalisées par la fonction directionnelle, pour laquelle ,pour la boucle ab par exemple,

Vda - Vdc est en phase avec Va - Vc

1,25 * Xpsb

Xpsb

X3 K

M RFtri

R3

Rpsb A 1,25 * Rpsb

ϕ

R4X4

L

La caractéristique d'antipompage, tracée en bleu, entoure la caractéristique de mise en route.

La sélection de phase sur les boucles phase - phase, en violet, est obtenue à partir de celle du § 1 par une

homothétie complexe de rapport 1 / √ 3 et d'angle 30 °




211 / 100

2-3- Caractéristique lors d'un défaut monophasé en alimentation monolatérale.


La résistance maximale détectable de défaut phase - phase RFmono en un point M de la ligne est liée à la largeur de

bande par:

RF mono = RN3 - XdM * cos ϕ ∗ (1 + ko)


Les droites obliques sont réalisées par la fonction directionnelle, pour laquelle nous admettons, pour la

commodité du tracé, que Vda est en phase avec Va, ... En fait ce n'est généralement pas le cas, mais n'a pas

d'influence sur les réglages.

X3 K

M RFmono / (1 + ko_protection)

RN3 / (1 + ko_protection)

A

ϕ

X4

L

La caractéristique d'antipompage n'est pas tracée, car elle est inopérante dans ce cas.

La sélection de phase sur les boucles phase - phase, en vert, est obtenue à partir de celle du § 1 par une

homothétie de rapport 1 / (1 + ko_protection)

(ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection pour la mise en route aval , soit KN3 - voir § 3)




212 / 100


nota: seules les données nécessaires au réglage, et susceptibles de changer de position d'un schéma EDF à l'autre,

sont indiquées. Les numéros se reportent à la notice de la protection, § "man machine communication".

3 - 1 - Paramètres donnés à titre indicatif

2.130 courant primaire CTPrim = ---- A (1 à 9999)

2.131 courant secondaire CTSec = - A (1 ou 5 A)

2.132 tension primaire VTPrim = --- kV (1 à 999)

2.133 tension secondaire VTSec = --- V (100 ou 110)

2.138 longueur de la ligne Length = ---,-- km (0,00 à 1000)

2.139 réactance directe "basse tension" de la ligne

X1 = ----,--- Ohm (0,001 à 1500)

2.140 résistance directe "basse tension" de la ligne

R1 = ----,--- Ohm (0,001 à 1500)

2.141 réactance homopolaire "basse tension" de la ligne

Xo = ----,--- Ohm (0,001 à 1500)

2.142 résistance homopolaire "basse tension" de la ligne

Ro = ----,--- Ohm (0,001 à 1500)2.143 réactance directe "basse tension" de la source amont

XA = ----,-- Ohm (0,01 à 1500)

2.144 résistance directe "basse tension" de la source amont

RA = ----,-- Ohm (0,01 à 1500)

2.145 réactance directe "basse tension" de la source aval

XB = ----,-- Ohm (0,01 à 1500)

2.146 résistance directe "basse tension" de la source aval

RB = ----,-- Ohm (0,01 à 1500)

3 - 2 - Paramètres effectivement utilisés par la protection

2.151 choix du système de téléaction 0 = pas de téléaction2 = accélération de stade

6 = verrouillage avec première zone indépendante

8 = verrouillage

2.155 portée réactive "basse tension" de la première zone

X1 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.156 portée résistive "basse tension" de la première zone sur les boucles phase - phase

R1 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.157 Coefficient de terre de première zone

KN1 = -,-- (0,00 à 3,00)

2.158 portée résistive "basse tension" de la première zone sur les boucles phase - terre

RN1 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.159 la temporisation de première zone est utilisée Timer T1 = ON 2.160 temporisation de premier stade

T1 = -,--- seconde (0,000 à 10,000)

2.162 portée réactive "basse tension" de la deuxième zone

X2 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.163 portée résistive "basse tension" de la deuxième zone sur les boucles phase - phase

R2 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.164 Coefficient de terre de deuxième zone

KN2 = -,-- (0,00 à 3,00)

2.165 portée résistive "basse tension" de la deuxième zone sur les boucles phase - terre

RN2 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.166 la temporisation de deuxième zone est utilisée Timer T2 = ON

2.167 temporisation de deuxième stade

T2 = -,--- seconde (0,000 à 10,000)




213 / 100

2.169 portée réactive "basse tension" de la troisième zone

X3 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.170 portée résistive "basse tension" de la troisième zone sur les boucles phase - phase

R3 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.171 Coefficient de terre de troisième zone

KN3 = -,-- (0,00 à 3,00)

2.172 portée résistive "basse tension" de la troisième zone sur les boucles phase - terreRN3 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.173 la temporisation de troisième zone est utilisée Timer T3 = ON

2.174 temporisation de troisième stade

T3 = -,--- seconde (0,000 à 10,000)

2.178 portée réactive "basse tension" de la quatrième zone

X4 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.179 portée résistive "basse tension" de la quatrième zone sur les boucles phase - phase

R4 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)

2.180 Coefficient de terre de troisième zone

KN4 = -,-- (0,00 à 3,00)

2.181 portée résistive "basse tension" de la quatrième zone sur les boucles phase - terre

RN4 = ---,- Ohm (0,1 à 150,0)2.182 la temporisation de quatrième zone est utilisée Timer T4 = ON

2.183 temporisation de quatrième stade

T4 = -,--- seconde (0,000 à 10,000)

2.184 choix de la direction de la zone 4

Dir = (forward; reverse; nondir)

2.190 utilisation de la temporisation de cinquième stade Timer 5 = OFF

2.202 utilisation de l'antipompage Operation = ON

2.203 portée réactive de la caractéristique interne de l'antipompage

XPSB = ---,-- Ohm (0,10 à 150,00)

2.204 portée résistive de la caractéristique interne de l'antipompageRPSB = ---,-- Ohm (0,10 à 150,00)

2.205 verrouillage de la zone 1 par l'antipompage BlockZ1 = ON




2.211 réglage de la portée réactive des boucles phase - phase du sélecteur de phases

Xph = ---,-- Ohm (0,10 à 300,00)

2.212 réglage de la portée résistive des boucles phase - phase du sélecteur de phases

Rph = ---,-- Ohm (0,10 à 300,00)

2.213 réglage de la portée réactive des boucles phase - terre du sélecteur de phases

XNph = ---,-- Ohm (0,10 à 300,00)

2.214 réglage de la portée résistive des boucles phase - terre du sélecteur de phasesXNph = ---,-- Ohm (0,10 à 300,00)

2.215 déclenchement monophasé autorisé

TripMode = (1ph ou 3ph)

2.216 choix des zones où le déclenchement monophasé est autorisé

1phTrip = (Z1 ou Z1&Z2)

2.234 réglage du seuil de courant résiduel

3Io ≥ (20% à 200%)




214 / 100












N4 Ω3 cercle C3

N2

N3

Cercle C1 Cercle C2

N6

N1


Ω4 N5

Cercle C4


Ce sont les données fixées aux § 11 et 12.






215 / 100


j*εi


C * It * ZLα = arc cos

2 * Vmin


γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin


ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π


Dans ce cas et dans le cas où les arguments de ces points ne seraient pas compris dans les fourchettes [ - 30° ; +

30° ] et [ - 150° ; + 150°], nous prenons les module calculés ci-dessus, et les arguments:

ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°




216 / 100



N

D

M

ε

H' A H


AH = AM * cos ε


0,9


1,1




0,9

AH = AH' < * ANi * cos εi 1,1


Nous prenons la plus petite valeur de AH. Elle est égale à la largeur de la caractéristique extérieure de

l'antipompage, d'où :

R3 = R4 = 0,8 * AHmini si nous faisons coïncider la caractéristique intérieure d'antipompage et la mise

en route.


R3 = R4 = 37,1 Ω «haute tension », soit 33,7 Ω «basse tension »,




217 / 100

4 - 2 - Etude du report de charge en cas de cycle de réenclenchement phase a sur ligne double.





Ia = C * It,


2

Ir = (C - 1) * (3 - ) (1)

ko - kom + 1


2en posant: C' = C + ko * (C - 1) * (3 - ) (3)

ko - kom + 1


des boucles terre:


- Comportement de la protection

Les bandes verticales actives de la protection sont celles des boucles terre, utilisant les tensions simples et les

courants Ia + ko_protection * Ir ....

Va

Z =


qui vaut RN3 sur l'axe des R




218 / 100

cercle C3

N'4 cercle C'2

N'2

Cercle C'1

N'6 c N'3

N'1

N'5


Cercle C4


R3 = R4 = 37,1 Ω «haute tension », soit 33,7 Ω «basse tension »,

RN3 = RN4 = 46 Ω «haute tension », soit 42 Ω «basse tension »,




219 / 100




N1

1,25*Xpsb S

1,25 * Rpsb

A




1,1 __

[ * AS ]² ≤ N1²

0,9

N1* 0,9

soit: RPSB ≤ ( )² - XPSB²

√ 1,1 * 1,25


La REL 100 n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste




220 / 100




- lignes longues


devient :

1,15 * X1 < 0,95 * XL soit X1 < 0,83 * XL


- lignes courtes




Cette valeur est donnée comme ordre de grandeur. En fait, elle dépend du niveau de tension, du rapport entre




ou X1 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL



- ligne longue



- ligne courte



X2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm

X2 ≥4,3 Ohm > 1,25 * XL









221 / 100

6 - Calcul de la sélection de phase

Les caractéristiques des boucles de sélection de phase doivent être extérieures aux boucles de mise en route en

cas de défaut

- Boucles phase - terre

La droite verticale est élaborée avec les mêmes grandeurs d'entrée que celle des boucles de mise en route. D'où,

compte tenu des marges de sécurité:

Rnph = 1,15 * RN3

La droite horizontale est élaborée avec Va et Ia.

En cas de défaut monophasé, le réglage Xnph = X3 * (1 + KN3) fait coïncider les deux caractéristiques.

Nous prendrons donc:

Xnph = 1,15 * X3 * (1 + KN3)

- Boucles phase - phase

Le réglage

Xph = 1,5 * X3

Rph = 1,75 * R3 + 0,31 * X3

permet aux boucles de sélection de phase d'être à l'extérieur des boucles de mise en route, en cas de défaut

biphasé et en cas de défaut triphasé.

7 - Temporisations





8 - 1 - Résistance maximale détectable en première zone Rf en cas de défaut monophasé

Rf = RN1 pour un défaut à proximité de la protection

Rf = RN1 - X1*cotg ϕ * (1 + KN1) pour un défaut à l'extrémité de la ligne



AK = X3 / sin θ (voir § 21, 22, 23)

AL = X4 / sin θ




222 / 100






AK > 1,3 * Z2 ou, sur l'axe des réactances X3 > 1,3 * X2



ligne»









route. La REL 100 n'est pas concernée.


« si les caractéristiques de l'antipompage et de la mise en route sont indépendantes, cette dernière doitêtre telle que la bande intérieure d'antipompage reste à l'extérieure de la caractéristique de mise en route »

La REL 100 n'est pas concernée



ne doit pas être plus longue que la portée amont de l'antipompage»

On vérifie que XPSB ≥ X3 et XPSB ≥ X4



1,15 * XPB / 0,8 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont

ou, a minima




La droite d'inversion est inclinée de 15 ° par rapport à l'axe des R. d'où :

X4 > RN3 * tg 15° = 0,27 * RN3




223 / 100

Par sécurité nous prenons X4 > 0,3 * RN3

RN3

15°

X4mini

droite d'inversion




prenons :

0,85 * X4 (P1) > 1,15 * X1 (P2) - 0,95 * XL




224 / 100

S 321 - 5

La protection S 321 - 5 est une protection numérique à 6 chaînes de mesure, utilisable sur les réseaux 225 kV,

90 kV, et 63 kV.


1 - 1 - Mises en route et mesures de distance

La protection comporte, sur chacune des boucles, 3 éléments de mesure de distance orientés vers l'aval, et un

élément orienté vers l'amont. La caractéristique formée par la caractéristique aval la plus grande et la

caractéristique amont fait office de mise en route

Ces éléments sont alimentés par:

boucles hase phase boucles phase terre




Les caractéristiques des boucles phase - phase sont circulaires (relais mho).

Les caractéristiques phase - terre utilisent le courant image Ia + ko * Ir, ainsi qu'un courant pilote, appelé aussi

courant de polarisation, égal à 2 * Ii + Io. Ceci conduit, dans tous les cas où Ia est en phase avec Io et Ii, à une

représentation non altérée du point de fonctionnement dans le plan d'impédance. Dans les cas de défaut avec

transit, cette disposition permet de rendre la mesure de distance indépendante du transit.

Les mesures de résistance des boucles phase - terre associées aux mesures de distance sont réalisées en utilisant

l'équation de boucle suivante, en prenant comme exemple la phase a:

Va = ZDL * (Ia + ko_protection * Ir) + (3 / 2) * (Iia + Io) * Rf Rf étant la résistance du défaut. (1)

(ko_protection est le coefficient de terre affiché sur la protection)

En effet, nous avons vu dans l'annexe 1, § 34, que la présence du défaut crée la circulation d'un courant de défaut

If = ∆Ia + ∆Ii + ∆Io = 3 *∆Ia = 3 * ∆Ii = 3 * ∆Io, où ∆Ia , ∆Ii , ∆Io sont les variations des courants symétriques

dues au défaut.

