Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2
1.2. Déroulement du stage
1.2.4. Constats et suggestions apportées
Durant le stage à la DRTB, nous avons remarqué la bonne gestion des ressources humaines, la rigueur et l’abnégation avec laquelle les agents y travaillent, et surtout leur ponctualité au service.
Cependant, nous avons constaté une utilisation non contrôlée et abusive de l’énergie dans l’enceinte même de la société. Ce qui peut réduire la durée de vie des consommables électriques et augmenter les dépenses de la société.
Notons aussi le dysfonctionnement de quelques afficheurs au niveau du tableau de commande. Les lampes crépusculaires du Poste ne fonctionnent plus en mode auto mais plutôt en mode manuel.
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DEUXIEME PARTIE : Présentation du
projet
22 1. Problématique
Les lignes électriques en haute tension (HT) sont des conducteurs nus en alliage (aluminium mélangé à l’acier). Suspendu à une hauteur, la ligne électrique (HT) présente des défauts fugitifs causés par l’amorçage d’arc au niveau des isolateurs. La foudre est la cause la plus courante, le contacte entre le conducteurs et les débris poussés par le vent provoque une défaillance technique. Les surcharges prolongées provoquent un échauffement excessif qui peut se traduire par un vieillissement prématuré d’isolateur, un allongement du conducteur et son point bas, en milieu de portée, s'abaisse. Elle devient dangereuse pour les tiers. Les conséquences peuvent alors se chiffrer, non plus en millions de francs, mais en nombre de vies humaines.
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 hauteur travaillant au voisinage.
Un fonctionnement défectueux d'une ligne peut donc avoir pour conséquence la coupure d'un ou plusieurs clients, voire même d'une ville entière, prioritaires compris.
Or, lorsqu'un client industriel est coupé pendant 6 minutes, par exemple, cela ne correspond pas seulement à MWh d'énergie non vendue pendant cette coupure, mais aussi à l'énergie non vendue pendant les quelques heures que le client mettra à repartir.
Pour pallier à ce problème, nous nous sommes proposé à « L’ETUDE DES PROTECTIONS DES LIGNES AERIENNES HTB, PROTECTION DE TYPE MICOM P542 ». Cette protection pourra être appliquée à tous les équipements électriques.
2. Objectif
Ce projet a pour objectif générale de faire la récapitulation de différentes protections des lignes aériennes. Préciser la limite d’utilisation des différentes formes de protection de ligne aérienne. Faire des suggestions pour accroitre le service et la fourniture de l’énergie électrique.
23 3. Résultat attendu
Le résultat de notre travail consistera à :
Réduire le coût élevé dû à la destruction des appareils ;
Préciser l’état des équipements ;
Prévenir lors d’une surtension venue sur les lignes ;
Avoir une bonne qualité d’énergie électrique ;
Protéger les personnes et les biens contre les courants de fuites dangereuses.
24 Chapitre 2 : Généralités sur la protection des lignes aériennes HTB
Introduction
Les centres de production n’étant pas toujours proches des centres de consommation, une fois produite, l’énergie électrique doit être transportée. Ce transport est rendu possible par l’existence des lignes de transport qui assurent la liaison entre les postes de production et les postes de répartition.
Une fois à destination, l’énergie est vendue aux consommateurs afin de produire la richesse. La fourniture de l’énergie aux consommateurs de façon continue et sans incidence néfaste sur leurs équipements exige une certaine protection de la ligne assurant son transport.
Dans ce chapitre, il sera question de présenter les différents défauts des lignes de transport ainsi que les dispositifs de protection et différents organes qui interviennent dans la chaine de protection des lignes.
2.1. Le concept de protection des réseaux électriques
La protection des lignes est partie intégrante de la protection d’un réseau électrique. L’étude des protections d’un réseau électrique se décompose en deux étapes distinctes [1] :
la définition du système de protection encore appelée plan de protection ;
la détermination des réglages de chaque unité de protection encore appelée coordination des protections ou sélectivité.
