Protection Ligne I-Philosophie HQ

TransÉnergie

Une division d'Hydro-Québec

Par Serge Tremblay ing. Conception 2000 Revision mai 2004

SGCT

I- Principes, applications des protections de lignes «Philosophie»

Support à la Gestion des Compétences Techniques

Serge Tremblay Direction Ressources humaines

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Signature numérique de Serge Tremblay ID : cn=Serge Tremblay, o=Hydro-Quebe c, ou=TE, c=CA Date : 2004.05.04 09:33:37 -04'00'


SGCT

Conception 2000 Revision mai 2004



SGCT Support à la Gestion des Compétences Techniques


SGCT Support à la Gestion des Compétences Techniques



Conception 2000 Revision mai 2004

TransÉnergie


Par Serge Tremblay ing.

TransÉnergie


TransÉnergie


T Titre du cours

D I- Principes, applications des protections de lignes « Philosophie »

Suite à 22 ans d’expérience dans le monde des protections de ligne, j’ai voulu faire profiter mon expérience dans ce domaine. Avec 10 ans d’expériences en chantier dans la région Manicouagan, j’ai dû mettre en service et dépanner une multitude de protection de ligne. Les 12 années qui ont suivi dans le monde de la formation m’a permis d’approfondir le sujet d’élargir grandement mes connaissances et d’évaluer la carence générale des techniciens à l’échelle provincial dans le domaine des protections de ligne. En écrivant ce manuel, je perpétue des connaissances précieuses qui aideront énormément l’intervention des techniciens face aux protections de ligne en général. Serge Tremblay ing Auteur

OBJECTIF GÉNÉRAL OBJECTIFS SPÉCIFIQUES

SUJETS TRAITÉS

Intervenir de façon sécuritaire et efficace sur les systèmes de protection de lignes de transport. Comprendre le pourquoi et l’importance de nos actions posées sur une protection lors des réglages et des vérifications. Ö Bien comprendre la nature du défaut « Notion de ligne de transport » Ö Différencier les types de gradins utiliser dans une protection de ligne Ö Reconnaître versus le contexte réseau les types de gradins utiliser Ö Tracer et vérifier les gradins d'une protection de ligne Ö Vérifier toutes les conditions et formes de déclenchement Ö Analyser et bien comprendre les différentes philosophies de protection en fonction du contexte du réseau de transport Ö Bien comprendre l’impact d’un mauvais réglage sur le réseau Ö Nature des lignes de transport face à un défaut ¾ Modèle électrique ¾ Effet du court-circuit sur la ligne

Ö Philosophie de base des gradins ¾ ¾ ¾ ¾

Notion de distance du défaut Description des gradins Description des différents types de défaut « Phase-Terre, Entre –Phase, Triphasé » Comment mesurer et vérifier les gradins

Ö Conditions de déclenchement ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Conditions minimales « 50, 50N, 50Q, … » Chevauchement des gradins phase-terre avec entre-phase Temporisation des Gradins Gradins accélérés ou assistés Perte de fusible (fonction 60) Oscillation de puissance Réenclenchement Monotri

Ö Philosophie de protection ¾ Notion de configuration de réseau Ligne longue et Ligne courte Extrémité faible et forte Client ou source connecté sur le parcourt d’une ligne ¾ Détail des philosophies de protection Mise sous tension de la ligne Mode de base Accéléré avec et sans dépassement « PUR, POR » Faiblesse des modes PUR et POR Phénomène d’inversion de courant avec le mode POR Mode blocage Mode « Weak Infeed », Extrémité faible

MÉTHODOLOGIE D’ENSEIGNEMENT

∗ Acétate (ou projection par ordinateur avec projecteur multimédia) ∗ Simulateur (logiciel)


T ÉQUIPEMENT FOURNI PAR L’APPRENANT DURÉE

D Ö Un Micro ordinateur par étudiant ¾ Pour utiliser avec format du manuel en PDF ¾ Pour simulateur

Quatre jours si non conjugué à un relais ¾ Une partie-2 « Technologie des relais de distance » peut s’ajouter, un autre quatre jours

CONTINGENTEMENT

Six (6) à quinze (15) personnes selon le local

PRÉALABLE LIEU DE DIFFUSION

Notions de vecteurs; expérience de chantier; Intro Automatismes 1 et 2 Aucune restriction


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SGCT

TABLE DES MATIÈRES INTRODUCTION STRUCTURE DE BASE DE LA PROTECTION DE LIGNE 21 - - - - - 1 1.1 - Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.2 - Structure de base de la protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1.2.1 - Portion Analogique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1.2.2 - Portion Logique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