Or en l'absence de défaut Ii et Io sont nuls, en première approximation. Le courant circulant dans le défaut vaut

alors 3 * Ii, ou 3 * Io, ou (3 / 2) * (Ii + Io)

Le seuil de courant résiduel est un seuil fixe.


- ligne 225 kV d'impédance directe ZL = 25 Ω, d'argument ϕ = 76 °, d'intensité maximale de transit

1000 A, de coefficient de terre ko = 2 / 3, et de coefficient d'inductance mutuelle homopolaire 0,4,

- portée aval, en réactance: Xv = 37,5 Ω,

- portée amont, en réactance: Xm = 12,5 Ω,

- rapport impédance HT / impédance BT: kz = 1,1 ce qui correspond à un transformateur de

courant de rapport 2000 / 1

La protection est réglée a priori aux valeurs suivantes:

- boucles phase - phase: impédance zone 1 = 20 Ω impédance zone 2 = 30 Ω

impédance zone amont = 10 Ω




225 / 100

impédance zone aval = 37,5 Ω

- boucles phase - terre: Réactance zone 1 = 20 Ω Résistance zone 1 = 10 Ω

Réactance zone 2 = 30 Ω Résistance zone 2 = 15 Ω

Réactance zone amont = 12,5 Ω Résistance zone amont = 10 Ω

Réactance zone aval = 37,5 Ω Résistance zone aval = 20 Ω


Il est réalisé par un élément indépendant des précédents. Ses grandeurs d'entrée sont la tension directe et le

courant direct.

Sa caractéristique, dans le plan d'impédance défini par ses grandeurs d'entrée, est constituée par deux rectangles

emboîtés l'un dans l'autre, à base horizontale, et dont la position de chacun des cotés peut être ajustée

indépendamment des autres.

La temporisation de détection du pompage est réglable. En revanche le désarmement du blocage antipompage est

réglé à 2 secondes. La présence d'un courant inverse désarme l'antipompage au bout d'un temps réglable.

Les rectangles d'antipompage sont réglés a priori aux valeurs suivantes:

rectangle intérieur: Réactance aval = 40 Ω Résistance aval =30 Ω

Réactance amont = 15 Ω Résistance amont = 15 Ω

rectangle extérieur: Réactance aval = 50 Ω Résistance aval = 40Ω

Réactance amont = 30 Ω Résistance amont = 25 Ω


Sur les boucles phase - phase, les relais mho assurent en principe la fonction directionnelle. Cependant, pour plus

de sécurité, la direction est confirmée par un relais directionnel calculant l'impédance

- j * θ Z = Vi / (Ii * e )

θ étant l'argument supposé de l'impédance Zis

If / 3 = ∆Id = Ii = Io

A Ii1 F Ii2 B

ziL * x ziL *(1-x)

3*Rf

zis1 zis2

E

Via

Ce schéma représente ub défaut aval, situé sur la ligne, entre A et B. L'impédance Z est alors réelle négative.

Elle vaut - Zis1

Si le défaut est situé en amont, le schéma devient:




226 / 100

If / 3 = ∆Id = Ii = Io

S

F Ii1 A B

zis1 * α ziL

Ii2 3*Rf

zis1* (1 - α) zis2

Vir

Z est réelle positive. Elle vaut: Zis2 + ZiL .

La détection d'un défaut aval a lieu si Z < 0,25 * ZiL .La détection d'un défaut amonta lieu si Z > 0,75 * ZiL .


Les boucles phase - phase sont validées par des relais de courant de boucle (Ia - Ic, ...) à seuil fixe.

Les boucles phase - terre sont validées par des relais de courant de phase (Ia, ...) et des relais de courant résiduel

à seuil fixe.

Ces seuils peuvent être réglés de manière indépendante pour chaque zone.




227 / 100


2-1- Caractéristique lors d'un défaut biphasé, du défaut triphasé et du régime équilibré hors défaut en

alimentation monolatérale.

Nous trouvons les mêmes caractéristiques dans les trois cas, puisque les grandeurs utilisées par la protection sontcelles qui définissent le plan d'impédance.

X1B6

X1B5

Z4

Z2B

Z1

R1L6 R1R5

X1T5 Z3

X1T6

La caractéristique d'antipompage, tracée en bleu, entoure la caractéristique de mise en route




228 / 100

2-2- Caractéristique lors d'un défaut monophasé en alimentation monolatérale.

Les mesures de distance sont réalisées en utilisant les mêmes grandeurs d'entrée que celles qui définissent le plan

d'impédance: Ia + ko_protection * Ir, ...

Les droites de limitation de résistance sont obtenues à partir de l'équation de boucle (1) du § 11.

__ __________En multipliant chaque membre par ZDL * (Ia + ko * Ir) nous trouvons:

___ _________ __________

Va * ZDL * (Ia + ko * Ir) = ZDL * (Ia + ko * Ir)² + Rf * (3 / 2) * (Ii + Io) * ZDL * (Ia + ko * Ir)

__

Nota: l'écriture Z signifie "conjugué de Z"

Cette équation complexe se décompose en deux équations correspondant aux parties réelle et imaginaire.

L'équation sur la partie imaginaire permet de retrouver la formule donnée dans la notice du constructeur. Un

défaut est détecté si:

imaginaire [Va * ZDL * (Ia + ko_protection * Ir )]

___ _________________ = Rf < Rd

imaginaire [(3/2) * ( Ii + Io) * ZDL * (Ia + ko_protection * Ir)]

Rd étant le seuil de réglage des résistances de défaut dans la protection.

En cas d'alimentation monolatérale à vide, (3 / 2) * (Ii + Io) = Ia.

L'équation donnant la droite oblique de limitation des résistances devient alors:

Va Rd

Z = = ZDL +

Ia + ko_protection * Ir 1 + ko_protection

X3

RD3 / (1 + ko_protection)



relais directionnel

A

ϕ échelle 1 cm = 10 Ω


X4




229 / 100


Seuls sont indiqués les paramètres susceptibles d'être modifiés par les calculs de réglage.

3 - 1 - Identification du départ

Nom de la protection RELID (17 caractères)Nom du départ TRMID (39 caractères)

Module de l'impédance directe de la ligne ZIMAG 0,05 à 255 Ω HT

Argument de l'impédance directe de la ligne ZIANG 40 à 90°

Module de l'impédance homopolaire de la ligne ZOMAG 0,05 à 255 Ω HT

Argument de l'impédance homopolaire de la ligne ZOANG 40 à 90°

Rapport des transformateurs de courant CTR

Rapport des transformateurs de tension PTR

Nota: seul l'argument de l'impédance directe de la ligne est utilisé par la protection. Les autres valeurs demandées

dans la notice de la protection ne sont utilisées que dans le localisateur de défauts et le consignateur d'états.

3 - 2 - Réglage des boucles phase - phase (relais mho)

Impédance de la zone 1 Z1MG 0,05 - 64 Ω BT Impédance de la zone 2 Z2MG 0,05 - 64 Ω BT Impédance de la zone amont Z3MG 0,05 - 64 Ω BT Impédance de la zone aval Z4MG 0,05 - 64 Ω BT

3 - 3 - Réglage des boucles phase - terre (quadrilatères)

Réactance de la zone 1 XG1 0,05 - 64 Ω BT

Réactance de la zone 2 XG2 0,05 - 64 Ω BT

Réactance de la zone amont XG3 0,05 - 64 Ω BT

Réactance de la zone aval XG4 0,05 - 64 Ω BT

Résistance de la zone 1 RG1 0,05 - 64 Ω BT

Résistance de la zone 2 RG2 0,05 - 64 Ω BT

Résistance de la zone amont RG3 0,05 - 64 Ω BT

Résistance de la zone aval RG4 0,05 - 64 Ω BT

La résistance affichée est la résistance maximale détectable de défaut en alimentation monolatérale à vide.

3 - 4 - Réglage du coefficient de terre

Amplitude du ko_protection de la zone 1 KO1M 0 - 4

Phase du ko_protection de la zone 1 KO1A ± 45°Amplitude du ko_protection des autres zones KO1M 0 - 4

Phase du ko_protection des autres zones KO1A ± 45°

3 - 5 - Antipompage

Réactance aval zone 5 X1T5 0 - 96 Ω BT

Réactance amont zone 5 X1B5 0 - 96 Ω BT Résistance aval zone 5 R1R5 0 - 70 Ω BT Résistance amont zone 5 R1L5 0 - 70 Ω BT

Réactance aval zone 6 X1T6 0 - 96 Ω BT

Réactance amont zone 6 X1B6 0 - 96 Ω BT Résistance aval zone 6 R1R6 0 - 70 Ω BT Résistance amont zone 6 R1L6 0 - 70 Ω BT




230 / 100

Temporisation de détection d'antipompage OSBD 0,5 à 8000 cycles

Temporisation de déverrouillage par présence de courant inverse UBD 0,5 à 120 cycles

L'antipompage bloque les zones 1 ... 4 OSB1 ... 4 = True

3 - 6 - Seuils du relais directionnel à composantes inverses

Seuil d'impédance de l'élément directionnel aval Z2F ± 64 Ω BTSeuil de courant de l'élément directionnel aval 50QF 0,5 à 5 A BT

Seuil d'impédance de l'élément directionnel amont Z2R ± 64 Ω BT

Seuil de courant de l'élément directionnel amont 50QR 0,5 à 5 A BT

Rapport minimal entre courant inverse et courant direct a2 0,02 à 0,5

3 - 7 - Seuils de courant

courant (Iab ou Iac ou Ica) zone 1 5OPP1 0,2 - 34 A BT

courant (Iab ou Iac ou Ica) zone 2 5OPP2 0,2 - 34 A BT

courant (Iab ou Iac ou Ica) zone amont 5OPP3 0,2 - 34 A BT

courant (Iab ou Iac ou Ica) zone aval 5OPP4 0,2 - 34 A BT

courant (Ia ou Ib ou Ic) zone 1 5OL1 0,1 - 20 A BT

courant (Ia ou Ib ou Ic) zone 2 5OL2 0,1 - 20 A BT

courant (Ia ou Ib ou Ic) zone amont 5OL3 0,1 - 20 A BT

courant (Ia ou Ib ou Ic) zone aval 5OL4 0,1 - 20 A BT

courant Ir zone 1 5OG1 0,1 - 20 A BT

courant Ir zone 2 5OG2 0,1 - 20 A BT

courant Ir zone amont 5OG3 0,1 - 20 A BT

courant Ir zone aval 5OG4 0,1 - 20 A BT


deuxième zone des boucles phase - phase Z2PD 0 - 2000 cycles zone amont des boucles phase - phase Z3PD 0 - 2000 cycles

mise en route aval des boucles phase - phase Z4PD 0 - 2000 cycles

deuxième zone des boucles phase - terre Z2GD 0 - 2000 cycles

zone amont des boucles phase - terre Z3GD 0 - 2000 cycles

mise en route aval des boucles phase - terre Z4GD 0 - 2000 cycles

3 - 9 - Schémas de téléprotection (à compléter)




231 / 100












N4 Ω3 cercle C3

N2

N3

Cercle C1 Cercle C2

N6

N1


Ω4 N5

Cercle C4


Ce sont les données fixées aux § 11 et § 12.






232 / 100


j*εi


C * It * ZL



γ = arc cos [ - ]


Vmin

AN1 = AN2 = AN5= AN6=

C * It

Vmin Vmin

AN3

=

AN4

= ZL² + ( )² + 2 * ZL * cos γ *C * It C * It

ε 1 = ϕ - α ε 2 = ϕ + α





ε 5 = ϕ + γ − π ε 6 = ϕ − γ − π




ε 3 = + 30° ε 4 = + 150°

ε 5 = - 30° ε 6 = - 150°

4 - 1 - 2 - Calcul de la largeur de bande d'antipompage en fonction du transit


N

D

M

ε

H' A H




233 / 100


AH = AM * cos ε


0,9


1,1




0,9

AHi < * ANi * cos εi 1,1


Nous prenons la plus petite valeur de AH pour i = 1, 3, 5. Elle est égale à l'abscisse de la caractéristique

extérieure droite R1R6 de l'antipompage.

Nous prenons ensuite la plus petite valeur de AH pour i = 2, 4, 6. Elle est égale à l'abscisse de la caractéristique

extérieure gauche R1L6 de l'antipompage.

L'écart entre la caractéristique extérieure et la caractéristique intérieure est donné par la formule (1) vue au

chapitre de la PXLN, § 5121 :

R1L6 - R1L5 = R1R6 - R1R5 = ∆R = π * F * δt * XAS + XL + XBS

où F est la fréquence maximale de pompage et où δt = 15 ms.

Nous testons ensuite la compatibilité de la zone 3 et de la zone 4 avec les droites horizontales de la

caractéristique intérieure d'antipompage :

X1T5 ≥ Z4MG sin (Z1ANG) X1T6 = X1T5 + ∆R

X1B5 ≥ Z3MG sin (Z1ANG) X1B6 = X1B5 + ∆R

Z4MG et Z3MG sont déterminées au § 513


Impédance phase - phase aval = 70,4 Ω «haute tension », soit 64 Ω «basse tension »,

Impédance phase - phase amont = 69,93 Ω «haute tension », soit 63,57 Ω «basse tension »,

Résistance antipompage extérieure aval = 46,36 Ω «haute tension », soit 42,14 Ω «basse tension ».




