MOHAMED BOUDIAF FACULTE DE GENIE ÉLECTRIQUE DEPARTEMENT D'ÉLECTROTECHNIQUE MÉMOIRE EN VUE DE L'OBTENTION DU DIPLÔME DE MAGISTER

Texte intégral

(1)République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique Université des Sciences et de Technologie d'Oran MOHAMED BOUDIAF. FACULTE DE GENIE ÉLECTRIQUE DEPARTEMENT D'ÉLECTROTECHNIQUE. MÉMOIRE EN VUE DE L'OBTENTION DU DIPLÔME DE MAGISTER. SPÉCIALITÉ : Électrotechnique OPTION : conception Électrique. PRÉSENTÉ PAR BENDENIDINA ATTIA. SUJET DU MÉMOIRE. Modélisation et simulation d’un relais numérique à plusieurs fonctions sous MATLAB-SIMULINK pour la protection des lignes de transport contre les défauts de court-circuit Soutenue le : 01 /12/2015 devant le jury composé de : Mr. A. BELARBI:. PROFESSEUR U.S.T.O. PRRESIDENT. Mr. T.BOUTHIBA :. PROFESSEUR U.S.T.O. RAPPORTEUR. Mr. A.ALLALI :. PROFESSEUR U.S.T.O. EXAMINATEUR. Mr. L.KOTNI :. PROFESSEUR U.S.T.O. EXAMINATEUR. Mr. H.BOUZEBOUDJA :. PROFESSEUR U.S.T.O. EXAMINATEUR. ANNEE UNIVERSITAIRE 2015/2016.

(2) Remerciements. En tout premier lieu, je tiens à remercier très sincèrement mon Rapporteur de thèse Monsieur Bouthiba Tahar Professeur à l’université des sciences et de technologie d’Oran. J’adresse mes vifs remerciements au président du jury ainsi qu’aux examinateurs qui ont accepté de juger ce travail. Enfin, un remerciement eternel a mon père et ma mère, mes frères, ainsi qu’à toute ma famille et tout mes amis et je remercie touts ceux qui ont contribué de prés ou de loin..

(3) Sommaire Sommaire Chapitre I: Etude de la protection des lignes de transport HT I.1.. Introduction. I.2.Architecture et exploitation des réseaux. 01 01. I.2.1. Différents types de réseaux électriques. 01. a. Les réseaux de transport (THT ou HT) b. Les réseaux de répartition c. Les réseaux de distribution I.2.2. Gamme des tensions utilisées par le groupe SONELGAZ. 01 01 01 02. I.3. Types de lignes. 02. I.3.1. Lignes de distribution BT I.3.2. Lignes de distribution MT I.3.3. Lignes de transport HT I.3.4. Lignes de transport THT I.4. Les défauts dans les réseaux I.4.1.Origines défauts I.4.2. Types des défauts I.4.3. Détection des défauts. 03 03 03 03 03 03 04 05. I.5. La protection. 06. I.5.1. Rôle des protections. 06. I.5.2. Les différents types des protections électriques. 07. I.5.3.Le plan de protection d’une ligne de transport. 07. I.5.4 Protection de distance. 08. a .Protection de distance à commutation. 08. a.1.Fonction sélection de phase. 08. a.2.Fonction de mise en route. 09. a.3.Fonction de mesure et de distance. 09. a.4. Fonction directionnelle. 12. a.5. Fonction antipompage. 14. a.6. Fonction surveillance de tension. 15. a.7. Fonction déclenchement rapide sur enclenchement sur. 16. a.8. Fonction détection des défauts résistants. 16. a.9. Fonction réenclenchement. 17. a.10. Fonctions logiques principales de la protection. 17. défaut.

(4) Sommaire b. Protection de distance à chaînes multiples de mesure. 19. I.5.5 Protection complémentaire (Protections associées aux. 21. protections de distance) I.5.6 Protection à comparaison de phases. 21. I.6. Protection de réserve des lignes. 22. I.7. Protection de défaillance disjoncteur. 22. I.8. La commande de disjoncteur. 23. Chapitre II: La protection numérique II.1. Introduction. 24. II.2. Les relais de protection. 24. II.3. Le contexte historique. 25. II.4. Différents types de relais. 27. II.4.1. Protection par technologie. 28. II.4.1.1 Relais électromécanique. 28. II.4.1.2 Relais électronique (ou statique). 28. II.4.1.3. Relais numérique. 28. II.4.2 Relais par grandeur de mesure II.4.2.1 Relais de mesure de courant. 29 29. a. Relais instantané de courant de phase. 29. b. Relais instantané de courant à pourcentage. 29. c. Relais de courant temporisé. 30. d. Relais instantané des composantes symétriques de courant. 31. II.4.2.2 Relais de mesure de tension. 31. II.4.2.3 Relais de mesure d’impédance. 32. a. Généralités. 32. b. Caractéristiques des relais d’impédance. 34. c. Méthode de mesure des relais d’impédance. 36. II.4.2.4 Relais de mesure de puissance. 40. Chapitre III: Les relais numériques III.1. Introduction. 43. III.2. Principe de fonctionnement d’un relais numérique. 44. III.3. Schéma bloc d’un relais numérique. 44. III.3.1. Transformateurs de courant. 45.

(5) Sommaire III.3.2. Transformateurs de tension. 46. III.3.3. Filtre anti-repliement. 47. III.3.4. L’échantillonnage. 48. III.3.5. Multiplexage. 49. III.3.6. Conversion analogique / numérique. 49. III.3.7. Microprocesseur. 50. III.4. Propriétés des relais numériques. 51. III.5. Avantages des relais numériques. 52. III.6.Caractéristiques des relais numérique de distance. 52. III.7. Exemples des relais numérique de protection de distance. 53. III.7.1. SIPROTEC 7SA63 de SIEMENS et Optimho. 53. III.7.2. relais numérique d’OPTIMHO. 54. III.7.3.Le relais EPAC model Alsto. 54. III.8. Problèmes posés par les protections numériques. 54. III.8.1. Fiabilité du logiciel. 54. III.8.2. Dialogue homme machine. 54. III.9. Outils mathématiques utilisés par un relais numérique. 55. III.9.1. Introduction. 55. III.9.2. Le Filtrage. 55. III.9.3.L’échantillonnage. 57. III.9.4 algorithme de Fourier DFT. 58. III.9.5. Transformation Fortescue: les composantes symétriques. 60. Chapitre IV: Fonctions du relais numérique pour la protection des lignes IV.1. Introduction. 62. IV.2. Détection de défauts. 62. IV.2.1. Les Méthodes utilisées dans la détection. 62. IV.2.2. Détection des défauts. 62. IV.3. Classification des défauts IV.3.1. Méthode1: Utilisation des arguments des composantes. 63 63. symétriques des courants IV.3.2. Méthode2 : Utilisation des arguments des composantes symétriques des tensions. 64.