CHAPITRE 1- NOTIONS DE BASE D’UN DÉFAUT DE LIGNE - - - - - - - - - - - - - - 7 1.1 - MODÈLE ÉLECTRIQUE D’UNE LIGNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 1.1.1 1.1.2 1.1.3 1.1.4 -

Élément Résistif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Élément Capacitif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Élément Inductif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Modèle PI de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

1.2 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE SANS DÉFAUT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1.2.1 - Charge faible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1.2.2 - Charge élevée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 1.2.3 - Diagramme d’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

1.3 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE EN DÉFAUT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 1.3.1 - Modèle électrique de la ligne en défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 1.3.2 - Déphasage du courant en défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.3.3 - Régime transitoire lors de défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.3.3.1 - Asymétrie du courant de défaut............................................................................ 18 1.3.3.2 - Harmoniques ........................................................................................................ 20

CHAPITRE 2- LES GRADINS ET ÉLÉMENT DIRECTIONNEL - - - - - - - - - - - - - 23 2.1 - NOTION DE DISTANCE DU DÉFAUT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 -

Distance du défaut par rapport au poste électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Visualisation Simplifiée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 Mesure de portée avec l’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Cercle d’impédance, Gradin de type mho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Position d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.2 - DESCRIPTION DES GRADINS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 2.2.1 - Comparateur d’angle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 2.2.1.1 - Comparateur électromagnétique .......................................................................... 30 2.2.1.2 - Technologie intermédiaire de type commutée...................................................... 31 2.2.1.3 - Technologie récente - un comparateur par gradin................................................ 32

2.3 - Gradins de mesure, ou polarisés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 2.3.1 - Gradin-1, gradin sans dépassement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 2.3.1.1 - Description............................................................................................................ 33

Par Serge Tremblay ing. ©2003 May 4, 2004

Table des Matières

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1 2.3.1.2 2.3.1.3 2.3.1.4 2.3.1.5 2.3.1.6 2.3.1.7 -

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SGCT

Pourquoi un maximum de portée de 80% ? ......................................................... Exception - Gradin-1 avec dépassement.............................................................. Visibilité et temps de déclenchement ................................................................... Fiabilité du Gradin-1 versus la résistance d’arc du défaut.................................... Première méthode de correction de la résistance de l’arc - DSR......................... Deuxième méthode de correction de la résistance de l’arc - Quadrilatère ...........

33 34 34 35 38 40

2.3.2 - Gradin-2, gradin avec dépassement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 2.3.2.1 2.3.2.2 2.3.2.3 2.3.2.4 2.3.2.5 2.3.2.6 2.3.2.7 -

Description............................................................................................................ Visibilité et temps de réaction ............................................................................... Visibilité limitée par des enroulements de transformateurs .................................. Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type mho ......................... Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type Quadrilatère ............ Portée du gradin-2 face à une ligne très longue................................................... Forme de l’arachide «THR»..................................................................................

41 42 43 44 45 46 47

2.4 - Grand gradin et élément de démarrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.4.1 2.4.2 2.4.3 2.4.4 2.4.5 -

Description . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Visibilité - gradin orienté vers l’avant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Temporisation du grand dradin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 Visibilité - gradin orienté vers l’arrière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 Grand gradin exploité sur une ligne longue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

2.4.5.1 - LENTILLE ............................................................................................................. 51

2.4.6 - Grand gradin avec une ligne courte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

2.5 - Élément Directionnel 67 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 2.5.1 2.5.2 2.5.3 2.5.4 2.5.5 -

Temps de réaction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Utilité de l’élément directionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 Directionnel de terre 67N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 Directionnel de phase 67f . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 Élément directionnel de séquence inverse 32Q . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

2.5.5.1 - Défaut avant ......................................................................................................... 57 2.5.5.2 - Défaut arrière........................................................................................................ 58

CHAPITRE 3- LES DÉFAUTS À LA TERRE ET ENTRE PHASES - - - - - - - - - - - 61 3.1 - Défaut Phase-Neutre An, Bn, Cn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.1.1 - Concepts préliminaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 3.1.1.1 - Impédance Image IaZ et Angle de couple maximum ........................................... 64 3.1.1.2 - Vecteur OPÉRATION ........................................................................................... 65

3.1.2 - Composante homopolaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 3.1.3 - Compensation homopolaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 3.1.3.1 - Exemple du KD4................................................................................................... 69 3.1.3.2 - Compensation homopolaire avec la technologie récente ..................................... 70

3.2 - Défaut entre phases AB, BC, CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 -