234 / 100

4 - 2 - Etude du report de charge en cas de déclenchement phase a sur ligne double






Ia = C * It,


2

Ir = (C - 1) * (3 - ) (1)

ko - kom + 1


2

en posant: C' = C + ko_protection * (C - 1) * (3 - ) (3)

ko - kom + 1


des boucles terre:


- Tracé des bandes obliques

Reprenons la formule (1) du § 11:

Va = Zdl * (Ia + ko_protection * Ir) + (3 / 2) * R F * (Ii + Io)

Le point représentatif de cette équation dans le plan d'impédance Va / (Ia + ko_protection * Ir) est donné par:

Va 3 Ii + Io

Z = = Zdl + RF * *

Ia + ko_protection * Ir 2 Ia + ko_protection * Ir

que nous notons: Z = Zdl + σ * RF

Pour chercher de quel coefficient RF doit être affecté, nous prenons les formules du § 12 de l'annexe 2.

Remarquons que: 3 * (Ii + Io) = Ia + a * Ib + a² * Ic + Ia + Ib + Ic = 2 * Ia -a² * Ib - a * Ic

d'où, en remplaçant les courants de phase par leurs valeurs données par ces formules

3 Ii + Io 3 * C * (ko - kom) + 2 * C + 1

σ = * =

2 Ia + ko_prot * Ir 2 [C + 3 * ko_prot * ( C - 1) ] * ( ko - kom + 1) - 4 * ko_prot * (C - 1)




235 / 100

soit, avec l'exemple numérique choisi: 0,946.

La demi-largeur des bandes obliques estlégèrement inférieure à RF.

Nous prendrons un rapport égal à 1.

cercle C3

N'4 cercle C'2

N'2

Cercle C'1

N'6 N'3

N'1

N'5


Cercle C4

Les points N'i se déduisent des points Ni en remplaçant C par C' dans les formules donnant les points

névralgiques (§ 4 - 1 - 1)



N

D' D

M

εK

H' A θ H




236 / 100


AK = AM * cos ε

MK = AM * sin ε

HK = MK * cotg θ




sin ( θ − ε)

1,1 * AM < 0,9 * AN, d'où 1,1 * AH < 0,9 * * AN (1)

sin θ

- insensibilité vis à vis des reports de charge monophasés

Comme θ est obtenu grâce à un potentiomètre à affichage continu, nous posons: θ = ϕ.



0,9 sin (θ - εi) 0,9 sin (εi - θ)

AH < * ANi * (i = 1, 3, 5) H'A < * ANi * (i = 2, 4, 6)


Nous choisissons la plus faible des 6 valeurs obtenues pour AH et H'A. Nous en tirons la résistance RF :

RF = AHmin / σ

nota: la protection donne la possibilité de régler individuellement la résistance de chaque zone (RG1, RG2, RG3,RG4). Chacune d'elles ne doit pas dépasser la valeur calculée ci-dessus.


Impédance phase - phase aval = 70 Ω «haute tension », soit 64 Ω «basse tension »,

Impédance phase - phase amont = 70 Ω «haute tension », soit 64Ω «basse tension »,

Résistance phase - terre aval et amont = 39 Ω «haute tension », soit 35 Ω «basse tension »,

Résistance antipompage extérieure aval = 46 Ω «haute tension », soit 42 Ω «basse tension ».




237 / 100




N1

S

X1B6 X1T6

R1L6 R1R6

A




1,1 __

[ * AS ]² ≤ N1²

0,9

N1* 0,9

soit: R1R6_HT ≤ ( )² - X1B6²

√ 1,1


La S 321 - 5 n'est pas utilisée pour les liaisons centrale - poste




238 / 100


Elles sont décrites pour les boucles phase - terre. Pour les boucles phase - phase, il faut remplacer XGi par

ZiMG.


5 - 1 - 1 - Réglage de la première zone XG1

- lignes longues

Nous voulons que dans tous les cas XG1 < XL. Compte tenu des erreurs de mesure sur XG1 et XL, l'expression

devient :

1,15 * XG1 < 0,95 * XL soit XG1 < 0,83 * XL

Nous retenons XG1 ≤ 0,80 * XL

- lignes courtes

Si nous fonctionnons dans un système à verrouillage, nous voulons que dans tous les cas XG1 > XL.

Compte tenu des erreurs de mesure, l'expression devient : 0,85 * XG1 > 1,05 * XL

Mais il faut aussi que : XG1 > 4,3 Ohm "haute tension"




Nous retenons : XG1 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm HT

ou XG1 ≥4,3 Ohm HT > 1,25 * XL

5 - 1 - 2 - Réglage de la deuxième zone XG2

Quel que soit le système de téléaction utilisé - accélération, verrouillage ou rien - nous prenons : XG2 > XL

- ligne longue

Compte tenu des erreurs de mesure sur XG2 et XL, nous trouvons 0,85 * XG2 > 1,05 * XL

Nous retenons XG2 ≥ 1,20 * XL

- ligne courte

Compte tenu des erreurs de mesure sur X2 et XL, nous trouvons : 0,85 * XG2 > 1,05 * XL


XG2 ≥ 1,25 * XL > 4,3 Ohm HT

XG2 ≥4,3 Ohm HT > 1,25 * XL


X_aval (alias XG4)= 1,3 * XG2

X_amont (alias XG3)= XG1




239 / 100



XG1 ≤ 0,7 * XL pour les lignes longues,

XG1 ≥ 1,6 * XL pour les lignes courtes (valeur minimale 4,3 Ohm HT)

XG2 ≥ 1,6 * XL (valeur minimale 4,3 Ohm HT pour les lignes courtes)X_aval (alias XG4) = 1,3 * XG2

X_amont (alias XG3) = XG1



C'est la valeur qui est affichée : RG1, RG2, RG3, RG4 suivant la zone considérée


Vers l'aval AK = XG4 / sin Z1ANG pour les boucles phase - terre

AK = Z4MG pour les boucles phase - phase

Vers l'amont AL = XG3 / sin Z1ANG pour les boucles phase - terre

AL = Z3MG pour les boucles phase - phase

7 - Temporisations


La temporisation d'attente de verrouillage sur la première zone pourra être réglée à:

60 ms avec une téléaction haute fréquence

75 ms avec une téléaction basse fréquence




240 / 100





Nous vérifions les inégalités XG4 ≥ 1,3 * XG2

Z4MG ≥ 1,3 * Z2MG



ligne»

1,15 * X1T6 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

ou, a minima, 1,15 * Z4MG * sin Z1ANG < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval

1,15 * XG4 < 0,9 * XL + 0,8 * Xdmini_transfo_aval








route.




Soit, pour les boucles phase - terre, 1,15 * σ * RG4 < R1R5

pour les boucles phase - phase 1,15 * (Z4MG / 2 ) * (1 + cos θ) < R1R5





route.



1,15 * X1B6 < 0,8 * Xdmini_transfo_ amont

ou, a minima, 1,15 * Z3MG * sin Z1ANG < 0,8 * Xdmini_transfo_ amont

1,15 * XG3 < 0,8 * Xdmini_transfo_amont




241 / 100



Cette condition ne concerne pas la S321 - 5. En effet, les boucles phase - phase sont des relais mho, et la fonction

"direction" sur défaut phase - terre est réalisée par un critère homopolaire, par nature insensible à la résistance du

défaut.




prenons :

0,85 * XG3 (P1) > 1,15 * XG1 (P2) - 0,95 * XL

0,85 * Z3MG (P1) > 1,15 * Z1MG (P2) - 0,95 * ZL




242 / 100

Récapitulatif des performances calculées par PARAPLUIE

Protections placées sur le réseau 400 kV (résultats en ohm haute tension)

PXLN - EPAC REZ1 PXLP PDS 7 SA 511

résistance maximale

détectable au poste

40 33 39 37 48

résistance maximale

détectable à l'extrémité

de la ligne

40 33 46 37 49

portée aval de la mise

en route sur défaut

monophasé

53 70 71 53 53



biphasé

53 70 71 53 53



triphasé

53 70 71 53 53

portée amont de la mise


monophasé

28 14 21 28 26



biphasé

28 14 36 28 26



triphasé

28 14 36 28 26

Commentaires:

- la portée amont de la mise en route de la PXLP est plus faible sur les défauts monophasés que sur les défautsbiphasés et triphasés

Protections placées sur le réseau 225 kV (résultats en ohm haute tension)

RAZOA RXAP REL 100 S321 - 5 PXLC PD3A

résistance maximale détectable

au poste

45 51 47 39 43 60

résistance maximale détectable à

l'extrémité de la ligne

39 74 39 39 27 60

portée aval de la mise en route

sur défaut monophasé

40 47 53 53 36 55


sur défaut biphasé

32 40 53 70 30 55


sur défaut triphasé

37 45 53 70 35 55

portée amont de la mise en route

sur défaut monophasé

8 18 28 28 15 28


sur défaut biphasé

9 15 33 70 26 28


sur défaut triphasé

8 18 28 70 18 28




1 / 8

PROTECTION DES GENERATEURS THERMIQUES (voir annexe 1)


Organisation générale

Les protections peuvent être classées en 4 catégories:

- protection contre les défauts, ou les situations anormales, à l'intérieur du rotor de l'alternateur,

- protection contre les défauts, ou les situations anormales, à l'intérieur du stator de l'alternateur,

- protection contre les défauts concernant le transformateur de groupe et sa liaison avec l'alternateur,

- protection de réserve pour les relais de protection du réseau.

Elles peuvent aussi être classées d'après les données dont elles disposent:

- tension continue du rotor,

- tensions et courants alternatifs mesurés à la sortie du stator,

- tensions et courants alternatifs mesurés sur les bornes primaires du transformateur de groupe.

Certaines d'entre elles peuvent se retrouver dans plusieurs catégories. Elle sont notées en italique lorsqu'elle sont

mentionnées pour la seconde fois ou plus.

1 - Défauts ou situations anormales du rotor.

1 - 1 Défauts détectés par la tension ou le courant continu:

- sous - excitation,

- masse - rotor

1 - 2 - Défauts détectés par la tension ou le courant alternatif:

- déséquilibre,- retour de puissance,

- fréquence trop basse ou trop élevée,- perte de synchronisme.

2 - Défauts ou situations anormales du stator, détectées par la tension ou le courant alternatif :- masse - stator,

- défauts entre spires

- surtension,

- surcharge

- retour de puissance.

3 - Défauts ou situations anormales du transformateur - protection différentielle du transformateur,

- relais Buchholz,

- dépassement de flux,

- fréquence trop basse.

4 - Réserve des relais de protection du réseau. - critères ampèremétriques,

- critères impédancemétriques,

- surtension ou manque de tension,

- perte de synchronisme,

- fréquence trop haute ou trop basse.

Chacune de ces fonctions peut être trouvée sur n'importe quel générateur, quelle que soit sa puissance, mais les

solutions mises en œuvre peuvent être plus élaborées sur les générateurs de forte puissance. De plus, pour ces

derniers, une plus forte redondance est demandée.




2 / 8

Sous excitation (ANSI standard 40)

Problème: détecter les situations anormales de fonctionnement de l'alternateur, risquant de le conduire à une

perte de synchronisme.

Solution proposée

Le modèle considéré est le suivant (schéma unifilaire pour un système triphasé)

Is X1 Vs Zch Ich

alternateur considéré réactance longitudinale charge

comme une source synchrône de l'alternateur

de courant Is

Le diagramme d'admittance est le suivant:1 / R

∆3 ∆2 Is/Vs

1/Zch

C1

C2

∆1

θ φ1/X1

1 / X




3 / 8

L' alternateur est représenté par une source de courant Is, qui est proportionnelle à la tension continue

d'excitation VE:

Is = k * VE

θ est l'angle de déphasage entre la tension directe stator, elle même en phase avec l'axe du rotor, et le courantdirect délivré par le stator.

φ est l'argument de l'impédance de chargeV1 est la tension directe aux bornes de l'alternateur.

Le cercle C1 est obtenu pour Vs / Is = k * Ve nominal / Vs nominal.

Le cercle C2 est obtenu pour Ich / Vs = Is nominal / Vs nominal

∆1 et ∆2 forment la caractéristique à la droite de laquelle la stabilité risque d'être perdue.

∆3 est la caractéristique à la droite de laquelle la stabilité est réellement perdue.

Le relais reçoit du stator les données suivantes:

- les tensions de sortie de l'alternateur sur les trois phases: Vsa, Vsb, Vsc

- les intensités circulant dan la charge sur le trois phases: Icha, Ichb, Ichc- la tension continue d'excitation: VE

Il calcule la tension directe Vs et le courant direct Ich.