(6) Sommaire IV.3.3. Méthode 3: Utilisation des composantes direct et inverse des. 65. courants IV.4.Protection à maximum de courant (overcurrent). 67. IV.5. Protection directionnelle. 71. IV.5.1. Algorithmes de déclenchement des lignes par la protection. 71. directionnelle a. DDA basée sur une séquence positive (système direct). 72. b. DDÀ basée sur une séquence négative (système inverse). 72. IV.6.Localisation des défauts IV.7Protection de distance Chapitre V : Simulation et blocs d’essai du relais V.1.Présentation du réseau de transport à l’essai. 72 74. V.2.Essai de la détection de défaut. 81. 76. V.2.1. Bloc de détection du défaut. 81. V.2.2. Les essais du detecteur de défaut. 82. V.3. Essai de la classification du défaut. 84. V.3.1. Bloc de classification de défaut. 84. V.3.2. Essai du bloc classificateur de défaut. 85. V.4. Essai de la protection à max de courant. 87. V.4.1. Bloc de relais à max de courant. 87. V.4.2. Essai du relais à max de courant. 88. V.5. Essai de la protection directionnelle. 90. V.5.1. Bloc du relai directionnel. 90. V.5.2. Essai du relais directionnel. 91. V.6.Essai de la protection de distance et localisation du défaut. 92. V.6.1. Bloc du relai de distance. 92. V.6.2. Essai de la localisation du défaut et du relais de distance. 93. V.7. Relais complet avec tous ses blocs V.8. Conclusion. 95.

(7) Introduction générale Introduction générale Les lignes de transport d’énergie électrique constituent une partie essentielle d’un réseau électrique qui doit assurer la continuité de l’alimentation en électricité aux consommateurs. Ce qui n’est pas toujours le cas, car ces lignes de transport sont souvent exposées à des incidents ou défauts qui peuvent interrompre ce service et engendrer des pertes financières importantes pour les industriels et des désagréments pour les simples consommateurs [01]. Ces défauts pouvant être permanents, il est ainsi nécessaire de les détecter et localiser avec précision pour réparer et restaurer l’alimentation dès que possible. C’est pour cela que l’on utilise des dispositifs de protection qui assurent le bon fonctionnement des lignes de transports. La protection des réseaux électriques désigne l'ensemble des appareils de surveillance et de protection assurant la stabilité d'un réseau électrique. Cette protection est nécessaire pour éviter la destruction accidentelle d'équipements coûteux et pour assurer une électrique ininterrompue. Depuis l’entrée sur le marché des relais numériques programmables ces quinze dernières années pour la protection électrique, plusieurs algorithmes ont été développés afin de rendre ces relais plus performants aussi bien sur leur rapidité de fonctionnement que sur leur précision. Cette étude se subdivise en Cinq chapitres Le premier chapitre présente la définition d’architecture des réseaux et les défauts dans les réseaux, les concepts de base relatifs à la protection et les différentes méthodes utilisées dans la protection contre les défauts survenant dans les lignes de transports électriques. Le deuxième chapitre étudie le principe de fonctionnement de la protection numérique, les avantages et les problèmes posés par la protection numérique. Le troisième chapitre présente les algorithmes des différents composants du relais de la protection des lignes de transport. Le quatrième chapitre présente les algorithmes des différentes fonctions du relais numérique pour la protection des lignes de transport. Enfin, le chapitre Cinq présente une simulation réalisée par le logiciel Matlab-Simulink pour tester les différentes fonctions du relais..

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(9) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT I.1. Introduction : Un réseau est constitué par l'ensemble des appareils destinés à la production, au transport, à la distribution et à l'utilisation de l'électricité depuis la centrale de génération jusqu'aux maisons de campagne les plus éloignées. Le réseau électrique soumis à un environnement quelque fois sévère, est le siège d’ incidents qui provoquent des perturbations de l’alimentation due en général aux asymétries d’impédance des lignes du réseau, aux effets de courts circuits d’origines divers affectant le réseau, au déséquilibre de la source, aux fortes charges monophasés ou une mauvaise répartition des charges sur le réseau électrique. Lorsqu’un défaut de court-circuit se produit, il y a naissance d’une non-symétrie de tensions importante qui peut mettre en cause la sécurité des personnes et la détérioration des installations existantes dans le réseau électrique, si elle n’est pas rapidement éliminée [06]. I.2.Architecture et exploitation des réseaux : Le système électrique est structuré en plusieurs niveaux (Figure I-1), Il ne suffit pas de produire le courant électrique dans les centrales, il faut aussi l’amener jusqu’à l’utilisateur final. [06][02] I.2.1. Différents types de réseaux électriques: Les réseaux électriques sont partagés en trois types : a. Les réseaux de transport (THT ou HT) : transportent l’énergie des gros centres de production vers les régions consommatrices. Ces réseaux sont souvent interconnectés, réalisant la mise en commun de l’ensemble des moyens de production à disposition de tous les consommateurs. [06] [02] b. Les réseaux de répartition : à haute tension (HT) assurent, à l’échelle régionale, la desserte des points de livraison à la distribution. Ces réseaux sont, en grande partie, constitués de lignes aériennes, dont chacune peut transiter plus de 60 MVA sur des distances de quelques dizaines de kilomètres. [06] c. Les réseaux de distribution : sont les réseaux d’alimentation de l’ensemble de la clientèle, à l’exception de quelques gros clients industriels alimentés directement par les réseaux HT/MT. [06]. 2.

(10) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I .1) Le réseau électrique I.2.2. Gamme des tensions utilisées par le groupe SONELGAZ: La nouvelle norme en vigueur en Algérie (SONELGAZ) définit les niveaux de tension alternative comme suit : [02]. Tableau (І.1) Tableau des domaines de tension. I.3. Types de lignes : Le genre de ligne utilisée est imposé par les facteurs suivants :  puissance active à transporter 3.

(11) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT  distance de transport  coût  esthétique, encombrement et la facilité d'installation I.3.1. Lignes de distribution BT : ce sont les lignes et la filerie installées à l'intérieur des édifices, usines et maisons pour alimenter les moteurs, cuisinières, lampes,… etc. Le tableau électrique d'entrée constitue la source, et les lignes sont habituellement des câbles ou des barres omnibus fonctionnant à des tensions inférieures à 600 V. Dans certaines régions métropolitaines, on utilise un réseau maillé comprenant une grille de câbles souterrains fonctionnant à 600 V ou moins. Ce réseau maillé assure un service impeccable, car le bris d'un ou même de plusieurs câbles n'interrompt pas la distribution de courant aux clients. Cependant, aujourd'hui, on préfère employer un réseau de distribution radial à moyenne tension dans les grandes villes. I.3.2. Lignes de distribution MT: ce sont des lignes qui relient les clients aux postes de transformation principaux de la compagnie d’électricité. Leur tension est comprise entre 2,4 kV et 69 kV. I.3.3. Lignes de transport HT: ce sont les lignes reliant les postes de transformation principaux aux centrales de génération. Elles sont constituées de fils aériens ou de câbles souterrains fonctionnant à des tensions généralement inférieures à 230 kV Dans cette catégorie, on trouve aussi les lignes servant à échanger de l'énergie entre deux grands réseaux et à augmenter la stabilité de l'ensemble. I.3.4. Lignes de transport THT: ce sont les lignes qui relient les centrales hydrauliques éloignées aux centres d’utilisation. On les place dans une catégorie distincte à cause de leurs propriétés spéciales. Ces lignes peuvent atteindre des longueurs de 1000 km et elles fonctionnent à des tensions allant jusqu'à 765 kV. Les lignes à courant continu à haute tension sont également incluses dans ce groupe. [04] I.4. Les défauts dans les réseaux : Un défaut est caractérise par un phénomène non conforme au fonctionnement normal de réseau et pouvant, dans certain cas, conduire a un effondrement électrique de celui-ci et à la mise en danger de son environnement. [05] I.4.1.Origines défauts : Le risque d’apparition d’un incident sur le réseau n’est pas nul car il est lié à de nombreux paramètres aléatoires. Ainsi, les courts-circuits peuvent avoir diverses origines : 4.