2.1.1. La définition du système de protection
C’est le choix des éléments de protection et de la structure globale de l’ensemble, de façon cohérente et adaptée au réseau. Le système de protection se compose d’une chaîne constituée des éléments comme l’illustre la figure 2.1.
25 Figure 2.1 : Chaîne de protection
Le capteur de mesure (courant et tension) fournit les informations de mesure nécessaires à la détection des défauts ;
Le relais de protection est chargé de la surveillance permanente de l’état électrique du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuses, et leur commande par le circuit de déclenchement ;
Les organes de coupure (disjoncteurs, interrupteurs-fusibles, contacteurs-fusibles) assurent la fonction d’élimination de défaut.
Le plan de protection définit les dispositifs de protection contre les principaux défauts affectant les réseaux et les machines. Pour établir un plan de protection, certains paramètres sont à prendre en compte :
l’architecture et la taille du réseau et ses différents modes d’exploitation ;
les schémas de liaison à la terre ;
les caractéristiques des sources de courant et leurs contributions en cas de défaut ;
les types de charges ;
le besoin de continuité de service.
2.1.2. Détermination des réglages des unités de protection
Les fonctions de protection sont à régler afin d’obtenir les performances optimales dans l’exploitation du réseau et pour tous les modes de fonctionnement. Les
26 valeurs de réglage adaptées sont issues de calculs complets basés sur les caractéristiques détaillées des éléments du réseau. De nos jours, ce type d’étude s’effectue à l’aide d’outils logiciels spécialisés; le comportement du réseau sur anomalie est ainsi expliqué, et les valeurs de réglage sont données pour chaque fonction de protection concernée afin de pallier aux défauts.
2.2. Les défauts
2.2.1. Les différents types de défauts
Les défauts sont caractérisés par leurs formes, leur durée et l’intensité du courant.
Dans l’exploitation des réseaux, on rencontre :
les défauts triphasés : entre les trois phases du réseau avec ou sans liaison à la terre ;
les défauts biphasés : entre deux phases du réseau ;
les défauts biphasés à la terre : entre deux phases du réseau et la terre ;
les défauts monophasés : entre une phase du réseau et la terre.
La figure 2.2 illustre ces différents défauts.
27 Figure 2.2 : Différents types de defauts
Le défaut triphasé appelé aussi triphasé symétrique, est peu fréquent, mais il est très important de connaître sa valeur afin d’assurer une protection et un dimensionnement adéquat des réseaux électriques. En effet, le disjoncteur est l’élément de base chargé d’assurer cette fonction de protection et pour qu’il fonctionne correctement, il faut que son pouvoir de coupure soit supérieur au courant maximum d’un court-circuit.
Les trois derniers types de défauts sont plus fréquents et peuvent donner lieu à des courants de court-circuit élevés [2].
2.2.2. La détection des défauts
La détection des défauts est assurée par des relais par l’intermédiaire des capteurs installés sur le réseau, pour des raisons techniques, économiques et de sécurité. Afin de recueillir les informations à temps réels du réseau, ces capteurs sont installés. On distingue divers capteurs intervenant dans la collecte d’information utiles pour la gestion du réseau [1]:
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Les capteurs de courant de phase ;
Les capteurs de courant de terre ;
Les transformateurs de tension TT.
Dans la figure 2.3 suivante nous présentons quelques exemples d’applications de ces transformateurs précédemment énumérés.
Figure 2.3 : Exemples d’installation des capteurs et relais 2.2.4. Les anomalies sur les réseaux électriques
Les anomalies dans les réseaux électriques sont de divers ordres et variés. On distingue :
les courts circuits ;
les surtensions de manœuvres ;
les surtensions de foudre ;
les surtensions lentes [2] [3] ;
des pertes de puissance ;
des échauffements ;
les oscillations ;
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les surcharges.
Contre toutes les anomalies précédemment citées, il existe des organes de coupure qui permettent d’éliminer les parties en défauts pour protéger le reste du réseau et permettre la continuité de service.