A partir de ces données, le point de fonctionnement de l'alternateur (admittance Ich / Vs), peut être placé par

rapport aux droites ∆1 et ∆2 d'une part, ∆3 d'autre part:

- si le point de fonctionnement se trouve à la droite de ∆1 et ∆2, le relais délivre soit une alarme

temporisée, soit un ordre de déclenchement temporisé. La temporisation est réglée à une valeur suffisante pour

laisser au régulateur le temps d'agir, par exemple 10 secondes;

- si le point de fonctionnement se trouve à droite de ∆3, le relais délivre un ordre de déclenchementimmédiat.

Bibliographie [116]




4 / 8

masse rotor (ANSI standard 64 R)

Problème: détecter un défaut d'isolement entre le rotor et la masse.

Solution proposée: Une tension alternative, 45 V par exemple, est injectée entre une des bornes du rotor et la

masse. Le courant alternatif correspondant est mesuré.

La valeur mesurée conduit à élaborer une alarme, pour un seuil bas, et un ordre de déclenchement, pour un seuil

plus élevé.

Pour s'affranchir des interférences avec les courants créés par les changements des tensions continues alimentantle rotor, à travers les capacités entre rotor et terre, la polarité de cette tension auxiliaire est inversée

régulièrement.

Le relais délivre une alarme instantanée, et un ordre de déclenchement temporisé de quelques secondes.

Les défauts d'isolement conduisant à un ordre de déclenchement peuvent atteindre quelques k Ω. Ceux

conduisant à une alarme peuvent atteindre quelques dizaine de k Ω.

Bibliographie [117]

Déséquilibre (ANSI standard 46)

Problème: Un courant inverse crée un échauffement par courants de Foucault dans le rotor, proportionnel aucarré de ce courant.

Solution: Une image thermique est créée, alimentée par le courant inverse. Lorsque la température ainsi calculée

atteint un seuil donné, le relais délivre une alarme, et lorsqu'elle atteint un seuil plus élevé, le relais délivre un

ordre de déclenchement.

Le temps séparant l'alarme du déclenchement est de l'ordre de quelques minutes.

Bibliographie [116]

Retour de puissance (ANSI standard 32):

Problème: Lorsque l'apport d'énergie mécanique issu de la turbine vient à manquer, la puissance active circule duréseau vers l'alternateur. L'alternateur doit alors être arrêté. En effet, cette situation peut correspondre à un

mauvais fonctionnement de la turbine, qui peut alors être endommagée.

Solution: un relais mesure le sens de transit de l'énergie active. De plus, la mesure de l'énergie, quel que soit son

sens, permet d'informer l'équipement ayant en charge le démarrage et l'arrêt du générateur.

Bibliographie [116]

Sur - fréquence et sous - fréquence (ANSI standard 81)

Problème: - une fréquence trop élevée peut détériorer le rotor qui tourne trop rapidement.

- une fréquence trop basse conduit à un fonctionnement non appropriée de l'équipement auxiliaire du

générateur et du transformateur de groupe (voir dépassement de flux)

Solution: mesure de fréquence. Une détection très précise des seuils de fréquence est nécessaire. Les relais

contiennent généralement un seuil de sous - fréquence et un seuil de sur - fréquence pour les générateurs de

faible puissance, et deux seuils - un seuil d'alarme et un seuil de déclenchement - pour les générateurs plus

puissants.





5 / 8

Perte de synchronisme (ANSI standard 78)

Problème: Quand un générateur perd le synchronisme avec les autres générateurs connectés au même réseau, les

clients sont incorrectement alimentés. De plus, tous les générateurs subissent des contraintes très sévères, et plus

particulièrement celui qui se trouve le plus près du centre de l'oscillation de puissance (point où la tension est

nulle).

Solution proposée: Les oscillations de puissance sont détectées en mesurant le module de l 'impédance directe,

qui oscille entre un minimum et un maximum. L'ordre de déclenchement est donné après un, deux, ou trois

oscillations de puissance. Ces relais sont coordonnés avec les relais de débouclage sur perte de synchronisme

(voir cinquième partie, §31, § 112 et quatrième partie, § 2)

Bibliographie [118]




6 / 8

Masse stator (ANSI standard 64)

Problème: mesurer les défauts d'isolation entre le stator et la terre.

Solution proposée: la détection est réalisée en mesurant le courant homopolaire sur les bornes de l'alternateur.

Pour cela les enroulements basse tension des réducteurs de courant placés sur ces bornes sont connectés en

triangle ouvert.

Cette méthode permet la détection de défauts sur les enroulements du stator, mais seulement s'ils sont

suffisamment éloignés du point neutre.

Pour détecter les défauts d'isolation situés sur le point neutre, ou très près de lui, une tension additionnelle est

injectée entre la terre et le stator. Pour cela on utilise une fréquence différente de 50 Hz, par exemple 20 Hz, afin

que la mesure ne soit pas perturbée par les tensions induites par couplage capacitif.

Cette tension est injectée sur les bornes du triangle ouvert.

Le relais, grâce à ses filtres, sépare la tension à 50 hz de la tension à 20 hz.

réducteur de tension phase a

réducteur de tension phase b

stator

réducteur de tension phase c

relais

présence

courant

neutre sortie du triangle ouvert

charge

relais

générateur

20 hz

Bibliographie [116], [117], [118]




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Défaut entre spires (ANSI standard 64 W)

Problème: Il existe un défaut d'isolement entre deux spires du stator, sans qu'il y ait de défaut entre une spire et la

masse.

Solution proposée: Ce défaut crée un déséquilibre sur les tensions de sortie, qui est détectée comme la

précédente par la tension mesurée sur la sortie du triangle ouvert. La discrimination entre les défauts entre spireset les défauts entre stator et masse est obtenue par la détection d'un courant dans le neutre.

Bibliographie [117]

Surtension (ANSI standard 59)

Problème: Une tension trop haute peut provoquer des claquages.

Solution proposée: chaque tension de phase est mesurée.

Le relais comporte un seuil d'alarme et un seuil d'alarme instantané, et un seuil de déclenchement plus élevé,temporisé de quelques secondes.


Surcharge (ANSI standard 49)

Problème: si un courant trop élevé circule dans le stator, ce dernier s'échauffe progressivement, et peut alors être

endommagé.

Solution proposée: les courants du stator ont envoyés dans une image thermique, qui prend en compte la

température extérieure. Le relais élabore une alarme surcharge, et ensuite, grâce à un élément à temps inverse, un

ordre de déclenchement

Le déclenchement peut apparaître après un temps de l'ordre de quelques minutes à plusieurs heures.

Bibliographie [119]




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Relais de protection différentielle (ANSI standard 87)

Problème: détection des défaut d'isolement dans une zone donnée, limitée par de réducteurs de courant.

Solution proposée: faire la somme de tous les courants entrant dans la zone protégée, et la comparer à la somme

des modules des courants. Ce principe peut être utilisé aussi bien pour les générateurs que pour lestransformateurs.

- transformateurs:

le relais fait la somme des trois courants de phase coté primaire, et du courant de neutre s'il y a lieu.

Il fait de même la somme des trois courants de phase coté secondaire, et du courant de neutre s'il y a lieu.

Chacune de ces sommes, qui est appelée courant différentiel, et comparée à la somme des modules des mêmes

courant, qui est appelée courant de polarisation.

L'ordre de déclenchement est donné si le courant différentiel est supérieur à un seuil donné, et supérieur à unpourcentage donné du courant de polarisation.

Ce relais permet la détection de court circuits entre les enroulements primaires et secondaires, ou entre unenroulement et la cuve.

Certains défauts entre enroulements primaires et secondaires sont difficiles à détecter de cette manière.Une meilleure sensibilité est obtenue par la fonction " protection restreinte contre les défauts à la masse" qui

compare la phase du courant de neutre avec celle de la somme des courants de phase. Si leur phase est opposée,

le défaut est extérieur. Sinon, le défaut est à l'intérieur du transformateur.

Le relais de protection différentielle doit être insensible aux faux courants différentiels, créés par:

. le courant d'appel lors de l'enclenchement des transformateurs (harmonique 2);

. le courant dû à la saturation des réducteurs de courant;

. l'harmonique 5 dû au dépassement de flux.

- générateurs:

Le relais détecte le défauts entre les enroulements et la masse. Il est redondant avec le relais masse - stator. Il ne

détecte pas les défauts entre spires.

Bibliographie [120]

Dépassement de flux (ANSI standard 59 / 81) et Buchholz

voir troisième partie, § 19




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Protection de réserve

Problème: Si un court circuit apparaît sur le réseau, les relais de protection du réseau ont en charge son

élimination sélective. Cependant, s'ils sont défaillants, des relais de protection de réserve, très simples et très

temporisés, sont chargés, en dernier secours, de protéger les générateurs.

Première solution proposée: protections de surintensité (ANSI standard 51)

Amélioration: si le courant devient plus faible que le seuil de déclenchement avant la fin de la temporisation,

mais si la tension reste au - dessous d'un seuil donné, le relais reste excité jusqu'au déclenchement, ou jusqu'au

retour à une tension correcte.

Le but de cette fonction est l'élimination totale du défaut, en cas d'élimination partielle par les relais du réseau.

Seconde solution proposée: Protection d'impédance (ANSI standard 21)

C'est une protection de distance classique, qui peut contenir une fonction antipompage. (voir troisième partie)





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AIDE INFORMATISEE AU REGLAGE DES PROTECTIONS

DE DISTANCE

installées sur les lignes du réseau de transport d’énergie électrique

(voir aussi la notice)

1 - Exposé du problème

Les fabricants de protections de distance rivalisent d’astuces pour améliorer les

performances de leurs équipements, mais une grande partie de leur ingéniosité peut s’avérer

inutile si les réglages , qui sont à la charge de l’exploitant, ne sont pas correctement

déterminés.

A priori, le problème des réglages semble simple:

il s’agit de régler la caractéristique de mise en route, et éventuellement la

caractéristique d’antipompage, de telle manière que la protection ne soit pas sollicitée

lorsqu’il n’y a pas de court circuit sur le réseau avoisinant.

Pour cela, il suffit de délimiter, dans un même plan d’impédance, le domaine où le

point de fonctionnement hors court circuit peut se trouver, et de placer les caractéristiques dela protection de telle manière qu’elles n’empiètent pas sur ce domaine.

Pourtant, dans la pratique, de nombreuses causes d’erreur apparaissent.

Elles sont essentiellement dues au fait que les différents comparateurs n’utilisent pas,

d’une protection à l’autre, ou même à l’intérieur d’une même protection, les mêmes tensions

et courants comme grandeurs d’entrée.

Ceci revient à dire qu’ils ne travaillent pas dans les mêmes plans d’impédance.




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1 - 1 - Grandeurs d’entrée des protections

Quelques exemples (voir annexe 6):

- 7SA511 de Siemens

Boucles phase-terre: Va / (Ia + ko*Ir); ...

Boucles phase-phase: (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

Antipompage: (Va - Vb) / (Ia - Ib)

- EPAC et PXLN de Alstom

Boucles phase-terre, bandes horizontales: Va / (Ia + ko*Ir); ...

Boucles phase-terre, bandes obliques: Va / Ia ; ...


Antipompage: id boucles phase-terre

-PD3A de Alstom



Boucles phase-phase, bandes horizontales: (Va - Vb) / (Ia - Ib); ...

Boucles phase-phase, bandes obliques: (Va - Vb) / Ia; ...

Antipompage: id boucles phase-phase

- PDS de Alstom




Antipompage: id boucles phase-terre, bandes obliques

- PXLC de Alstom

Boucles phase-terre: Va / Ia ; ...

Boucles phase-phase: (Va - Vb) / Ia ; ...


- PXLP de Alstom

Boucles phase-terre, image aval: Va / (Ia + ko*Ir); ...

Boucles phase-terre, image amont: Va / Ia ; ...





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- RAZOA de ABB

Boucles phase-terre: Va / Ia ; ...Boucles phase-phase: (Va - Vc) / Ia; ...

Antipompage: Va / Ia

- REL 100 de ABB


Boucles phase-terre, bandes verticales: Va / Ia ; ...

Boucles phase-terre, sélection de phase: Va / Ia


Boucles phase-phase, sélection de phase: (Va - Vb) / Ia


- REZ1 de ASEA (ABB)

Boucles phase-terre, relais mho: Va / (Ia + ko*Ir); ...

Boucles phase-terre, parallellogramme: Va / Ia ; ...



- RXAP de la compagnie des compteurs (ALSTOM)

Boucles phase-terre: Va / 2 * Ia ; ...

Boucles phase-phase: (Va - Vb) / 2 * Ia ; ...


- S 321 - 5 de Schweitzer

Boucles phase-terre: Va / (Ia + ko * Ir) ; ...

Boucles phase-phase: (Va - Vb) / (Ia - Ib) ; ...


- LZ 95 de BBC ( ABB)




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Boucles phase-terre: Va / Ia ; ...

Boucles phase-phase: (Va - Vc) / Ia ; ...


nota:

les grandeurs données ci-dessus constituent une simplification par rapport au

fonctionnement de ces protections.

En effet la plupart d’entre elles utilisent des comparateurs à trois entrées, comportant:

- une tension,

- une intensité représentative du courant circulant dans la ligne,

- une intensité représentative du courant circulant dans le défaut.

Par exemple, la protection PDS utilise, pour les bandes horizontales de la boucle an:

- la tension Va,

- le courant Ia + ko * Ir,

- le courant Ia + Ir.