(12) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT • Electriques : C’est l’altération des isolants des matériels de réseau, par exemple. En effet, les matériels électriques que l’on trouve sur le réseau ou dans les postes comportent des isolants (solides, liquides ou gazeux) constitués d’assemblages plus ou moins complexes placés entre les parties sous tension et la masse. Ces isolants subissent des dégradations au cours du temps qui conduisent à des défauts d’isolement et donc des courts-circuits. • Atmosphériques : Les lignes aériennes sont soumises aux perturbations extérieures telles que la foudre, les tempêtes ou le givre. • Mécaniques : C’est la chute d’un corps sur un conducteur ou la dégradation mécanique de conducteurs consécutive à des agressions extérieures par des engins de terrassement par exemple. • Humaines : Ce sont les fausses manœuvres telles l’ouverture d’un sectionneur en charge par exemple. On trouve plusieurs catégories de défauts dans les réseaux HTA. Ceux-ci sont caractérisés par leur type, leur durée et l’intensité du courant de défaut. Ainsi, on distingue : I.4.2. Types des défauts : • Les défauts monophasés : Ce sont des défauts entre une phase et la terre ou une phase et le neutre. Ils génèrent la circulation d’un courant homopolaire. Leur intensité est limitée par la résistance de terre et par la mise à la terre du neutre (80% on cas). [06] • Les défauts biphasés : Ce sont les courts-circuits entre deux phases ou entre deux phase avec ou sans mise à la terre (15% on cas). • Les défauts triphasés: Ce sont les courts-circuits entre les trois phases avec ou sans mise à la terre (5% on cas),. 5.

(13) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I.2) Différentes types de défauts. L’existence de défauts multiples, en particulier les défauts monophasés, engendre des phénomènes ou d’autres types de défaut en fonction de la localisation et du temps • Défaut double : Ce sont deux défauts d’isolement phase terre simultanés entre deux phases différentes d’un même réseau alimenté par un même transformateur HTB/HTA sur des terres différentes éloignées géographiquement. Les deux défauts peuvent se trouver sur le même départ HTA ou sur deux départs HTA différents. Les défauts doubles font circuler dans les terres, à l’endroit des deux défauts, des courants élevés, provoquant par la même des montées en potentiel importantes. • Défaut évolutif : C’est un défaut d’un type donné qui évolue vers un nouveau type dans un temps variable de quelques millisecondes à plusieurs centaines de millisecondes. Les plus fréquents sont : . Un défaut monophasé qui évolue en défaut polyphasé (bi ou triphasé). . Un défaut monophasé qui évolue en défaut double. [01]. I.4.3. Détection des défauts Les protections contrôlent en permanence l’état électrique du réseau en surveillant un certain nombre de grandeurs électrique caractéristiques (courant, tension, fréquence) ou des combinaisons de ces grandeurs (puissance, impédance, etc.).. 6.

(14) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT Les grandeurs électriques sont fluctuantes du fait notamment des variations de charge ou de topologie des réseaux, néanmoins elles évoluent dans un domaine normalement fixé par les règles générales d’exploitation des réseaux. Par exemple les tensions peuvent varier dans un domaine exceptionnel (0.7 à 1.1 Un) et les courants ne dépassent jamais 1.1 à 1.3In selon les installations. Le fait que les grandeurs sortent brusquement de ces domaines est caractéristique de la présence d’une anomalie et utilisé comme critère de détection et ceci s’accompli par l’accueil d’information par les transformateur de mesures (TT et TC) qui traduisant la variation des grandeurs principales du réseau. On retiendra ici qu’en régime de fonctionnement normal les réseaux triphasés sont sensiblement équilibrés, les courants et les tensions ne comportent que des composantes directes. L’apparition de composantes inverses est caractéristique d’un fonctionnement déséquilibré dû soit à un court-circuit dissymétrique, soit au raccordement d’une charge déséquilibrée. De plus l’apparition de composantes homopolaires est caractéristique de présence d’un déséquilibre avec écoulement de courant à la terre via les points neutres du réseau. [02]. I.5. La protection : La protection des réseaux électriques désigne l'ensemble des appareils de surveillance et de protection assurant la stabilité d'un réseau électrique. Cette protection est nécessaire pour éviter la destruction accidentelle d'équipements coûteux et pour assurer une alimentation électrique ininterrompue. Elle doit également garantir la stabilité des réseaux électriques. La Commission électrotechnique internationale (C.E.I) définie la protection comme l’ensemble des dispositions destinées à la détection des défauts et des situations anormales des réseaux afin de commander le déclenchement d’un ou de plusieurs disjoncteurs et, si nécessaire d’élaborer d’autres ordres de signalisations. La plupart des systèmes de fourniture d’énergie électrique sont interconnectés et doivent bénéficier de telles protections. Les protections électriques mettent en œuvre différents éléments : des capteurs, des relais, des automates et des disjoncteurs. Elles fonctionnent typiquement en l'espace de quelques centaines de millisecondes. [07] I.5.1. Rôle des protections : Les fonctions de protection d’un réseau sont destinées à surveiller un ou plusieurs paramètres de l’installation, par exemple : les courants, la tension, la température, la 7.

(15) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT fréquence… Ces grandeurs sont mesurées en permanence et comparées à des consignes ou à des seuils au-delà desquels la situation est définie comme anormale et dangereuse. En présence d’un défaut, la protection donne des ordres de déclenchement bien sûr, et pour isoler durablement la partie en défaut, elle interdit le ré-enclenchement. Elle peut aussi délivrer une alarme pour informer le personnel de maintenance et lui permettre d’intervenir. I.5.2. Les différents types des protections électriques : L’étude des protections d’un réseau se décompose en deux étapes distinctes :  La définition du système de protection, appelée plan de protection  La détermination des réglages de chaque unité de protection, appelée coordination des protections ou sélectivité. Dans un système de transport d’énergie électrique, les lignes sont les éléments les plus exposés aux différentes perturbations à cause de plusieurs facteurs (exemple : le vent, la glace, la neige, le jet de sel, les oiseaux, les avions, les automobiles,…etc.…). Pour maintenir le fonctionnement normal du système, il faut équiper les lignes par des relais de protection et des disjoncteurs. I.5.3.Le plan de protection d’une ligne de transport Pour les utilités des protections des lignes on utilise : - Une batterie avec deux redresseurs (l’un en service et l’autre en réserve). - Un enroulement protection sur le TC et TP. - Une bobine de déclenchement disjoncteur. Les protections des travées lignes sont identiques : - Une protection principale (habituellement c’est une protection de distance). - Un réenclencheur série uniquement pour les liaisons aériennes. - Une protection complémentaire (c’est une protection de puissance résiduelle de terre). - Une protection de secours (Max I). - Un relais de discordance pôles (cas des disjoncteurs à commande monopolaire). - Un localisateur de défaut (cas des lignes longues). - Et un perturbographe.[08]. 8.