2.3. Différents types de protection des lignes de transport
La protection de ligne HTB peut être divisée en deux types principaux :
protection principale de distance (relais de distance): elle se compose de plusieurs étapes pour assurer le fonctionnement parfait ;
protection différentielle (relais différentiel) : utilisé jusque-là dans le cas des lignes souterraines ou avec des lignes courtes.
2.3.1. Protection de distance sensibilité est dépendante de la puissance de court-circuit et de la charge ; sa mise en œuvre est difficile lorsque la liaison n’est pas homogène (ligne aérienne + câble).
Son principe de fonctionnement est de :
mesurer une impédance proportionnelle à la distance du point de mesure au défaut ;
délimiter des zones d’impédance correspondant à des tronçons de ligne de différentes longueurs;
déclencher par zone avec temporisation.
30 Le système de protection principal d'une zone peut également devenir un système de protection de secours à d'autres zones, à condition d’avoir des règles de coordination entre les différents systèmes de protection qui rendent la protection de secours fonctionnelle après quelque temps le temps de la confirmation de l'échec de la protection principale pour détecter les défauts [6].
2.3.1.2. Réglage de démarrage
Le relais de distance commence son rôle lorsqu’il lui parvient un signal d’avertissement qu’il y a une panne. Elle mesure l’impédance sur une base continue tout au long du temps jusqu'à la valeur de réglage.
Type de démarrage [2]
- Le démarrage ampérométrique : il est régit par l’apparition d’un courant de défaut prédéfini. Ce courant dit de réglage est choisi entre la valeur du courant de court-circuit minimal (biphasé) et le courant de surcharge maximal comme suit :
ICH.max < IR < ICC.min avec,
ICH.max : le courant de surcharge maximal ; ICC.min : courant de court-circuit minimal ; IR : le courant de réglage.
Ce démarrage est adopté sur les protections des réseaux HT et THT dont les puissances de court-circuit sont élevées et assurent à tous les coups le fonctionnement des éléments de démarrage ampérométriques.
- Le démarrage impédance métrique : c’est le démarrage d’application le plus répandu. Il est généralement réglé à 140 % de la longueur de la ligne pour assurer une protection de secours aux différents stades de mesure des protections du poste local et du poste en vis-à-vis.
31 Dans le cas d'une ligne courte précédée d'une ligne longue, le réglage à 140 % de la longueur de la ligne longue est déconseillé de peur de dépasser la zone de protection et d'engendrer des fonctionnements non sélectifs [2] [4].
On préconise à cet effet le réglage suivant pour la protection installée en A :
Figure 2.4 : Les zones de réglage de protection.
Zd = ZL1 + 40%ZL2 avec,
Zd : l’impédance de démarrage ; ZL1 : l’impédance de la portion A-B ; ZL2 : l’impédance de la portion B-C.
En cas de liaisons en antenne, le démarrage des protections installées est choisi de façon à sensibiliser la protection même pour les défauts internes au transformateur.
La figure 2.5 suivante donne une illustration.
Figure 2.5 : Les zones de réglage de protection
Zd = ZL1 + ZT avec,
Zd : l’impédance de démarrage ; ZL : l’impédance de ligne ;
ZT : l’impédance de transformateur.
32 On notera que même si l'on démarre pour un défaut au secondaire du transformateur, les protections de ce dernier ont toujours le temps d'éliminer le défaut avant l'action du troisième stade de la protection de distance.
2.3.2. La protection différentielle
Par principe, en l’absence de défaut, les courants entrant dans chaque élément d’une installation de phase à phase sont égaux à ceux qui en sortent.
La protection différentielle a pour rôle de contrôler ces égalités, de mesurer la différence éventuelle entre deux courants (due à un défaut), et pour un seuil prédéterminé de donner un ordre de déclenchement. L’élément défectueux est alors isolé du réseau. Le principe est présenté dans la figure 2.6 ci-dessous.
Figure 2.6 : Principe de la protection diférentielle
Cette protection permet de surveiller une zone bien délimitée par deux jeux de réducteurs de courant (ou transformateurs de courant) : elle est auto sélective et peut donc être instantanée. Cet avantage doit être conservé dans des périodes où se produisent des phénomènes transitoires ; mais sa sensibilité doit cependant être limitée aux phénomènes dus à des défauts, et non pas à d’autres qui sont normaux (courants d’enclenchement, courant de défauts traversant dont le siège est extérieur à la zone...).