Autre exemple, La S 321-5 utilise, pour la boucle a-n,

- la tension Va,

- le courant Ia + ko * Ir,

- le courant (3 / 2) * (Iia + Io).

Mais dans les cas de fonctionnement hors défaut ces courants sont en phase et nous pouvons nous ramener à une mesure dans un plan d’impédance..




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1 - 2 - Plans d’impédance

Pour assurer la compatibilité entre

- la caractéristique de mise en route , et éventuellement d’antipompage, d’une part,

-la caractéristique de fonctionnement hors défaut, d’autre part,

il faut que les deux premières caractéristiques se trouvent obligatoirement à l’intérieur de la

troisième.

Pour que cette comparaison soit aisée, il faut que les trois caractéristiques soient tracées dans

le même plan d’impédance, pour chacune des boucles de mesure.

Or, les rapports entre les grandeurs d’entrée définies précédemment correspondent à des plans

d’impédance différents d’une protection à l’autre.

En revanche les mesures de distances sont toujours élaborées dans les mêmes plans, à savoir:

- pour les boucles phase-phase (Va - Vb) / (Ia - Ib)

- pour les boucles phase-terre Va / (Ia + ko * Ir)

Il semble donc normal de ramener toutes les impédances dans ces plans.

Ceci conduit à des rotations et à des homothéties de caractéristiques, différentes suivant que

l’on se trouve en fonctionnement hors défaut ou en régime de défaut.

En effet: en régime de fonctionnement hors défaut équilibré,

j * 30°

Ia - Ib = Ia *3 * e

Ia + ko * Ir = Ia

alors qu’en cas de défaut biphasé sur une ligne en antenne à vide

Ia - Ib = 2 * Ia

et en cas de défaut monophasé sur une ligne en antenne à vide

Ia + ko * Ir = Ia * (1 + ko)




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exemples:

Caractéristique élaborée par la PXLC dans le plan (Va - Vb) / Ia

Plan (Va - Vb) / Ia Plan (Va - Vb) / (Ia - Ib) Plan (Va - Vb) / (Ia - Ib)

en cas de défaut biphasé en cas de transit équilibré

rapport 2 rapport √ 3, rotation 30°

Caractéristique élaborée par la RAZOA dans le plan (Va - Vc ) / Ia

Plan (Va - Vc) / Ia Plan (Va - Vc) / (Ia - Ic ) Plan (Va - Vc) / (Ia - Ic)

en cas de défaut biphasé en cas de transit équilibré

rapport 2 rapport √ 3, rotation + 30°




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Caractéristique élaborée par la PD3A

Droites horizontales obtenues par un comparateur travaillant dans le plan Va / (Ia + ko * Ir)

Droites obliques obtenues par un comparateur travaillant dans le plan Va / Ia

Plan Va / Ia Plan Va / Ia

en cas de défaut a-terre en cas de transit équilibré

Xaval(1 + ko)

Xaval

Rd Rd

aplatissement

Plan Va / (Ia + ko * Ir ) Plan Va / (Ia + ko * Ir )en cas de défaut a-terre en cas de transit équilibré

X aval X aval

Rd / (1 + ko) Rd

étirement horizontal




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1 - 3 - Caractéristique de fonctionnement hors défaut

1 - 3 - 1 - Caractéristique de transit normal.

Elle est tracée dans le plan des impédances directes.

Traditionnellement, la caractéristique suivante est utilisée:

Transit amont Transit aval

Les points représentatifs du transit se trouvent

- à l’extérieur d’un cercle de rayon Vmin / Imax,

Vmin étant la tension minimale au poste et Imax l’intensité maximale sur la ligne,

- entre deux droites inclinées de ± 30 ° sur l’axe des R,

car il est généralement admis que la puissance réactive transitant sur une ligne ne dépasse pas

la moitié de sa puissance active.

Mais une telle caractéristique peut s’avérer inutilement contraignante.

En effet les dispatchers conduisent le réseau dont ils ont la charge de telle manière que:

- la tension reste située, dans chaque poste, à l’intérieur d’une plage limitée par une

tension minimale Vmin et une tension maximale Vmax, ces valeurs étant définies pour chaque

niveau de tension,

- le courant reste situé au-dessous du courant maximal admissible Imax.

En revanche, ils ne contrôlent pas le rapport entre puissance active et puissance réactive. Letracé des droites à 30° résulte d’une constatation a posteriori et non d’une règle d’exploitation.




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L’observation des règles ci-dessus conduit à placer le point de fonctionnement à l’extérieur

des 4 cercles suivants:

C1 = cercle obtenu lorsqu’à l’extrémité A où se trouve la protection la tension vaut Vmin, et

le courant Imax,

C2 = cercle obtenu lorsqu’à l’extrémité opposée B la tension vaut Vmin, et le courant Imax,

C3 = cercle obtenue lorsque VA = Vmax et VB = Vmin, et que les deux tensions tournent

l’une par rapport à l’autre,

C4 = cercle obtenu lorsque VA = Vmin et VB = Vmax, et que les deux tensions tournent l’une

par rapport à l’autre.

De plus nous conservons les deux droites à ± 30 °, qui théoriquement peuvent être

transgressées sans que le dispatcher soit alerté, mais qui, dans la pratique, ne le sont pas.

C3

C2

B

transit aval

transit amont

C1 A

C4

droite

limitant la

puissance réactive




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1 - 3 - 2 - Report de charge triphasé (voir annexe 2)

Lorsqu’un défaut apparaît sur une ligne, il provoque le déclenchement des disjoncteurs de la

ligne, puis, au bout d’un temps variant de quelques centaines de millisecondes à quelques

secondes, leur réenclenchement, réussi dans 95% des cas.

Pendant le temps où la ligne est isolée, les autres lignes du réseau se trouvent momentanément

surchargées.

Il est important qu’à ce moment là, les protections de ces lignes ne provoquent pas de

déclenchement intempestif.

Le cas le plus contraignant est celui que l’on rencontre lorsque deux réseaux sont reliés par

deux lignes en parallèle, et lorsque dans chacune d’entre elles circule l’intensité maximale

compatible avec la géométrie de la ligne.

Si l’une d’elles déclenche, le transit sur l’autre ligne se trouve multiplié par un facteur que

l’on prend généralement égal à 2.

En fait ce rapport est dans la plupart des cas inférieur à 2, et d’autant plus faible que:

- la ligne est plus longue,

- le transit initial est plus important,

- les réseaux d’extrémité sont plus puissants.

Une valeur maximale de ce coefficient pour une ligne et un transit donné peut être déterminée.

Elle correspond à la valeur minimale des puissances de court circuit des postes d’extrémité

compatible avec les valeurs de Vmax, Vmin et Imax.

exemple:

- ligne 400 kV,

- longueur 200 km (ZL = 50 Ω),

- courant de transit maximal 2000 A.

Le coefficient de report de charge maximal est de 1,7.




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1 - 3 - 3 - Report de charge monophasé ( voir annexe 2)

Sur les réseaux 400 kV et 225 kV, il est demandé aux systèmes protection - réenclencheur de

ne commander le déclenchement que d’un seul pôle de disjoncteur, si un court circuit

monophasé apparaît.

Ceci conduit à un report de charge déséquilibré sur les autres lignes du réseau.

Les contraintes créées par ce type de report diffèrent d’une protection à l’autre:

- si une protection est dotée d’un relais de courant homopolaire à seuil fixe, réglé par

exemple à 20 % de l’intensité nominale, en cas de transit supérieur à l’intensité nominale elle

est orientée sur les boucles phase-terre,

- si elle est dotée d’un relais à pourcentage, réglé par exemple à 20 % de l’intensité de

phase la plus élevée, elle reste orientée sur les boucles phase-phase.

Ensuite, le comportement de la protection dépend des grandeurs d’entrée sur les comparateurs.

Une analyse doit être faite pour chaque protection.




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1 - 3 - 4 - Protection des sorties de centrales de production d’énergie

Une caractéristique de transit particulière est demandée pour le réglage des protections placées

sur les lignes d’évacuation de groupes de production.

Pour la protection placée coté centrale et orientée vers le réseau, les points représentatifs dutransit doivent alors se trouver à l’extérieur de :

- un cercle Cs centré sur l’origine, et déterminé par la puissance apparente maximale

du groupe,

- un cercle Cp centré sur l’axe des R et passant par l’origine, et déterminé par la

puissance active du groupe,

- les cercles C3 et C4 définis précédemment.

Ils doivent aussi se trouver à droite de l’image de la ligne, le transit se faisant

nécessairement de la centrale vers le poste.

C3pas de transit amont

Zone de transit

Cs aval

Cp

C4




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Pour une protection située au poste et orientée vers la centrale,

nous obtenons une caractéristique se déduisant de celle décrite ci-dessus par:

- une symétrie autour de l’origine

- et une translation égale à l’image de la ligne.

1 - 3 - 5 - Alimentation des clients

Une caractéristique particulière est demandée pour l’alimentation des postes client:

comme le dispatcher ne peut pas agir sur la tension chez le client, et que de plus la

charge peut être, pour certaines applications particulières telles que les fours à arc, fortement

inductive,

la caractéristique de transit se réduit au cercle C1.




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2 - Programme de calcul réalisé pour EDF.

Ce programme a été élaboré non pas pour imposer, mais pour proposer des valeurs de

réglage.

Le régleur peut ensuite les modifier et vérifier leur validité sur le diagramme ainsi obtenu.

Le nom du programme est PARAPLUIE, c’est à dire:

Programme d’

Aide au

Réglage des

Appareils de

Protection de

Ligne

Utilisant l’

Impédance

Electrique.




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2 - 1 - Grandeurs spécifiées:

Tension nominale composée 400 kV; 225 kV; 90 kV; 63 kV

Tension minimale composée 360 kV; 200 kV; 77 kV; 54 kV

Tension maximale composée 420 kV; 245 kV; 100 kV; 73 kV

Courant de court circuit maximal: 63 kA; 40 kA 31 kA; 31 kA

2 - 2 - Cas de réseau pris en compte

2 - 2 - 1 - Reports de charge

Ils sont traités en s’appuyant sur la note D 5840- CE - 96-30 « détermination de l’impédance

apparente et des reports de charge au cours des cycles de réenclenchement monophasés et

triphasés » du guide de réglage.

Les reports de charge peuvent être monophasés ou triphasés.

Nous pouvons entrer de manière indépendante

- le courant maximal en deçà duquel un report de charge triphasé ne doit pas mettre en

route la protection,

- le courant maximal en deçà duquel un report de charge monophasé ne doit pas mettreen route la protection,

- le courant maximal en deçà duquel la protection ne doit pas se mettre en route, mais

pour lequel l’insensibilité aux reports de charge n’est pas demandée.

2 - 2 - 2 - Protection des sorties de centrales

le programme traite aussi bien le cas des protections placées sur la ligne coté centrale

(liaison longue) que celui des protections placées sur la ligne coté poste (liaison longue ou

courte).

2 - 2 - 3 - Alimentation des clients

Dans ce cas, seule est prise en compte l’intensité maximale qu’EDF s’est engagée à

fournir au client. Les reports de charge ne sont pas pris en compte.




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2 - 3 - Type de ligne pris en compte

La ligne protégée peut être

- simple,

- double , c’est à dire associée à une ligne en parallèle par une impédance mutuellehomopolaire,

- double sur une partie de sa longueur,

- à trois extrémités.

Dans ce cas un test est réalisé pour savoir si tous les défauts peuvent être vus en première

zone par au moins une extrémité.

Ce test est réalisé conformémént aux indications de la note D 631.91 / BD / LB / n°

3002 « lignes à trois extrémités » de Bernard Duchêne.

La ligne peut posséder ou non un cable de garde.

Les systèmes de téléaction pris en compte sont:

-l’accélération de stade

- le blocage.

2 - 4 - Protections traitées

7SA 511; EPAC; PDS; PD3A;

PXLP; PXLN; PXLC; RAZOA;REZ1; REL 100; RXAP; S 321-5.

Chacune d’elles a fait l’objet d’une étude préalable (notes D 5840 / CE / 1 à 12)

Pour chacune d’entre elles le programme

- fournit un ensemble de tableaux proposant une valeur de réglage pour chacun des

paramètres,

- dessine la caractéristique de transit et la caractéristique de la protection tracée à partir

de ces paramètres de réglage.

- élabore un ensemble de diagnostics permettant au régleur de vérifier que certaines

contraintes définies dans le guide de réglage ont bien été respectées.

Le régleur peut ensuite modifier les valeurs proposées. Le programme re - dessine

alors la caractéristique obtenue à partir de ces nouvelles valeurs.

Lorsque le régleur est satisfait, il commande l’impression des réglages

sur une feuille qui peut être transmise aux personnes chargées d ’afficher les réglages sur les

protections.




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Une autre possibilité est offerte, pour parfaire les réglages:

la superposition, dans un même plan, des caractéristiques de deux protections situées

- soit au même point,

- soit aux deux extrémités d’une même ligne,- soit sur deux départs d’un même poste.

Ceci permet de détecter certains risques de déclenchement intempestif ou de défaillance dus à

l’incompatibilité des caractéristiques de certaines protections entre elles.