(16) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I-3) Plan de protection d’une ligne. I.5.4 Protection de distance : Cette protection est l’équipement le plus utilisé dans le monde sur tous les réseaux THT et HT de transport et de répartition. Il en existe de nombreux types. Ils peuvent être classés en deux catégories : les protections à commutation et les protections multi chaînes de mesure (non commutées). a .Protection de distance à commutation : Les protections électromécaniques de distance et de nombreuses protections statiques sont de ce type qui est de fait le plus répandu actuellement sur tous les réseaux. Cette disposition a été retenue pour réduire le coût de l’équipement. Ce type de protection ne comprend qu’un seul relais de mesure de distance commuté, d’une part, suivant la ou les phases en défaut par un dispositif sélecteur de phase et, d’autre part, la distance à mesurer (zone 1, zone 2, zone 3, etc.). La protection de distance à commutation est composée de plusieurs fonctions a.1.Fonction sélection de phase : Le dispositif sélecteur de phase, piloté la plupart du temps par le module de mise en route, assure l’aiguillage des grandeurs U et I représentatives du défaut sur les relais de distance. Ces relais sont alimentés soit entre phase et neutre s’il y a présence de courant homopolaire I0 9.

(17) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT (présomption de défaut monophasé ou biphasé à la terre), soit entre phases s’il y a absence de I0 (défaut biphasé isolé ou triphasé équilibré). a.2.Fonction de mise en route : Cette fonction est souvent réalisée par un module composé en général de trois relais à minimum d’impédance dits relais de mise en route (un relais par phase).Le vecteur impédance mesurée en permanence par ces relais de mise en route, évolue dans une zone dite de transit et de surcharge (figure 5). La forme de leur caractéristique est adaptée pour que le relais, tout en étant sensible, fonctionne en dehors de cette zone de transit et de surcharge (figure6). En effet, la mise en route réalise la plupart du temps une fonction de secours ultime en assurant un déclenchement largement temporisé en cas de non-fonctionnement des relais de mesure de distance du départ ou des autres protections de l’ouvrage concerné et éventuellement ceux des ouvrages adjacents. Elle ne doit pas donner d’ordre de déclenchement ni en régime de surcharge, ni sur report de charges dû au déclenchement d’une autre ligne adjacente. Les trois relais à minimum d’impédance sont souvent associés à trois relais à maximum de courant (un sur chaque phase). En effet, en cas de courant élevé, ces relais ont un temps de mesure plus rapide que les premiers ; de plus ils permettent une sélection de phase plus sûre. Ils pilotent la fonction sélection de phase pour des courants supérieurs à 3 à 4 In. a.3.Fonction de mesure et de distance : Cette fonction est réalisée par un relais de mesure de distance (ou relais de distance). Un relais de mesure de distance est un relais à minimum d’impédance dont le rôle est de faire une mesure assez précise de l’impédance de la boucle de circuit en défaut avec une erreur de l’ordre de 5 %, alors que les relais de mesure de mise en route ont en général une erreur de mesure de 10 à 15 %. Cette précision est obtenue en réduisant l’influence des principales causes d’erreur telles que la résistance de défaut, le courant de transit, les distorsions des signaux dues au régime transitoire, afin d’évaluer au mieux la distance entre le point de mesure et l’endroit du défaut. Dans une protection de distance à commutation, l’alimentation du relais de distance est commutée sur la ou les phases en défaut par le sélecteur de phase qui a identifié la ou les phases concernées de manière à réaliser dans tous les cas une mesure aussi exacte que possible de la boucle en défaut. Par ailleurs, l’impédance de référence utilisée pour la mesure par ce relais de distance est commutée, pour modifier sa valeur, à l’échéance d’une ou de plusieurs temporisations, par exemple. t1, t2, t3, de manière à disposer successivement de plusieurs impédances de 10.

(18) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT référence de mesure Z1, Z2, Z3 délimitant des zones de fonctionnement (figures 4, 6a et 7). Considérons que les zones Z1, Z2 et Z3 de la protection sont orientées en aval, ce qui revient à dire qu’elles sont situées au-dessus de la caractéristique directionnelle sur le diagramme (figures 6a et 7b). La 1re zone Z1 correspond à l’impédance de référence initiale, laquelle est associée éventuellement à une temporisation t1 (habituellement t1 = 0). Si l’impédance mesurée au moment du défaut Zdef ) est telle que 0 ≤. Zdef < Z1, la protection émet un ordre de. déclenchement à l’échéance de la temporisation t1 , sinon le relais est commuté en Z2 .. Fig. (I-4) Protection de distance. Fig. (I-5) Caractéristique de surcharge maximale admissible. 11.

(19) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I-6) Caractéristiques de mise en route adaptées pour éviter la zone de transit De même : — si Z1 ≤ Zdef<Z2, le relais déclenche à l’échéance de t2 ; — si Z2≤ Z def<Z3, le relais déclenche à l’échéance de t 3 ; — s’il existe une caractéristique de mise en route au-delà de Z3 (figure 6a) et siZ3≤ Z. def. et. qu’en même temps Zdef est à l’intérieur de la partie aval de la caractéristique de la mise en route, le relais peut déclencher à l’échéance d’un temps supérieur à t3 (souvent appelé t4 ). Dans les protections récentes, les zones Z1, Z2 et Z3 peuvent être orientées à la demande vers l’aval (côté ligne) ou vers l’amont (côté barres). La fonction de mise en route peut être orientée ou non orientée (non orientée sur les figures 6a et 7).. 12.

(20) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I-7) Caractéristiques des protections de distance RAZOA du constructeur ABB et PD3A 6000 du constructeur GEC Alsthom a.4. Fonction directionnelle : Cette fonction peut être indépendante ou liée au relais de mesure de distance. Un relais directionnel est un relais de mesure dont la caractéristique passe par l’origine. Lorsque le relais est indépendant de la mesure de distance, sa caractéristique est souvent une droite dite directionnelle passant par l’origine. Les zones situées au-dessus de cette droite sont les zones aval, celles situées au-dessous sont les zones amont. Le relais directionnel fournira une information amont si le défaut est côté barres et une information aval si le défaut est côté ligne. Les protections qui sont équipées de relais d’admittance de caractéristique circulaire passant par l’origine, dite caractéristique mho, n’ont pas besoin de cette fonction ; en effet ce relais a un caractère directionnel (figure 8).. 13.

(21) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I-8) Caractéristique d’un relais de mesure mho La fonction directionnelle existe sur les protections équipées de relais d’impédance ; elle est souvent réalisée par des relais de mesure qui utilisent un comparateur de phases entre deux grandeurs homopolaires pour les défauts monophasés et de phase pour les autres types de défaut. Pour étudier le principe du relais directionnel, examinons le cas d’un relais alimenté en phase A et neutre N, par exemple. Le vecteur impédance de défaut est habituellement représenté par le vecteur. ⃗ dans le diagramme R ,Jx (figure 9).. Fig. (I-9) Caractéristique directionnelle Cependant, en cas de défaut proche du point de mesure, avec alimentation à partir des deux extrémités de la ligne, la vectrice impédance de défaut peut être situé en. ⃗’.. Les constructeurs utilisent de préférence comme caractéristique directionnelle une droite DR passant par l’origine et inclinée d’un angle θ. 14.