Convention de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 Description du défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 Déplacements des tensions lors de défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Vecteurs tension & courant du défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 Exemple de défaut entre phases & élément d’opération . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 Branchement des éléments de courants . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77


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3.2.6.1 - Sommation par le transactor................................................................................. 77 3.2.6.2 - Sommateurs internes au relais ............................................................................. 79

3.2.7 - Perception du défaut à la terre par un gradin entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

3.3 - Défaut entre deux phases et la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 3.4 - Défaut Triphasé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

CHAPITRE 4- MÉTHODES DE BRANCHEMENT POUR FIN DE VÉRIFICATION - - 87 4.1 - Sources - Banc d’essai . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 4.1.1 - Historique et évolution des bancs d’essai . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 4.1.2 - Description sommaire de la source . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 4.1.2.1 - Capacité de chaque source .................................................................................. 89 4.1.2.2 - Neutre ................................................................................................................... 89

4.1.3 - Activation Source ou Système de la source . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 4.1.4 - Vérification rapide des sources de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.1.4.1 4.1.4.2 4.1.4.3 4.1.4.4 -

Méthode du triangle de 45°................................................................................... Méthode du triangle équilatéral ............................................................................ Méthode du triangle 30°-60° ................................................................................. Méthode triphasée ................................................................................................

91 92 92 92

4.1.5 - Vérification rapide des sources de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 4.1.5.1 4.1.5.2 4.1.5.3 4.1.5.4 4.1.5.5 -

Conversion de courant en tension ........................................................................ Sommation des courants ...................................................................................... Méthode de sommation de courant avec l’ampèremètre...................................... Différence de potentiel.......................................................................................... Comparaison d’une source de tension avec une source de courant....................

93 93 94 94 95

4.2 - Vérification du défaut à la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 4.2.1 - Branchement des tensions et courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 4.2.2 - Représentation vectorielle du montage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 4.2.2.1 - Injection de fort courant ...................................................................................... 100

4.3 - Vérification du défaut entre phases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 4.3.1 - Montage en T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 4.3.1.1 4.3.1.2 4.3.1.3 4.3.1.4 -

Position du neutre de la source Ns..................................................................... Tension V3 = 104V ............................................................................................. Centrer le neutre du relais Nr ............................................................................. Problème du neutre relais Nr mal centré ............................................................

102 102 103 104

4.3.2 - Branchement des tensions et courants du montage en T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 4.3.2.1 4.3.2.2 4.3.2.3 4.3.2.4 -

Mauvais branchement de la tension ................................................................... Branchement correcte de la tension ................................................................... Mauvais branchement des courants................................................................... Branchement correcte des courants...................................................................

106 108 109 110

4.3.3 - Présentation vectorielle du montage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

CHAPITRE 5- MÉTHODE DE MESURE ET CALCUL - - - - - - - - - - - - - - - - - - 113 5.1 - Calcul de l’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 5.1.0.1 - Calcul de l’impédance d’un point ........................................................................ 114

5.1.1 - Mesure de portée avec composante homopolaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115


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5.1.2 - Tracé du cercle d’impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

5.2 - Effet d’Hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 5.2.1 - Vacillement d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 5.2.2 - Hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 5.2.3 - Méthode de mesure d’un gradin avec hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121

5.3 - Mesure du couple maximum d’un cercle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 5.3.1 - Technique de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 5.3.2 - Mesure de portée d’un cercle avec hystérésis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 5.3.3 - Mesure de portée d’un cercle avec hystérésis angulaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

CHAPITRE 6- CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES GRADINS - - - - - - - - 125 6.1 - Condition minimale de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 6.1.1 - Situation à risque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 6.1.2 - Mise au travail avec minimum de courant [50] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127

6.2 - Chevauchement des gradins øn et øø . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 6.3 - Élément directionnel [67] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 6.4 - Temporisation des gradins . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 6.5 - Gradin accéléré ou assité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 6.6 - Déclenchement des disjoncteurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.6.1 - Déclenchement en mode triphasé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.6.2 - Déclenchement en mode monotri . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 6.6.3 - Logique de déclenchement et temps de maintien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 6.6.3.1 6.6.3.2 6.6.3.3 6.6.3.4 6.6.3.5 -

Majority Gate ...................................................................................................... Déclenchement triphasé sur gradin temporisé et SOTF..................................... Perte du lien de communication ......................................................................... Semblant de monotri alors que nous sommes en déclenchement triphasé ....... Temps de maintien .............................................................................................