2 - 5 - Mise en oeuvre du programme

Le programme a été réalisé en utilisant le logiciel VISUAL BASIC. L’exécutable

occupe environ 2,5 Mégaoctets.




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Michel Lami

4, Allée des Poiriers, 54520 Laxou

Tel 03 8341 131506 6245 4113

E.mail [email protected]

PARAPLUIE Notice d'utilisation

Parapluie signifie:

Programme d’Aide au Réglage des Appareils de Protection de Ligne Utilisant l’Impédance Electrique

Il a pour but de fournir une aide aux personnes chargées de déterminer les réglages des protections dedistance installées sur les lignes de transport d'énergie électrique à haute et très haute tension.

Ces réglages doivent être tels qu'ils permettent aux protections d'être aussi sensibles que possible auxdéfauts résistants, tout en restant insensibles aux divers phénomènes pouvant se produire lorsque la ligne estsaine: transits élevés, reports de charge, pertes de synchronisme.

mis à jour le 4 Juillet 2001




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Documentation de référence:

Notes concernant le comportement du réseau:

Détermination de l'impédance apparente et des reports de charge au cours des cycles de réenclenchementmonophasés et triphasés, D 5840 - CE - 96-30 [57], reprise dans l'annexe 2

Etude du comportement des protections de distance sur les lignes à trois extrémités,D.633.91/ BD / LB / N°3002. [57]

Un résumé de cette note est donné en annexe 10

Notes concernant le comportement des protections

Caractéristiques de quelques protections de distance (annexe 6):

généralités

réglage de la 7 SA 511

réglage de la EPAC; (groupée avec la PXLN)

réglage de la PD3A

réglage de la PDS;

réglage de la PXLC;

réglage de la PXLP; (traite aussi de la mise en route impédancemétrique de la DIFL)

réglage de la PXLN;

réglage de la RAZOA;

réglage de la REL 100;

réglage de la REZ1;

réglage de la RXAP;

réglage de la S 321-5;

réglage de la LZ 95; (non installée sur PARAPLUIE)




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SOMMAIRE

1

- Caractéristiques prises en compte pour les lignes à protéger 4

1 - 1 - Plans de référence 4

1 - 2 - Fonctions de la ligne à protéger 4 1 - 2 - 1 - Liaison d’interconnexion 5 1 - 2 - 2 - Liaison centrale - poste, protection placée à la centrale 5 1 - 2 - 3 - Liaison centrale - poste, protection placée au poste 5 1 - 2 - 4 - Alimentation d’un client 5

1 - 3 - Caractéristiques les plus contraignantes pour les lignes d’interconnexion 6 1 - 3 - 1 - Caractéristique dite « triphasés » 6 1 - 3 - 2 - Caractéristique dite « monophasée » 6 1 - 3 - 3 - Caractéristique dite « maximale » 6

1 - 4 - Dispositions constructives de la ligne 6

2 - Description des différentes fenêtres du programme 7

2 - 1 - Fenêtre de démarrage 7

2 - 2 - Fenêtre principale de réglage d’une protection 9 2 - 2 - 1 - Zone de menu 9 2 - 2 - 1 - 1 - Zone de menu « poste » 9 2 - 2 - 1 - 2 - Zone de menu « réseau » 102 - 2 - 1 - 3 - Zone de menu « tracé » 10

2 - 2 - 1 - 4 - Zone de menu « à propos » 10 2 - 2 - 2 - Icônes 11 2 - 2 - 3 - Zone de tracé 12 2 - 2 - 4 - Zone « caractéristique » 12 2 - 2 - 5 - Zone « report de charge » 12 2 - 2 - 6 - Ligne de statut 12

2 - 3 - Superposition des réglages 13

3 - Mise en œuvre 15

3 - 1 - Installation du programme « Parapluie » 15

3 - 2 - Démarrage 15 3 - 3 - Menu « réseau » 15

3 - 4 - Double clic dans la zone « transit » 153 - 4 - 1 - Ligne à deux extrémités 153 - 4 - 2 - Ligne à trois extrémités 18

3 - 5 - Modification des valeurs proposées 19

3 - 6 - Diagnostics 19

3 - 7 - Impression 19

3 - 8 - Fin de l’étude 19

4 - Observations concernant chaque protection 20




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NOTICE D’UTILISATION

1 - Caractéristiques prises en compte pour les lignes à protéger

1 - 1 - Plans de référence (voir annexe 6)

Les réglages sont obtenus en traçant dans un même plan d'impédance la caractéristique de transit vue parla protection sur chacune de ses boucles de mesure et les caractéristiques de la protection (mise en route, anti-pompage, zones de mesure de distance).

Les plans utilisés sont:

Va - Vb Vb - Vc Vc - Vapour les boucles phase - phase


Va Vb Vcpour les boucles phase - terre

Ia + ko * Ir Ib + ko * Ir Ic + ko * Ir

1 - 2 - Fonctions de la ligne à protéger (voir annexe 2)

1 - 2 - 1 - Liaison d'interconnexion

C'est une ligne qui relie deux (ou trois) postes du réseau de transport. Dans chacun de ces postes lespersonnes chargées de la conduite du réseau surveillent d'une part la tension, qui doit rester située dans unefourchette comprise entre deus valeurs Vmin et Vmax, et d'autre part l'intensité, qui doit rester inférieure à unevaleur maximale It définie à partir des tableaux «IMAP».

Le point représentatif du transit en régime équilibré se trouve à l'extérieur d'une caractéristique forméede quatre cercles:

cercle C1 obtenu lorsque I = It et V = Vmin à l'origine de la ligne (point où se trouve placée laprotection considérée);

cercle C2 obtenu lorsque I = It et V = Vmin à l'extrémité de la ligne;

cercle C3 obtenu lorsque V = Vmin à l'extrémité de la ligne, et V = Vmax à l'origine de la ligne, etque ces deux tensions tournent l'une par rapport à l'autre de 0° à 360 °;

cercle C4 obtenu lorsque V = Vmax à l'extrémité de la ligne, et V = Vmin à l'origine de la ligne, etque ces deux tensions tournent l'une par rapport à l'autre de 0° à 360 °.

Nota: si la ligne est une antenne passive, et si la protection se trouve coté source, les points defonctionnement se trouvent nécessairement à droite de l'image de la ligne. Réciproquement, si la protection setrouve du coté du poste passif, les points de fonctionnement se trouvent à gauche de l'image de la ligne. Cetteparticularité n'est pas prise en compte dans Parapluie.

En cas de régime déséquilibré, c'est à dire de report monophasé depuis une autre ligne, la caractéristiqueest analogue, mais les rayons des cercles C1 et C2 sont modifiés.

Le cas du réenclenchement monophasé sur une ligne reliant deux réseaux indépendants n’est pas étudié,

car il est supposé peu contraignant.




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1 - 2 - 2 - Liaison centrale - poste, protection placée à la centrale.

Comme la puissance s'écoule toujours de la centrale vers la ligne, le point représentatif du transit setrouve à droite de l'image de la ligne. Il se trouve de plus situé à l'extérieur d'une caractéristique formée par lescercles suivants:

cercle C1, centré sur l'origine, et de rayon 3 * Vmin² / Smax. Il prend en compte la puissanceapparente maximale fournie par la centrale;

cercle C2, passant par l'origine et centré sur l'axe des R, à droite de l'image de la ligne, de rayon3 * Vmin² / 2 * Pmax. Il prend en compte la puissance active maximale fournie par la centrale;

cercles C3 et C4 définis comme ci-dessus.

Nous admettons que le régime déséquilibré, c'est à dire le cycle monophasé sur la ligne considérée, neconduit pas à une contrainte supplémentaire.

1 - 2 - 3 - Liaison poste - centrale, protection placée au poste.

Comme la puissance s'écoule toujours de la centrale vers la ligne, le point représentatif du transit setrouve à gauche de l'image de la ligne. Il se trouve de plus situé à l'extérieur d'une caractéristique formée par lescercles suivants:

cercle C1, centré sur l'extrémité de la ligne, et de rayon 3 * Vmin² / Smax. Il prend en compte lapuissance apparente maximale fournie par la centrale;

cercle C2, passant par l'extrémité de la ligne et centré sur une droite horizontale passant par cetteextrémité, à gauche de l'image de la ligne, de rayon 3 * Vmin² / 2 * Pmax. Il prend en compte la puissance activemaximale fournie par la centrale;

cercles C3 et C4 définis comme ci-dessus.

1 - 2 - 4 - Alimentation d'un client.

Comme EDF n'est pas maître de la tension aux bornes du client, la caractéristique de transit se réduit aucercle C1 tel que défini au § 1-2-1.

Si le client est alimenté par deux lignes, nous admettons que la contrainte maximale est obtenue lorsqueune seule ligne est parcourue en régime équilibré par le courant maximal pouvant transiter sur l’ensemble desdeux lignes.

Le cycle de réenclenchement n’est pas étudié, car il dépend du schéma du réseau du client.

.




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1 - 3 - Caractéristiques les plus contraignantes pour les lignes d'interconnexion

1 - 3 - 1 - Caractéristique dite « triphasée »

Elle est obtenue lorsque l'intensité circulant dans la ligne a la valeur I tri, et qu'un cycle deréenclenchement triphasé se produit sur une ligne adjacente.

1 - 3 - 2 - Caractéristique dite « monophasée »

Elle est obtenue lorsque l'intensité circulant dans la ligne a une valeur I mono, et qu'un cycle deréenclenchement monophasé se produit sur une ligne adjacente.

1 - 3 - 3 - Caractéristique dite « maximale »

Elle est obtenue lorsque l'intensité circulant dans la ligne a une valeur I max. Dans ce cas l'insensibilitéaux reports mono - et triphasés n'est pas demandée.

Les trois valeurs sont liées par: Itri ≤ I mono ≤ I max

1 - 4 - Dispositions constructives de la ligne .

Elle peut être

simple;

double, c'est à dire cheminant sur la même file de pylône qu'une autre ligne, sur toute sa longueur.Dans ce cas, il faut prendre en compte le coefficient d'inductance mutuelle homopolaire, et régler les zonesdifféremment;

double sur une partie seulement . Elle est alors décomposée en deux tronçons, le tronçon double étant

toujours le premier;

à trois extrémités. Elle est alors traitée en utilisant l'annexe 10.

Elle peut aussi

être longue ou courte

posséder ou non un câble de garde. Cette particularité n'a d'influence que pour les lignes doubles.




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2 - Description des différentes fenêtres

2 - 1 - Fenêtre titre

Pour commencer, la case « superposer deux protections » n’est pas cochée. Sinon voir § 23.

Dans cette fenêtre tu dois saisir obligatoirement le nom du poste A, du poste B, et de la protection.Saisis le nom du poste C s'il y a lieu.

Le programme comporte une base de données qui permet de garder en mémoire les noms des liaisonsprécédemment étudiées, les paramètres correspondants et les réglages des protections qui leur sont affectées.

Chaque liaison comporte soit deux extrémités (poste A - poste B), soit trois extrémités (poste A - posteB - poste C).

A un poste A peuvent correspondre plusieurs postes B, donc plusieurs liaisons, mais à un poste B nepeut correspondre qu'un poste C.

Les liaisons à trois extrémités doivent être entrées de telle manière que les distances entre les postes et lepoint de piquage Z soient telles que:

Poste A - Z < poste B - Z < poste C - Z

Les protections placées à chaque extrémité d'une liaison peuvent être soit différentes, soit identiques.Dans ce dernier cas, chacune d'elles est distinguée des autres par un numéro (de 1 à 6), qui sera choisi lors de sonenregistrement dans la base de données. Ce numéro n'apparaît que si tu choisis une protection déjà enregistrée. Iln'apparaît pas si tu choisis «nouvelle protection».

Si tu choisis une protection déjà enregistrée et son numéro, et si tu cliques sur «supprimer», une fenêtreapparaît, te permettant de supprimer soit la protection, soit la liaison et toutes les protections qui lui sontassociées, soit toutes les liaisons partant du poste A.

Si tu choisis une protection et son numéro et si tu cliques sur «ouvrir», le diagramme de la protection apparaît.




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Si tu choisis «nouvelle protection» dans «nom de la protection» et si tu cliques sur «ouvrir», la fenêtresuivante s'ouvre:

Choisis la protection que tu désires placer, et confirme ou non dans la fenêtre suivante:




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2 - 2 - Fenêtre principale de réglage d'une protection

Lorsque tu as confirmé le choix de la protection, la fenêtre principale s'ouvre. Sur la zone de tracé, seulsles axes de coordonnées apparaissent.

2 - 2 - 1 - Zone de menu

2 - 2 - 1 - 1 - Zone de menu « poste »

Sauvegarde permet de sauvegarder les valeurs « réseau » qui ont été entrées dans les fenêtres suivantes,ainsi que les paramètres de réglage correspondants de la protection. À l'ouverture d'une autre session sur la mêmeliaison, avec la même protection, et avec le même numéro, ces réglages seront réaffichés.

Changer fait apparaître la fenêtre titre, qui permet de choisir une autre protection, ou une autre liaison.

Quitter permet de sortir du programme.




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2 - 2 - 1 - 2 - Zone de menu « réseau »

Option réseau ouvre 4 fenêtres qui permettent d'entrer les paramètres du réseau

nota:- lorsque tu inscrits un renseignement dans une fenêtre les autres fenêtres peuvent se trouver modifiées.