(22) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT On réalise un déphasage en arrière d’un angle θ du courant mesuré IA qui devient I’A. Le relais effectue une comparaison de phases entre VAN et I’A. Si ce déphasage est compris entre 0 et π, le point M représentatif du défaut est en aval. Si ce déphasage est compris entre 0 et – π, le point M est en amont. Pour les défauts très proches du point de mesure, la tension mesurée par la protection peut être très faible et de ce fait très bruitée, et on risque de réaliser une mauvaise mesure de direction. Pour éviter ce risque de dysfonctionnement de la mesure lorsque la tension mesurée est trop faible (1 ou 2 % de la tension nominale V n), celle-ci est remplacée dans le cas des relais à comparaison de phases par une tension mémorisée avant le défaut ayant la même phase que la tension de défaut. Pour réaliser cette tension mémorisée, on utilise un oscillateur synchronisé par la tension avant défaut (figure 10).. Fig. (I-10) Élaboration d’une tension mémorisée a.5. Fonction antipompage : Le pompage est un phénomène d’oscillation de puissance entre deux parties du réseau dû à une rupture de synchronisme ou à l’oscillation d’un groupe à la suite d’un défaut. La fonction antipompageest quelquefois réalisée par un relais d’antipompage indépendant. Souvent cette fonction est liée à la fonction de mise en route. Lors d’un tel phénomène, le vecteur représentatif de l’impédance de transit d’une ligne qui n’est pas en défaut peut traverser une zone de fonctionnement du relais de distance. Or, dans ce cas, le relais ne doit pas émettre d’ordre de déclenchement triphasé qui risquerait d’accroître, par rupture d’une liaison électrique, la perte de stabilité du réseau. Le relais d’antipompage verrouille le déclenchement triphasé du relais de distance dès l’apparition d’un phénomène d’oscillation important.. 15.

(23) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT Le principe de fonctionnement le plus souvent retenu est la mesure du temps Δt de passage de l’extrémité du la vecteur impédance. ⃗ entre deux caractéristiques concentriques,. la caractéristique intérieure est celle de mise en route (figure 11).. Si le temps de passage Δt du point M de A à A’ est supérieur à une temporisation tp, il y a présomption de pompage et verrouillage de la protection. Dans certaines protections, ce verrouillage est supprimé à partir d’un certain seuil de courant homopolaire I0 pour permettre, en présence de pompage, l’élimination d’un défaut monophasé sur la liaison par un déclenchement monophasé, la liaison électrique étant alors conservée sur les deux autres phases.. Fig. (I-11) Principe de la détection de pompage a.6. Fonction surveillance de tension : La perte d’une tension, par exemple par rupture d’un fusible de protection d’un des circuits tension (Vmes= 0), peut entraîner le fonctionnement intempestif des relais à minimum d’impédance Zmes = Vmes / Imes =0 s’il existe un courant de transit suffisant. Pour éviter ce dysfonctionnement, on utilise souvent deux relais pour vérifier le critère : présence de tension homopolaire V0 et absence de courant homopolaire I0 (le courant de transit étant supposé équilibré) pour verrouiller la protection. Une autre méthode consiste, avec un relais de tension, à comparer en permanence phase par phase les trois tensions alimentant la protection à trois autres tensions issues d’un autre 16.

(24) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT réducteur de mesure ou protégées par un autre jeu de fusibles. Quelle que soit la méthode de détection, le verrouillage de la protection est instantané. a.7. Fonction déclenchement rapide sur enclenchement sur défaut : Pour accélérer le fonctionnement de la protection de distance lors d’une fermeture du disjoncteur sur défaut (enclenchement manuel intempestif d’un ouvrage mis à la terre à la suite de travaux ou réenclenchement sur défaut), la protection reçoit l’information enclenchement du disjoncteur et, s’il y a en même temps fonctionnement du relais mise en route, la protection émet instantanément un ordre de déclenchement triphasé. a.8. Fonction détection des défauts résistants : Les défauts résistants sur les lignes, qui peuvent mettre en cause la sécurité des personnes s’ils ne sont pas éliminés rapidement, sont souvent mal détectés par les relais à minimum d’impédance. Aussi, dans les protections statiques modernes, les constructeurs proposent-ils un module optionnel de détection des défauts résistants souvent constitué par un relais de courant homopolaire à temps inverse très sensible (figure 12). Il a une temporisation fixe de base pour éviter son fonctionnement lors d’un cycle de réenclenchement monophasé. L’ajustement du relais aux caractéristiques du réseau est obtenu en sélectionnant une courbe caractéristique à temps inverse parmi celles disponibles dans le relais. À Électricité de France, cette fonction est traitée par la protection complémentaire qui utilise un autre principe de mesure.. Fig. (I-12) Caractéristiques de relais de courant à temps inverse. 17.

(25) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT a.9. Fonction réenclenchement : Cette fonction, est souvent présentée sous forme de module optionnel. Elle n’est pas incluse dans la logique principale de la protection. Les protections de distance modernes peuvent recevoir un module simplifié de réenclenchement monophasé et triphasé. a.10. Fonctions logiques principales de la protection : Ces fonctions constituent une partie importante de la protection ; elles déterminent largement les performances de l’équipement. Chaque constructeur s’efforce d’avoir une logique efficace qui permette d’éliminer sélectivement tous les types de défaut, quels que soient le mode d’exploitation et la méthode de mise à la terre du réseau. La figure 13 fournit un exemple de diagramme des interactions qui existent entre les fonctions logiques et les fonctions mesure d’une protection de distance. Les fonctions principales sont : — la sélection de phase pilotée par les relais de mise en route et les relais de courant homopolaire ou courant inverse ; — la logique programmable de traitement de l’émission et de la réception de signaux de commande de la protection située à l’autre extrémité de la ligne pour réaliser les différents schémas de protections à signaux de commande ; elle utilise les informations de la fonction directionnelle ; — la logique de déclenchement pour donner un ordre de déclenchement monophasé pour tout défaut monophasé et un ordre triphasé pour tout défaut polyphasé sur la zone protégée.. 18.

(26) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I-13) Organigramme de la protection de distance à commutation PD3A 6000 du constructeur GEC Alsthom. 19.

(27) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT b. Protection de distance à chaînes multiples de mesure : La figure 14 représente l’organigramme de la protection sans commutation PXLP du constructeur GEC-Alsthom. Les protections de distance sans commutation de relais de distance, souvent destinées aux réseaux de tensions supérieures ou égales à 400 kV, sont dotées d’autant de chaînes de mesure (un ou plusieurs relais) qu’il peut y avoir de fonctions de mesure indépendantes : de 6 à 24 suivant les besoins. Les principes de mesure restent les mêmes, les fonctions logiques sont différentes. La fonction mise en route en tant que fonction indépendante peut éventuellement disparaître ; elle est alors incluse dans chaque relais de distance (un par phase). De plus, la fonction sélection de phase, pour aiguiller les grandeurs de mesure sur l’unique relais de distance, devient dans ce cas inutile. . Étant donné que toutes les mesures de distance (entre phases, entre phase et neutre et pour chaque zone) sont effectuées au même instant en parallèle, il est aisé de les comparer entre elles. La redondance qui existe de fait entre différentes mesures permet d’obtenir une décision logique très sûre : sélection exacte de la phase en défaut, mesure plus précise de la distance. Il devient ainsi possible d’avoir un déclenchement monophasé sélectif sur une ligne à deux circuits sur mêmes supports en cas de défauts monophasés doubles affectant deux phases différentes de chacun des deux circuits sur environ 70 % de la longueur de la ligne (1re zone).. 20.

(28) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT. Fig. (I-14) Protection PXLP 3000 du constructeur GEC Alsthom En effet, si la sélectivité n’était pas assurée, en cas de tels défauts doubles il y aurait perte simultanée des deux liaisons par déclenchement triphasé des deux circuits, entraînant un risque important de perte de stabilité du réseau dans le cas où les deux liaisons assurent un transit important. — Les défauts qui évoluent d’une phase à une autre peuvent être éliminés correctement. — Un plus grand nombre de schémas à signaux de commande (téléactions) devient possible. — Ce type de protection est souvent un peu plus rapide que les protections de distance à commutation de même technologie. 21.