Le déclenchement instantané est provoqué lorsque IA-IB 0. La stabilité de la protection différentielle est sa capacité à rester insensible s’il n’y a pas de défaut interne à la zone protégée, même si un courant différentiel est détecté:
33 - courant magnétisant de transformateur ;
- courant capacitif de ligne ;
- courant d’erreur dû à la saturation des capteurs de courant.
Il existe 2 grands principes selon le mode de stabilisation :
la protection différentielle à haute impédance : le relais est connecté en série avec une résistance de stabilisation Rs dans le circuit différentiel figure 2.8 a) ;
la protection différentielle à pourcentage : le relais est connecté indépendamment aux circuits des courants IA et IB. La différence des courants IA-IB est déterminée dans la protection, et la stabilité de la protection est obtenue par une retenue relative à la valeur du courant traversant fig. 2.7 b).
Figure 2.7 : Schéma des deux modes de stabilisation 2.3.2.1. Avantages et inconvénients
Elle ne déclenche que pour un défaut de sa zone de protection et reste insensible aux autres formes de défaut.
Le coût de son installation est important et sa mise en œuvre est délicate. Elle nécessite la prévision d’une fonction de secours à maximum de courant [1].
2.3.2.2. Comparaison des deux principes de stabilisation
Pour la protection différentielle à haute impédance, les TC amont et aval doivent avoir des courants assignés identiques (primaire et secondaire) ; la résistance de stabilisation est calculée pour ne pas déclencher sur défaut extérieur avec un TC saturé, et pour que le TC puisse alimenter le relais.
34 Par contre, la protection différentielle à pourcentage s’adapte au type d’équipement à protéger et le relais est relativement plus compliqué, mais sa mise en œuvre est simple.
Soulignons que la communication entre relais et capteur se fait via fil pilote encore appelé fil de garde dans les réseaux de transport. Grâce à la révolution technologique les fils de garde permettent aussi la communication haut débit par fibre optique.
Conclusion
Dans ce chapitre nous avons fait un point sur la situation des protections dans les réseaux. Nous avons dans un premier temps abordé les défauts et les anomalies rencontrés sur les réseaux électriques surtout haute tension qui ont amené les scientifiques à penser des dispositifs de protection. Nous nous sommes ensuite intéressés beaucoup plus à la protection des lignes et aux différents types de protection les plus utilisés sur les lignes de transport de nos jours.
35 Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2
Introduction
La CEB vèdoko dispose de quatre lignes aériennes HTB (ternes) qui relient la sous station de vèdoko à la station de Maria-Gléta et celle de Sakété. Ces lignes à ce jour ne sont dotées que d’une protection de distance. Dans ce chapitre nous ferons une étude de la protection différentielle de la ligne 161kV sakété 2 aussi appelée L210.
3.1. Présentation et description de la ligne
La ligne L210, est l’une des lignes qui relie le Poste de vèdoko au Poste de Sakété. Elle est longue de 75 km. Les conducteurs utilisés sont en alliages d’aluminium et d’acier de type 500 MCM et d’une section de 253 mm². La tension de service de la ligne est de 161 kV et son courant nominal est de 430 A. Sa résistance est de 9.61 ohms, sa réactance 29.43 ohms, sa conductance de 104 mS et sa capacitance 552.32 nF (données reçues de la DED/CEB, Direction des Etudes et du Développement). Les conducteurs en ternes sont tenus par des pylônes d’environ 70 m et soutenus par un câble de garde en fibre optique (fil pilote).
3.2. Protections
3.2.1. Protection existante sur la ligne
La ligne HTB vèdoko- Sakété n’est dotée que d’une protection de distance. Le relais MiCOM P444 est utilisé pour assurer cette protection en communion avec les capteurs de courant et de tension. Notons bien que ce relais n’assure que la protection de distance de la ligne ce qui justifie notre étude.