Par exemple si dans la fenêtre « type de réseau » tu choisis « liaison centrale poste », dans la fenêtre « impédance- puissance » apparaissent les champs « Puissance maximale du groupe », et « puissance apparente maximale dugroupe ». Les intensités affichées dans la fenêtre «intensités» ne sont plus affichées.

- dans la fenêtre « impédance - puissance », des valeurs de réactance de transformateurs sont demandées.Ce sont les réactances directes des transformateurs situés à chaque extrémité de la ligne. Elles sont utilisées pourréaliser des diagnostics: la protection détecte-t-elle des défauts de l’autre coté des transformateurs?

- si tu as choisi les 3 postes, les choix de type de réseau ne sont plus possibles. Seule l'option «ligned'interconnexion simple» est possible.

valeurs réseau ouvre une fenêtre (ligne simple ou double), ou deux fenêtres (ligne double en partie), ou trois

fenêtres (ligne à trois extrémités), qui permettent d'entrer les paramètres électriques liés à la structuregéométrique de la ligne.

Pour les lignes doubles en partie, le premier tronçon est celui qui comporte une mutuelle homopolaire,quelle que soit sa position géographique.

ligne double, ou ligne triple, permet de choisir la position de la protection sur la liaison. De plus ligne triple ouvre 2 autres fenêtres permettant d'entrer les paramètres définis dans la note n°[2].Nota: si les impédances des trois tronçons ne sont pas entrées par valeur croissante, les tests de protégeabilité dela liaison risquent d'être faux.

2 - 2 - 1 - 3 - Zone de menu « tracé »

Pour chacun des éléments répertoriés, à savoir transit,

image de la ligne,

zone d'antipompage,

report monophasé,

report triphasé,

zones,

directionnel,

tu peux faire apparaître une palette de couleurs qui permette de donner la couleur que l'on veut à l'élémentcorrespondant, lorsque le tracé a été effectué.

Imprimer fait apparaître une fenêtre permettant de faire imprimer tout ou partie des résultats du calcul de réglage:diagramme, paramètres, diagnostics.

2 - 2 - 1 - 4 - Zone de menu « à propos »

Elle permet de faire apparaître l'icône de Parapluie.




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2 - 2 - 2 - Icônes

Ce sont des « boutons » dont le rôle n'est pas primordial pour le réglage de la protection ; ils fournissent desservices annexes.

Périphériques

Impression du tracé et des réglages de la protection. Son rôle est le même que lacommande « imprimer » de la zone de menu « tracer »

Sauvegarde des paramètres de la ligne et les réglages de la protection. Son rôle est lemême que la commande « sauvegarder » de la zone de menu « poste »

Outils de dessin

Pas d'option de dessin active.

Saisie de texte. Clique sur la zone de tracé : une zone de saisie de texte apparaît. Tape tontexte, puis Entrée () pour valider.Tu pourras ultérieurement modifier le texte saisi, en cliquant dessus (remarquez la formedifférente du pointeur souris, en I) ; lors de la saisie du texte, Del () efface le derniercaractère saisi, et la touche d'échappement (Échap) efface la zone de texte.Courbes à main levée. Sur la zone de tracé, garde le bouton gauche de la souris appuyé etdéplace la souris. Le dessin se fait uniquement avec une largeur de un pixel, dans lamême couleur que les axes.Gomme. Utilise-la de la même manière que la courbe à main levée. Elle efface tout, sauf le texte (voir plus haut pour effacer une zone de texte).

Tracé de cercles. Garde le bouton gauche de la souris appuyé et déplace la souris ducentre vers le périmètre.

Si tu maintiens la touche Shift (

) enfoncée quand tu cliques, un menu apparaît pourchoisir la couleur, l'épaisseur et le style du trait.Tracé de lignes. Garde le bouton gauche de la souris appuyé et déplace la souris d'uneextrémité à l'autre de la ligne.Si tu maintiens la touche Shift () enfoncée quand tu cliques, un menu apparaît pourchoisir la couleur, l'épaisseur et le style du trait.

Options de tracé

Ajoute les points importants au tracé (points névralgiques et centres des cercles detransit...)

Ajoute les points importants au tracé avec leur nom.

Trace, en plus de l'enveloppe du transit, les cercles complets en pointillé.

Diagnostics et Aide

Affiche la fenêtre des diagnostics de réglage.

Affiche une petite aide sur l'utilisation des icônes.

2 - 2 - 3 - Zone de tracé




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Cette zone est réservée au tracé de la caractéristique de transit de la ligne et, en superposition, la caractéristiquede réglage de la protection.

Menu de « zoom »

Ce menu est activé en cliquant sur la zone de tracé avec le bouton droit de la souris.Voici le rôle des différents éléments du menu.

Redessiner

Efface la zone de tracé, et redessine la zone de transit et lacaractéristique de la protection.Avertissement : les tracés optionnels (dessin à main levée, textesajoutés... — voir section 3.2.2.2.) sont effacés.

Zoom Idéal Ajuste le tracé à la taille de la caractéristique de transit et redessine (voir ci-dessus, en particulier l'avertissement).

Zoom +Agrandit le tracé, en le centrant sur l'origine, et redessine (voirci-dessus, en particulier l'avertissement).

Zoom -Réduit le tracé, en le centrant sur l'origine, et redessine (voir

ci-dessus, en particulier l'avertissement).

Zoom...

Agrandissement personnalisé : trace la zone à visualiser dans uncarré, en traçant ce dernier du centre vers le bord (appuie sur lebouton gauche de la souris pour sélectionner le centre et, sans

lâcher le bouton, tire la souris pour agrandir le carré jusqu'àenglober la section à agrandir) ; puis le programme redessine (voirci-dessus, en particulier l'avertissement).

2 - 2 - 4 - Zone «Caractéristique »

Elle fait apparaître ou non la caractéristique cliquée avec le bouton de gauche.Elle modifie la couleur de la caractéristique cliquée avec le bouton de droite.

2 - 2 - 5 - Zone « report de charge »

Si tu cliques:

sur « triphasé »: la caractéristique de transit qui a été calculée lors d’un report de charge triphasé seraapparente;

sur « monophasé »: la zone de transit qui a été calculée lors d’un report de charge monophasé sera apparente;

sur « transit maximal »: la zone de transit qui a été calculée sans report de charge sera apparente.

Si tu cliques

sur le bouton « Réglage » et que l’option « Régler » est activé, toutes les valeurs de réglages de la protectionseront recalculées à partir des données fournies dans les zones de menu;

sur le bouton « Réglage » et que l’option « modifier » est activée, aucune valeur ne sera modifiée dans ce cas.

Le bouton « Régler » ouvre la fenêtre de la protection.

2 - 2 - 6 - Ligne de statut

Cette ligne en bas de la fenêtre principale précise le rôle de la commande ou de l'objet pointé par lasouris.




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2-3- Superposition des réglages

Pour utiliser cette possibilité, il faut au préalable avoir calculé les réglages de deux protections.

Dans la fenêtre titre, coche la case « superposer deux protections ». Deux onglets apparaissent.

Rentre l'adresse de la première protection (poste A, poste B, poste C, nom de la protection, numéro), puisclique l'onglet n° 2 pour entrer la deuxième protection. Clique « ouvrir ».

La fenêtre principale pour la superposition des réglages apparaît, mais sans le diagramme.

Dans la zone « position des postes », clique la case correspondant à la position des deux protections l'une parrapport à l'autre. Les deux diagrammes superposés apparaissent.

Pour rendre le diagramme plus lisible, tu peux supprimer l'un ou l'autre des éléments de ce diagramme.Pour cela clique le bouton « modifier l'affichage ».

Le bouton « détail des postes » te permet de visualiser la disposition des postes l'un par rapport à l'autre.

Les boutons « poste 1 » et « poste 2 » permettent de faire apparaître les fenêtres de réglage des protections.Ces fenêtres peuvent être modifiées comme précédemment.

Les icônes sont les mêmes que sur la fenêtre principale de réglage, ainsi que la ligne de statut.Cependant les feuilles de réglage éditées ici sont plus sommaires que celles éditées à partir de la fenêtreprincipale.

La zone de menu «poste» permet de:

sauvegarder les valeurs du poste 1; sauvegarder les valeurs du poste 2;

quitter.

La zone de menu «tracé» permet de choisir

la couleur du diagramme de la protection située au poste 1; la couleur du diagramme de la protection située au poste 2; la couleur de l'image de la ligne; la couleur des axes définissant l'emplacement du poste 2.




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3 - Mise en œuvre

Installation du programme Parapluie à partir d'un message internet

Crée le répertoire "site" attaché directement au lecteur C.

Télécharge dans ce répertoire les fichiers suivants:

poste.exe Erreur! Signet non défini. msvbvm.exe vb6frr.exe para.exe oleaut.exe

Les fichiers contenus dans ces répertoires sont compressés sous Winrar et autoextractibles.

Pour les décompresser, double - clique sur chacun d'eux. Un tableau apparaît. Clique sur "extract".Tu dois voir

apparaître, à coté des fichiers précédents, les fichiers:

Paraplui.exe (4586 ko) à coté de pebroc.exeBd1.mdb (262 ko) à coté de poste.exeMsvbvm60.dll (1376 ko) à coté de msvbvm.exeVb6fr.dll (117ko) à coté de vb6frr.exePara3.ico (1ko) à coté de para.exe (500 o)Oleoaut32.dll (600 ko) à coté de Oleaut.exe (300ko)

Télécharge le fichier install.exe qui n'est pas compressé.

Double - clique sur install.exe. Une fenêtre apparaît, dans laquelle tu peux placer l'exécutable et la base dedonnées à l'emplacement de ton choix. Clique ensuite sur "installer".

A la fin de l'installation, un tableau apparaît, contenant une icône sous titrée Parapluie. Change d'icône enutilisant para3.ico

En cliquant sur cette icône, tu dois lancer le programme. Une fenêtre doit s'afficher avec 5 combo - boxes et leslibellés ""poste A", "poste B", "poste C", "protection", "numéro".

Tu peux ensuite supprimer le répertoire "site", si l'installation est réussie.

3 - 1 - Démarrage.

Tape le nom du poste A, du poste B et, s'il y a lieu du poste C dans la fenêtre de démarrage.

Si le réglage de la protection étudiée n'a jamais été créé pour ce poste, choisis «Nouvelle Protection»dans la fenêtre «nom de la protection ».

Sinon, choisis dans la liste proposée la protection qui t'intéresse, avec son numéro.

Tape ensuite sur « ouvrir ». La fenêtre principale s'ouvre.

3 - 2 - Menu « réseau ».

Entre d'abord les propriétés de la ligne et de son environnement dans chacune des 4 fenêtres ouvertespar la commande « options réseau »:

- type de ligne: longue ou courte, liaison d’interconnexion, centrale - poste, client;- TC et TT : choix des tensions et courants nominaux, primaires et secondaires;




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- impédance - puissance: impédance directe des transformateurs d’extrémité, puissances desgroupes de production;

- intensités transit : intensités maximales de transit.

nota: si tu choisis « ligne courte », une ligne supplémentaire apparaît dans la fenêtre « impédances puissances »: impédance de première zone vue à l’autre extrémité . Le renseignement de cette ligne permet l’élaboration du

diagnostic « la première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection».

Entre ensuite les impédances de la ligne dans les fenêtres ouvertes (1, 2, ou 3) par la commande« valeurs réseau ».

S'il s'agit d'une ligne à deux extrémités, entre dans la fenêtre ouverte par la commande « ligne double » laposition de la protection

S'il s'agit d'une ligne à trois extrémités, entre dans la fenêtre ouverte par la commande « ligne triple »la position de la protection, et, si tel est le cas, coche la case « calculs de courant de court circuit disponibles ». 2nouveaux onglets apparaissent, ouvrant 2 fenêtres où tu peux entrer les valeurs des courants de court circuit.




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3 - 3 - Double clic dans la zone « transit »

C’est lui qui provoque le calcul des réglages

3 - 3 - 1 - ligne à deux extrémités

Le double clic sur « triphasé » provoque l'ouverture de la fenêtre des réglages de zones. Cette fenêtre tientcompte des données « réseau », mais pas de la protection considérée.

Clique « continuer ». Apparaît la fenêtre « report de charge », qui propose une valeur calculée pour lecoefficient de report de charge correspondant au courant Itri.

De plus se trouve affichée une valeur de réactance pour la ligne adjacente. C'est la même que la réactance XL dela ligne considérée. Tu peux alors:

- accepter le coefficient proposé, et cliquer sur « continuer »,- imposer une autre valeur, par exemple 2, en inscrivant cette valeur dans le champ correspondant,- prendre en compte la valeur réelle de la réactance de la liaison adjacente XLa, en inscrivant cette

valeur dans le champ correspondant, et la tension pour laquelle cette réactance a été déterminée grâce auxboutons prévus à cet effet, puis en cliquant sur le bouton « calculer ».




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Attention!