(29) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT — Un certain secours entre zones est assuré. La zone 2 peut servir de secours à la zone 1, puisque tout défaut vu par le relais de distance de la zone 1 est vu également par le relais de la zone 2, et la zone 3 sert de secours vis-à-vis des zones 1 et 2. — Il devient possible d’avoir une caractéristique optimale de mesure pour chaque type de défaut. I.5.5 Protection complémentaire (Protections associées aux protections de distance) : Cette protection est destinée à détecter les défauts à la terre résistants qui ne sont pas vus par les protections de distance. Elle utilise le principe de la mesure de la puissance résiduelle à temps inverse. Elle comprend (figure 15) : — un relais à maximum de courant résiduel qui assure l’initialisation de la mesure de puissance ; — une temporisation de base fixe réglée à une valeur supérieure au temps de cycle du réenclencheur monophasé ; — un relais de puissance résiduelle dont le temps de fonctionnement est inversement proportionnel à la puissance ; l’information directionnelle disponible avec ce type de relais autorise le déclenchement seulement si le défaut est aval. [36]. Fig. (I-15) Protection complémentaire du constructeur ICE I.5.6 Protection à comparaison de phases : Cette protection à liaison de transmission compare les phases des courants homologues aux deux extrémités. 22.

(30) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT Son principe de fonctionnement est simple : les courants aux deux extrémités de la ligne, en tenant compte du sens relatif de raccordement des transformateurs de courant à ces deux extrémités, sont en opposition de phase en l’absence de défaut sur la ligne ; ils deviennent en phase en cas de défaut sur la ligne ; la protection émet alors un ordre de déclenchement. La comparaison peut s’effectuer sur chaque courant de phase ou sur un seul courant de mesure obtenu par une combinaison soit des trois courants de phase, soit des composantes symétriques. Les protections à comparaison de phases sont insensibles aux oscillations de puissance (pompage). [09]. I.6. Protection de réserve des lignes : Cette protection existe uniquement dans quelques postes en attendant sa mise en parallèle avec la protection principale. La protection de réserve de distance est utilisée pour pallier à une défaillance de la protection principale. Elle améliore la fiabilité de fonctionnement du matériel. Dans les anciennes installations, cette protection n'est pas associée au dispositif de réenclenchement automatique. Son action est cependant triphasée définitive quel que soit le type et la nature du défaut. Dans le souci d'assurer la continuité d'alimentation des consommateurs, les ordres de déclenchement monophasés sont temporisés (0.2 Sec ou 0.4 Sec) pour permettre à l'ensemble protection principale et réenclencher de réussir les cycles DR (Déclenchement et réenclenchement) lors des défauts monophasés fugitifs. On rappellera que ces protections équipent l'ensemble des lignes de transport et d'interconnexion. Elles sont parfois adoptées sur les liaisons HT de certains postes jugés stratégiques. [10] I.7. Protection de défaillance disjoncteur : L'installation d'une protection de défaillance disjoncteur se justifiée parce qu'elle permet de préserver le matériel électrique et d'assurer une meilleure qualité de service. Cette protection fonctionne en cas de refus d'ouverture du disjoncteur de la travée. Son démarrage est effectué par l'ordre de déclenchement des protections principales et/ou de réserve. A l'échéance d'une temporisation de 0.3 Sec, si un critère de courant confirme la position fermée du disjoncteur, un ordre de déclenchement est élaboré et entraîne les ouvertures du couplage et de tous les départs aiguillés sur la même barre que le départ en défaut.. 23.

(31) Chapitre I. Etude de la protection des lignes de transport HT Les réglages sont: T = 0.3 Sec. IR = 1.5 x In. Ce réglage est adopté pour toutes les protections de défaillance disjoncteur, excepté celle de la travée transformateur qui utilise l'interlock disjoncteur pour la confirmation de la position fermée du disjoncteur. Le seul réglage à faire sur cette protection est l'affichage du temps de déclenchement. [11] I.8. La commande de disjoncteur : Le rôle de la fonction de commande est d’agir sur les différents appareillages du réseau pour obtenir les manœuvres désirées. Les actions se réalisent soit par commande directe des actionneurs (enclenchement ou déclenchement d’un disjoncteur, etc.), soit par modification des points de consigne des automatismes de réglage (paramètres de surveillance). Lorsque les manœuvres désirées sont réalisées localement, elles sont manuelles par l’un des intervenants du processus ; si elles le sont à distance, les signaux de commande sont émis directement vers les actionneurs par les protections, les automatismes d’exploitation ou depuis les organes de commande du synoptique du poste central de conduite.[12]. 24.

(32)

(33) Chapitre II. La protection numérique. II.1. Introduction : Tout réseau nécessite d’être protégé contre les surtensions, surintensités, courts-circuits, mises à la terre, etc. Cette fonction est assurée par un ensemble d’appareillages localisés dans les postes tels que les relais. L’utilisation de microprocesseurs performants ouvre un nouveau chapitre dans la technique de protection des réseaux. Grâce à leurs capacités de calcul de valeurs de mesure, d’opérations arithmétiques et de décisions fonctionnement logiques, les relais numériques constituent un avantage considérable sur les relais analogiques statiques. A cela, s’ajoutent des avantages supplémentaires tels que : . une faible consommation de courant,. . l’adaptation,. . la possibilité d’auto surveillance,. . l’enregistrement des données pour diagnostiquer le défaut,. . construction flexible et le choix des caractéristiques de déclenchement.. Le développement et l’introduction sur le marché de nouvelles générations de techniques numériques de protection des réseaux sont stimulés par la tendance actuelle de remplacer les relais analogiques par des relais numériques. Pour répondre à cette nouvelle tendance dans la protection par sélectivité, SEG a donc lancé la gamme HIGH TECH LINE et Midos OPTIMHO pour le Relais de Protection de Distance. [13 .14.15]. II.2. Les relais de protection : Les relais de protection sont des appareils qui reçoivent un ou plusieurs informations (signaux) à caractère analogique (courant, tension, puissance, fréquence, température etc.) et le transmettent à un ordre binaire (fermeture ou ouverture d’un circuit de commande) lorsque ces informations reçues atteignent les valeurs supérieures ou inférieures à certaines limites qui sont fixées à l’avance. Donc le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant se produire sur un réseau électrique tel que le court-circuit, variation de tension etc. Un relais de protection détecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue, détermine quels disjoncteurs à ouvrir et alimente les circuits de déclenchement. [02]. 24.