3.2.2. Protection complémentaire proposée
La protection différentielle effectue la comparaison continue des courants de phase de la ligne et ce, en tenant compte du principe de fonctionnement du type de relais de la protection différentiel prévue à chaque extrémité de la ligne.
36 Le relais de protection différentielle qui fera l’objet de notre étude est de la technologie numérique. Ainsi, nous avons travaillé dans ce mémoire sur la protection différentiel MiCOM P542 du constructeur Alstom.
3.3. Etude et description du dispositif proposé [7]
La gamme MiCOM est une solution complète, capable de satisfaire tous les besoins dans le domaine de l'alimentation électrique. Elle comprend une gamme de composants, systèmes et services d’AREVA T&D Energy Automation & Information.
La souplesse d'utilisation est au cœur du concept MiCOM.
MiCOM offre la possibilité de paramétrer la solution d’une application client et, grâce à des fonctions de communication étendues, d'intégrer cette solution dans un système de contrôle et de commande de l'alimentation électrique. La figure 4.1 montre une vue du MiCOM P542
Figure 3.1 : Exemple de MiCOM P542
Les éléments MiCOM sont identifiés de la manière suivante :
Gamme P : équipements de protection ;
Gamme C : produits de contrôle-commande ;
Gamme M : produits de mesure pour la mesure et la surveillance de précision ;
Gamme S : produits PC polyvalents de contrôle de Poste électrique.
Les produits MiCOM sont dotés de grandes capacités d’enregistrement d’informations sur l’état et le comportement du réseau électrique par l’utilisation d’enregistrements de défauts et de perturbographie. Ils fournissent également des
37 mesures du réseau relevées à intervalles réguliers et transmises au centre de contrôle pour permettre la surveillance et le contrôle à distance.
Une protection différentielle assure une protection très rapide et sélective d’un ouvrage, avec relativement peu de problèmes d’application. Un inconvénient d’un schéma différentiel toutefois est le manque de protection de secours intrinsèque. Pour cette raison, les protections différentielles de courant MiCOM intègrent différentes protections complémentaires. Les équipements P543, P544, P545, et P546 offrent également des éléments de protection de distance pouvant être utilisés comme protection complémentaire en même temps que la fonction différentielle de courant, ou activés en secours. (Les équipements P541 et P542 ne Sont pas dotés d’éléments de protection de distance, car ils n’ont pas d’entrées de TP).d’où le choix du P542 pour la ligne HTB 161 kV L210 Sakété 2 car c’est une ligne qui dispose déjà d’un relais MICOM P444, protection de distance ligne.
3.3.1. Présentation de l’équipement
L'équipement est de conception modulaire. Il est constitué d'un assemblage de modules standards. Certains modules sont indispensables alors que d'autres sont optionnels en fonction des besoins de l'utilisateur.
Les différents modules pouvant être présents dans l'équipement sont les suivants :
carte processeur ;
carte coprocesseur ;
module d'entrée ;
module d'entrée analogique / numérique ;
module d'alimentation. ;
carte IRIG-B ;
seconde carte de communication en face arrière ;
carte Ethernet.
Les réglages et les fonctions de l’équipement de protection MiCOM sont accessibles sur l’écran à cristaux liquides (LCD) et sur le clavier de la face avant, ainsi
38 que par l’intermédiaire des ports de communication à l’avant et à l’arrière de l’équipement.
3.3.2. Logiciels de l'équipement
Les logiciels de l'équipement sont les différentes applications ou script qui permettent la communication entre les différents modules de l’équipement. Il existe quatre catégories de logiciels :
le système d'exploitation en temps réel ;
le logiciel de supervision ;
le logiciel de plate-forme ;
le logiciel applicatif de protection et de contrôle.
3.3.2.1. Système d'exploitation en temps réel
Le système d'exploitation temps réel fournit un cadre à l'intérieur duquel opèrent les différentes parties des logiciels de l'équipement. A cet égard, les logiciels sont
Le système d'exploitation temps réel fournit un cadre à l'intérieur duquel opèrent les différentes parties des logiciels de l'équipement. A cet égard, les logiciels sont