Dans ce dernier cas, si la valeur choisie pour la réactance de la liaison adjacente est inférieure à celle dela ligne considérée, le coefficient de report de charge peut devenir supérieur à 2. Mais dans ce cas unevérification s’impose, qui n’est pas réalisée dans le programme:

Le courant de transit Itria sur la liaison adjacente avant report se déduit du courant Itri circulant sur laligne considérée par:

Itria = Itri * XL / Xla

Si le courant Itri a la valeur maximale admissible pour la ligne considérée, le courant Itria ainsi trouvépeut avoir une valeur supérieure aux possibilités de transit de la liaison adjacente. Il faut alors repartir du courantItria admissible par cette ligne, recalculer le courant Itri et le réintroduire dans la quatrième fenêtre de la ligne demenu « option réseau ».

Lorsque tu as déterminé le coefficient de report de charge et la valeur de l’intensité triphasés Itri quite conviennent, tu cliques sur « continue », et les fenêtres de réglage de la protection apparaissent. Le calcul esteffectué en prenant en compte la contrainte créée par le courant Itri, avec le coefficient de report de charge

souhaité, et aussi le courant Imono avec un coefficient de report de charge égal à 1, et le courant Imax.

Si tu cliques sur OK, le diagramme correspondant au report de charge triphasé apparaît.

Tu peux ensuite double cliquer sur « monophasé » si ce bouton est valide.

Sa validité dépend de la protection considérée:




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les protections qui possèdent un module de courant de terre avec un seuil à pourcentage ne sont

pas commutées sur les boucles phase-terre en cas de report de charge monophasé, et dans ce cas le diagramme

obtenu est moins contraignant que celui obtenu en cas de report de charge triphasé. Le bouton est alors

invalide.

A contrario, les protections qui possèdent un module de courant de terre avec un seuil fixe sont

commutées sur les boucles phase-terre en cas de report de charge monophasé et de fort transit. Le bouton est alors valide.

La fenêtre de réglage de zones apparaît, identique à celle obtenue avec « triphasé ».

Tu fais ensuite apparaître la fenêtre « report de charge ». Une valeur apparaît dans le champ de « saisiedu coefficient de report de charge triphasé sur intensité admettant le report mono ». Il s'agit du coefficient dereport sur la phase la plus surchargée (voir annexe 2)

Tu peux ensuite ajuster ce coefficient comme précédemment. Ensuite, si tu cliques sur « continue », lesréglages sont calculés en fonction des contraintes créées par Itri pour les reports de charge triphasés, et Imonopour les reports de charge monophasés, avec leurs coefficients de report de charge correspondants, et par Imax

sans coefficient de report de charge.

Les fenêtres qui apparaissent alors te fournissent ces réglages.

Tu obtiens ensuite le diagramme correspondant au report monophasé.

Tu peux indifféremment commencer par le bouton « monophasé », par le bouton « triphasé », ou par lebouton «maximal».

Si, après apparition des fenêtres de réglage, et avant la première apparition du diagramme, tu modifiesun paramètre, un message apparaît, t'informant que les paramètres suivants seront modifiés.




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3 - 3 - 2 - Ligne à trois extrémités

Le double clic sur « triphasé » provoque l’ouverture de la fenêtre ci-dessous. Dans cette fenêtre tu retrouves lesréglages de zone, mais tu dois entrer les valeurs maximales de transit aux extrémitésA, B, C. Ces valeurs se substituent à celles inscrites dans la quatrième fenêtre de la ligne « option réseau » de lazone de menu « réseau ».

L’intensité prise en compte pour les reports de charge est la plus élevée des trois. On ne distingue pas l’intensitémaximale permettant le report monophasé et celle permettant le report triphasé.

La longueur prise en compte pour le tracé de la caractéristique est AB si la protection est placée en A ou B, AC sielle est placée en C.

En bas à gauche de la fenêtre un test de protégeabilité de la ligne est proposé, d'après les critères de l' annexe 10.

Le calcul se poursuit ensuite comme au § précédent.

Nota: le poste où la protection est installée est écrit en caractères gras

3 - 4 - Modification des valeurs proposées

Tu peux ensuite faire apparaître le diagramme correspondant au report triphasé en simple - cliquantsur « triphasé », au report monophasé en simple - cliquant sur « monophasé » et au transit maximal en simple -cliquant sur « maximal ». Tu peux aussi faire apparaître les fenêtres de réglage en cliquant sur « réglages ».

Si les valeurs calculées ne te conviennent pas, tu peux modifier celles qui se trouvent dans deschamps blancs. Un nouveau diagramme, prenant en compte ces nouveaux réglages, est proposé.

cas particulier: modification de l'antipompage

Le diagramme est généralement tracé avec l'antipompage réglé à une valeur préférentielle. La suppression del'antipompage, ou la modification du paramètre réglant sa largeur, provoque le tracé d'un nouveau diagramme,sans modification de la mise en route. Si alors tu cliques sur «recalcul des paramètres de mise en route», la mise

en route est réadaptée aux transits.




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3 - 5 - Diagnostics

Si tu cliques sur « diagnostic », Parapluie te donne les endroits où les critères demandés à laprotection dans le dernier § de la note la décrivant ne sont pas satisfaits. Tu peux alors tenter de remédier à cetteimperfection.

Cas particulier : ligne courte protégée par un système à verrouillage.

Dans la troisième fenêtre de la ligne « option réseau » de la zone de menu « réseau » de la fenêtre principale tupeux entrer la portée de la première zone aval de la protection située à l'autre extrémité. Tu peux ainsi vérifierque la zone amont de la protection considérée verrouille correctement la protection située à l'autre extrémité.

nota: la liste des diagnostics possibles est donnée pour chaque protection au § 4.

3 - 6 - Impression

Lorsque les valeurs de réglage que tu as obtenues te satisfont, tu cliques l’icône imprimante. Une fenêtre s’ouvre

te permettant de choisir la page que tu veux imprimer: réglages seuls, ou diagramme et diagnostics seul, ou lesdeux.

nota: la totalité des informations tient sur deux pages pour certaines protections, sur trois pages pour les autres.

3 - 7 - Sauvegarde

C'est ici que le numéro de la protection est choisi.

Attention, il faut, au début du programme, dans la fenêtre titre, repérer les numéros déjà utilisés.

3 - 8 - Fin de l’étude

Tu peux soit sortir du programme, en cliquant sur « quitter » dans la fenêtre principale de réglage, soitétudier une autre configuration en cliquant « changer » dans la zone de menu « poste » de cette même fenêtre.




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4 - Observations concernant chaque protection (voir annexe 6)

4 - 1 - - 7 SA 511

- Sa feuille n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale.

- Elle ne comporte pas de commande « antipompage en ou hors service ». Pour mettre hors service l’antipompageil faut mettre δr à zéro. Si tu ajoutes la valeur précédente de δr à la valeur précédente de Ra1, puis de Ra2, pourobtenir les nouvelles valeurs de RA1 et RA2, tu retrouves un diagramme compatible avec la caractéristique detransit.

- Les zones 1 et 2 sont tracées pour les résistances de défaut monophasé. La zone 2 allongée, qui n’est pasutilisée à EDF, n’est pas tracée.

Liste des diagnostics:

La troisième zone est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Ellene devrait pas dépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité.Il ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pasdépasser:

L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Il ne devrait pasdépasser:

La première zone de la protection située à l’autre extrémité risque de dépasser la zone amont de la protection.Cette dernière devrait être au moins égale à:




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4 - 2 - EPAC


- Elle ne comporte pas de commande « antipompage en ou hors service ». Pour mettre hors service l’antipompageil faut mettre δr à zéro. Si tu ajoutes la valeur précédente de δr à la valeur précédente de Rmoc la nouvelle valeurde Rmoc, tu retrouves un diagramme compatible avec la caractéristique de transit. A noter cependant que le pasde réglage de 1 Ohm de RMOC peut s’avérer trop grand.

Liste des diagnostics:










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4 - 3- PD3A


- Elle comporte une commande « antipompage en ou hors service ». Le premier calcul est toujours réalisé avecl’antipompage en service. Tu cliques pour le supprimer. Le programme recalcule alors le réglage compatible avec

la caractéristique de transit.

- Si le transit est important, et si de plus le kz est élevé (> 2 * In), il peut arriver que la largeur de bande proposéepar Parapluie soit nulle. Ceci est dû à la largeur de la zone d’antipompage et au pas de réglage de la largeur debande, tributaires du kz. Il n’est alors pas possible de régler la protection sans que l’antipompage empiète surl’une ou l’autre des caractéristiques de transit.

- Pour les lignes à trois extrémités, la protection choisie initialement par Parapluie est la 6062. Dans la plupartdes cas il faut demander la 6562.

Liste des diagnostics


L’écart entre deuxième et troisième zone est inférieur à l’œillère antipompage amont, soit:



L’œillère antipompage amont risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pasdépasser:





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4 - 4 - PDS

- Elle est prévue pour fonctionner sur les départs centrale.

- L’antipompage reste apparent sur les boucles monophasées, car il est élaboré sur ces boucles. Lorsque l’onsuperpose la caractéristique d’une PDS avec celle d’une autre protection, les deux mises en route et les deux

caractéristiques d’antipompage apparaissent. La caractéristique d’antipompage en cas de report monophasé estrendue visible en même temps que la caractéristique de mise en route.

- Sur cette protection, on ne peut pas supprimer l’antipompage.









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4 - 5 - - PXLC

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale.



La mise en route aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé àl’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage aval sur défaut biphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du postesitué à l’autre extrémité. Elle ne devrait pas dépasser:

La mise en route amont sur défaut biphasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste. Elle nedevrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont sur défaut biphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste.Elle ne devrait pas dépasser:


Le diagramme de la PSEL est joint. Il doit être validé en haut de la fenêtre de réglage correspondant à l'onglet«PSEL». Il n'apparaît que si le courant secondaire est de 5 A.




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4 - 6 - - PXLP


- Le programme calcule son réglage en supposant que c’est la version « circulaire » qui est utilisée. Si le réglagen’est pas possible avec cette option, tu introduis l’option lentille soit à partir de la fenêtre « problèmes de

réglage », qui apparaît avant les fenêtres de réglage si la mise en route est plus courte que la troisième zone, soità partir des fenêtres de réglage.



La mise en route aval risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Le

paramètre Zf ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage aval risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autreextrémité. Sa réactance ne devrait pas dépasser:

La troisième zone risque de dépasser la mise en route aval. Cette dernière ne devrait pas être inférieure à:

La mise en route amont risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs du poste. Elle ne devrait pasdépasser:

La zone d’antipompage amont risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Sa réactance nedevrait pas dépasser:





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4 - 7 - PXLN

- Sa feuille est prévue pour fonctionner avec les départs centrale.

- Elle ne comporte pas de commande « antipompage en ou hors service ». Pour mettre hors service l’antipompageil faut mettre δr à zéro. Si tu ajoutes la valeur précédente de δr à la résistance de défaut monophasé classique, tu

retrouves un diagramme compatible avec la caractéristique de transit.




L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité.Sa réactance ne devrait pas dépasser:


L’antipompage extérieur risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste. Sa réactance ne devraitpas dépasser:





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4 - 8 - - RAZOA


- Le programme calcule son réglage en supposant que c’est la version « circulaire » qui est utilisée. Si le réglagen’est pas possible avec cette option, tu introduis l’option « cornet de glace» à partir des fenêtres des paramètres

de réglage.

- La caractéristique d’antipompage de la RAZOA bloque les boucles monophasées. Cependant le critère decompatibilité entre ces caractéristiques n’a pas été retenu, faute de quoi la protection n’aurait pas pu être régléedans de nombreux cas. Tu verras donc apparaître sur les diagrammes de report monophasé la caractéristiqued’antipompage enchevêtrée avec la mise en route monophasée.


La portée aval sur défaut biphasé est inférieure à 1,2 fois la deuxième zone, soit:

La mise en route aval sur défaut monophasé risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé àl’autre extrémité. Le paramètre Zf ne devrait pas dépasser:

L’antipompage aval sur défaut triphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste situé àl’autre extrémité. Le paramètre Z2 ne devrait pas dépasser:

Pour que les défauts en limite de troisième zone puissent être vus, le coefficient d’antipompage doit être au moinségal à:

La mise en route amont sur défaut monophasé risque de voir les défauts situés au delà des transformateurs duposte. Elle ne devrait pas dépasser:

La zone d’antipompage amont sur défaut triphasé risque de voir les défauts au-delà des transformateurs du poste.Sa réactance ne devrait pas dépasser:





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4 - 9 - - REL 100












4 - 10 - - REZ1




La troisième zone risque de voir les défauts au delà des transformateurs du poste situé à l’autre extrémité. Elle nedevrait pas dépasser:


La troisième zone risque d’être supérieure à l’antipompage intérieur aval. Il ne devrait pas dépasser:




4 - 11 - - RXAP

- Elle n’est pas prévue pour fonctionner sur les départs centrale

- Le programme suppose qu’il s’agit d’une protection de type 5 A, circulaire. C’est au régleur de demander lesautres options, s’il a des difficultés à régler la protection dans sa version initiale.

- Le cercle d’antipompage ne peut pas avoir un rayon inférieur à 4 Ω pour une protection 5 A. Il peut alorsempiéter sur la zone de transit si ce dernier est trop important.

Documents

Protection Et Surveillance Des Reseaux de Transport d Energie Electrique