(34) Chapitre II. La protection numérique. II.3. Le contexte historique La fonction première des relais est le plus souvent de séparer les circuits de commande des circuits de puissance à des fins d'isolement, par exemple pour piloter une tension ou un courant élevé à partir d'une commande plus faible et dans certaine application assurer aussi la sécurité de l’opérateur. Les relais furent utilisés en très grande quantité dans les systèmes de commutation. Les premières utilisations des relais dans la protection des lignes de transport étaient tout électromécaniques. Ils ont été basés sur le principe de surintensité qui a été présenté autour de 1902. Ces premiers dispositifs ont non seulement dû détecter des conditions de panne, mais également ont dû produire du couple suffisant pour déclencher l'interrupteur sur lequel le système était fixé. La dernière condition a imposé des restrictions très graves à la sensibilité de ces dispositifs. En raison des longs temps inhérents d'exploitation, ils ne pourraient pas être employés dans les réseaux où l’élimination rapide du défaut était nécessaire. Le concept d'échantillonnage des signaux tension et courant et le développement de calculateurs numériques, a mené aux arrangements de protection numériques. Le marché compétitif oblige les compagnies à changer leur politique pour économiser du temps, de l’argent et offrir une meilleure qualité de service. Ceci mène à considérer avantageusement les effets bénéfiques des méthodes d’évaluation de localisation des défauts. De nos jours, il est fréquent de constater dans les nouvelles versions de lignes modernes des unités de protection utilisant des procédés différents dans l’évaluation de la localisation des défauts. Comme le relais de distance n’était pas suffisamment précis pour évaluer les défauts de façon précise, les efforts dans la recherche étaient orientés pour améliorer les schémas dévolus à la localisation des défauts en mesurant la réactance à partir de la source vers le lieu du défaut. Un cours rapport concernant les anciennes techniques fut présenté à cet effet. Cependant ces techniques simples et approximatives montraient une précision limitée. Ensuite la première génération de localisateur des défauts basés sur les ondes mobiles est introduite sur le terrain dans les années 50 du siècle dernier. L’idée principale de ces schémas était basée sur la détermination du temps écoulé entre l’injection de l’onde à partir d’un point donné vers le lieu du défaut. Malgré leur grande efficacité en comparaison avec celles basées sur la mesure de réactance à ce moment, ils furent progressivement abandonnés à cause de leur finalité, leur problème de maintenance ainsi que le facteur économique qui en découlait. Plus tard, le développement dans le domaine 25.

(35) Chapitre II. La protection numérique de l’injection des ondes mobiles et le fait de capter le signal des ondes, ainsi que le support d’algorithmes modernes de localisation des défauts basés sur les ondes mobiles rentrant en grande compétition avec les autres techniques de localisation de défauts. De nombreux écrits furent publiés pour l’utilisation de cette technique de localisation de défauts. Cependant les schémas basés sur les ondes mobiles ont toujours présentés des inconvénients et des avantages. La révolution de relais solides RSS (électromécanique, statique) et plus tard le développement de technologies numériques a encouragé les chercheurs à développer des localisateurs de défauts basés sur la mesure de l’impédance. Ces schémas peuvent profiter au maximum des capacités mathématiques des microprocesseurs pour développer des schémas numériques modernes de localisation de défauts. Chacun d’entre eux ayant leurs propres avantages et leurs propres désavantages [16, 17, 18, 19,20]. Les relais numériques étaient initialement utilisés pour appliquer tout équipement informatique de protection en substitution tard dans les années 60. La première ébauche de schéma de protection numérique à distance fut suggérée en 1971. La première application effective de relais numériques pour la protection des lignes fut introduite par Westinghouse et Pacific Gas et ‘Electric company’ aux USA en 1972. L’utilisation de l’analyse Fourier pour évaluer les composantes fondamentales des tensions et des courants était proposée en 1975 pour l’utilisation de protections de distance. La fenêtre mobile avec la transformé de Fourier et l’utilisation de la DFT (Digital Fourier Transform) sont introduits, utilisés et testés au début des années 80. [21. 22 .23] Les microprocesseurs ont commencé à remplacer les calculateurs numériques, mais le concept de calcul numérique est resté le même. Aujourd'hui, les lignes de transport à haute tension sont protégées par des relais numériques très fiables et ils ont pratiquement remplacé tous les relais électromécaniques précédents. La figure 1 représente le développement dans la protection des lignes Selon les principes de la protection et la technologie des relais. 26.

(36) Chapitre II. La protection numérique. Protection conventionnelle. Protection moderne. Protection nouvelle. Protection basée sur la très haute fréquence. Protection basée sur l’intelligence artificielle. De distance Directionnelle Différentielle A maximum de courant. (1923) (1910) (1908) (1901). Protection adaptative. Protection ultra rapide. Développement dans les principes de la protection. Microprocesseur. Circuit intégré. Statique. Electromécanique. Développement dans la technologie des relais. Fig. (II.1) L’histoire du développement dans la protection des lignes. II.4. Différents types de relais : Le relais est un dispositif automatique qui commence à fonctionner sous l’action d’une grandeur d’entrée. On distingue deux types de relais 27.

(37) Chapitre II. La protection numérique  . Par technologie Par grandeur de mesure. II.4.1. Protection par technologie II.4.1.1 Relais électromécanique : Un relais électromécanique se compose de deux parties : l’une est fixe et l’autre est mobile, entre lesquelles s’exerce une force (ou un couple) d’origine mécanique ou thermique ou électromagnétique. La partie mobile est solidaire d’un contact qui se déplace par rapport au circuit d’utilisation (exemple : le circuit de disjoncteur). Le mouvement de cette partie mobile sert à fermer ou ouvrir le circuit d’utilisation. Cette protection est relativement abandonnée parce qu’elle est caractérisée par un temps de fonctionnement très élevé, une grande consommation d’énergie et un grand prix de revient. [24]. II.4.1.2 Relais électronique (ou statique) : Les relais statiques dont les circuits de mesure et de commutation sont généralement à base de composants semi-conducteurs : transistors, diodes, thyristors,….etc. Le parcours du signal d’état depuis les capteurs des grandeurs (physiques ou électriques) jusqu'à la prise de décision (le fonctionnement de la protection ou pas) s’effectue dans des modules entièrement électroniques propres à chaque fonction. Cette protection est caractérisée par une construction simple, un temps de déclenchement très court et une grande précision. [25] Les circuits de comparaison fournissent des signaux temporisations qui actionnent des relais de sortie à déclencheurs. Ces dispositifs nécessitent en général une source d'alimentation auxiliaire continue :  Ils procurent une bonne précision et permettent la détection des faibles courants de court-circuit.  Chaque unité opère comme une fonction unitaire et plusieurs fonctions sont nécessaires pour réaliser une fonction de protection complète. Les inconvénients de ces dispositifs demeurent :  Le risque d'être hors d'état de fonctionner entre deux périodes de tests,  La grande puissance consommée en veille,  La faible sécurité de fonctionnement (pas de fonction d'autocontrôle). [02] II.4.1.3. Relais numérique : Les relais modernes sont numériques (les anciennes étaient analogiques, c’est encore la majorité de celles installées dans le réseau), le signal d’entrée est échantillonné (1000 Hz), et 28.

(38) Chapitre II. La protection numérique la mise au point d’algorithmes performant (placé sur mémoire EPROM) permet, sur base de la topologie de l’état des disjoncteurs (ouvert, fermé) ainsi que des tensions et courants mesurés d’en déduire une décision à prendre (ouverture de disjoncteurs). Les algorithmes dépendent du type de protection désiré : protection de distance (qui fait l’objet d’étude), intensité, différentiel. Selon le type d’élément à protéger (ligne, câble, alternateur, poste, transformateur…) un certain nombre de réglages (quelques centaines) sont nécessaires : nombre de kilomètres de lignes, notion de gradin de protection, aspect directionnel, impédances, etc... Ces réglages sont effectués par modem ou manuellement et sont installés sur la mémoire dite EEPROM. II.4.2 Relais par grandeur de mesure Un équipement de protection est généralement composé de plusieurs fonctions élémentaires de mesure, souvent appelées relais de mesure. Ces relais doivent effectuer une mesure correcte avec une précision suffisante malgré la présence des régimes transitoires perturbateurs sur les courants et les tensions qui apparaissent au moment du court circuit.. II.4.2.1 Relais de mesure de courant Ces relais de courant mesurent un courant ou une combinaison de courants (courants direct, inverse, homopolaire). Il en existe une grande variété qui se différencient par la définition de la grandeur mesurée et du mode de temporisation : — valeur instantanée, valeur de crête, valeur moyenne ou valeur efficace ; — valeur mesurée sur une demi-alternance, sur deux demi alternances successives, sur la valeur moyenne de plusieurs demi-alternances, à pourcentage, etc. ; — valeur instantanée ou temporisée (temporisation fixe ou inverse). Les relais à maximum de courant sont très largement utilisés sur les réseaux à moyenne tension MT ; et les plus usuels dans les systèmes de protection des réseaux HT et THT sont examinés ci-après. a. Relais instantané de courant de phase Ce relais, comme tous les relais instantanés de courant, doit être à la fois rapide (temps de fonctionnement <= 40 à 100 m s) et insensible aux régimes transitoires imposés par le réseau. (Figure 2) b. Relais instantané de courant à pourcentage Ce relais de mesure (figure 3) compare la valeur instantanée ou moyenne du courant à une autre valeur de courant au lieu d’une valeur de seuil fixe. Ce deuxième courant est 29.

(39) Chapitre II. La protection numérique souvent lié au premier. C’est ainsi que l’on utilise des relais de courant homopolaire I0 à pourcentage de courant direct : K=I0 /Id, Cette méthode de mesure réduit le risque de fonctionnement intempestif lié aux erreurs de mesure lors d’un régime transitoire.. Fig. (II.2) Relais de mesure de courant sur deux semi-alternances successives. Fig. (II.3) Relais de mesure de courant homopolaire I0 à pourcentage de courant direct Id. c. Relais de courant temporisé Dans ce type de relais, le détecteur de seuil est suivi soit d’une temporisation fixe généralement ajustable (figure 4), soit d’une temporisation à temps inverse (figure 5). La temporisation est d’autant plus courte que la grandeur d’entrée est importante.. Fig. (II.4) Relais de mesure de courant à temporisation fixe réglable 30.

(40) Chapitre II. La protection numérique. Fig. (II.5) Relais de mesure de courant à temporisation à temps inverse d. Relais instantané des composantes symétriques de courant Chaque grandeur de courant de phase est préalablement filtrée afin de ne conserver que la composante à 50 Hz. Les trois grandeurs des courants de phase sont ensuite appliquées à un circuit adapté pour en extraire la composante directe ID ou inverse Ii. La composante homopolaire I0 s’obtient en réalisant la somme vectorielle des courants de phase. La grandeur Id, Ii ou I0 (valeur instantanée ou valeur moyenne) est ensuite appliquée à un dispositif de mesure de seuil.. II.4.2.2 Relais de mesure de tension Les relais de tension peuvent être à maximum de tension ou à minimum de tension. La mesure s’effectue sur une valeur instantanée ou sur une valeur de crête, éventuellement sur une valeur moyenne. Ce type de relais est habituellement temporisé. La mesure s’effectue sur les tensions simples, les tensions composées, les tensions directes, inverses ou homopolaires. Dans certains cas, pour rendre ces relais insensibles au niveau général de tension du réseau, la mesure est réalisée en comparant la valeur de la tension entre phase et neutre et la valeur de la tension composée entre phases en quadrature (par exemple, comparaison de la tension simple VAN avec la tension composée UBC en repérant par A, B, C les phases et par N le neutre).. 31.

(41) Chapitre II. La protection numérique II.4.2.3 Relais de mesure d’impédance a. Généralités Le relais d’impédance prend en compte en permanence les grandeurs V et I d’une même phase pour évaluer l’impédance V/ I= Z de la ligne sur cette phase, vue du point où est situé le relais de mesure. Cette évaluation d’impédance est réalisée en général sur les trois phases, soit entre phase et neutre, soit entre phases. Elle peut être également réalisée sur des grandeurs symétriques : tensions et courants directs, inverses ou homopolaires.  Diagramme d’impédance: pour étudier ce type de relais, il est intéressant d’utiliser le diagramme des impédances (R, jX) qui permet de représenter directement la grandeur mesurée par le relais. Dans le circuit monophasé de la figure 6, un relais d’impédance placé en O mesure une tension V et un courant I comptés positivement dans les sens indiqués. On définit l’impédance apparente V⁄ I= Z=R+ jX mesurée par le relais placé en O et orienté vers D. Dans le diagramme (R, jX) (figure7), l’impédance d’une ligne entre O et D est représentée par le vecteur OD. Si un défaut franc se produit en M sur la ligne, l’impédance mesurée est représentée par le vecteur OM. Si le défaut en M a une résistance RD , l’impédance mesurée est alors représentée par OM’. En l’absence de tout défaut, si, à l’extrémité D de la ligne, il existe une charge Rch qui fait circuler un courant de transit IT dans la ligne, l’impédance de transit ZT mesurée (OM’’)est représentative d’un état hors défaut de la ligne. Dans ce cas, la ligne transite une certaine puissance apparente S=P+ jQ.. Fig. (II.6) Mesure d’impédance sur un circuit monophasé. 32.

(42) Chapitre II. La protection numérique. Fig. (II.7) Diagramme d’impédance  Principe de mesure : à l’instant d’apparition du défaut, le relais compare la mesure Zmes effectuée à une valeur de référence correspondant à la limite de la zone de fonctionnement dans le diagramme (R, jX ) définie par le réglage du relais. Considérons (figure 8) le cas d’une ligne monophasée alimentée par une. extrémité. Si un. défaut apparaît en M avec une résistance RD , le relais placé en A mesure les grandeurs V defet Idef :. Vdef = ZL Idef + RD Idef =Zdef Idef. (II.1). Fig. (II.8) Principe d’un relais d’impédance Si RD = 0 (court-circuit franc à l’endroit du défaut), le relais mesure ZL, c’est-à-dire la distance Ldef du défaut par rapport au point de mesure, en effet Ldef=K ZL. Ce principe de mesure est utilisé dans les protections dites «de distance ».. 33.

(43) Chapitre II. La protection numérique b. Caractéristiques des relais d’impédance Le terme caractéristique désigne, dans ce cas, le lieu des points correspondant à la limite de fonctionnement du relais d’impédance dans le diagramme (R, jX) ; ce relais fonctionne lorsque la valeur d’impédance mesurée franchit cette caractéristique. Les formes de caractéristiques élémentaires les plus courantes sont les suivantes : — la caractéristique circulaire, centrée à l’origine des relais d’impédance (figure 9a), caractéristique la plus simple destinée aux lignes courtes ; — la caractéristique circulaire décentrée (figure 9b) qui n’est qu’une variante de la précédente, pour protéger les lignes de moyenne longueur ayant une probabilité faible d’avoir des défauts résistants ; — la caractéristique circulaire des relais d’admittance (figure 9c), souvent appelés relais mho, qui passe par l’origine, a l’avantage d’être intrinsèquement directionnelle; — la caractéristique en forme de droite, soit horizontale (relais de réactance, figure 9d), soit parallèle à l’axe de la ligne à protéger (relais de résistance) ou encore ayant une inclinaison quelconque passant par l’origine (relais directionnel) ou non.. 34.