137 137 138 138 139

6.7 - Réenclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 6.7.1 - Défaut causé par la foudre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 6.7.2 - Défaut de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 6.7.3 - Blocage du réenclencheur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 6.7.3.1 - Conditions favorables au réenclenchement........................................................ 141 6.7.3.2 - Conditions favorables au BLOCAGE du réenclenchement [79BL]..................... 142

6.7.4 - Circuit de Récidive . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 6.7.5 - Réenclenchement avec le circuit SOTF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

CHAPITRE 7- FONCTIONS DE BLOCAGES DES GRADINS - - - - - - - - - - - - - 147 7.1 - Détection de perte de fusible(s) «60» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 7.1.1 - Limitation des l’effets causés par la perte de fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 7.1.1.1 - Limitation avec les seuils de mise au travail....................................................... 150 7.1.1.2 - Limitation par les enroulements delta de transformateur.................................... 151 Par Serge Tremblay ing. ©2003 May 4, 2004

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7.1.2 - Détection de la débalance de la tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 7.1.2.1 - Détection de la débalance utilisant la composante homopolaire........................ 153 7.1.2.2 - Détection de la débalance utilisant la composante inverse ................................ 155

7.1.3 - Discrimination entre le défaut et perte d’un fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 7.1.3.1 - Discrimination par le courant de neutre .............................................................. 156 7.1.3.2 - Discrimination avec le courant de séquence inverse.......................................... 157

7.1.4 - Actions de la fonction «60» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 7.1.4.1 - Verrouillage de la fonction «60» en blocage de comparateur ............................ 158 7.1.4.2 - Choix du blocage des comparateurs .................................................................. 159 7.1.4.3 - Blocage de la fonction «60» sur discordance de phases ou monotri ................. 160

7.2 - Oscillation de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4 7.2.5 7.2.6 -

Analogie mécanique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 Réseau en exploitation normal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 Perte de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 Oscillation angulaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 Effet de l’oscillation angulaire sur la protection de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 Vitesse de l’oscillation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166

7.2.6.1 - Pénétration de l’oscillation dans les gradins de défaut entre phases ................. 166 7.2.6.2 - Gradin-6 [AB], détection de l’oscillation angulaire .............................................. 166 7.2.6.3 - Méthode de détection ......................................................................................... 167

7.2.7 - Détection de l’oscillation de puissance et action à prendre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 7.2.8 - Autres méthodes de contrer l’oscillation de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 7.2.8.1 - Régulateur de tension des alternateurs.............................................................. 169 7.2.8.2 - Compensateur synchrone ou statique ................................................................ 169

CHAPITRE 8- NOTIONS DE CONFIGURATION RÉSEAU DE LA LIGNE - - - - - - 171 8.1 - Longueur de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 8.1.1 - Ligne courte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 8.1.2 - Ligne longue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 8.1.3 - Ligne très longue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173

8.2 - Extrémité Forte ou Faible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 8.2.1 8.2.2 8.2.3 8.2.4 8.2.5 -

Deux extrémités fortes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 Extrémité faible avec répartition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 Extrémité faible distribuée ou sans disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 Extrémité faible avec ligne adjacente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177 Commutation de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178

8.3 - Client ou source connectés sur le parcours d’une ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179

CHAPITRE 9- PHILOSOPHIES DE PROTECTIONS DE LIGNE - - - - - - - - - - - - 181 9.1 - Mise sous tension de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 9.1.1 - Détection de l’état de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 9.1.1.1 - Détection de l’état d’une phase .......................................................................... 186 9.1.1.2 - Détection de l’état d’une ligne............................................................................. 187

9.1.2 - Fenêtre de temps pour la mise sous tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 9.1.3 - Réarmement de la mise sous tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189


Table des Matières

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9.1.3.1 - Réenclenchement avec SOTF............................................................................ 189 9.1.3.2 - Réenclenchement sans SOTF............................................................................ 190

9.1.4 - Circuits de détection de défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 9.1.4.1 - Méthode des comparateurs ................................................................................ 191 9.1.4.2 - Méthode des seuils............................................................................................. 194

9.2 - Mode de base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 9.2.1 9.2.2 9.2.3 9.2.4 -

Client seulement en vue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 MALT rapide - Réactance du transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Mode de base avec la compensation série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 Mode de base avec source à haute réactance en réseau iloté. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199

9.3 - Accéléré sans dépassement (PUR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 9.3.1 9.3.2 9.3.3 9.3.4 -

Mise en situation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 Solution avec lien de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 Défaut hors zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 Problème conséquent d’un disjoncteur déjà ouvert lors d’un défaut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206

9.4 - Accéléré avec dépassement (POR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 9.4.1 9.4.2 9.4.3 9.4.4 -

Mise en situation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 Solution avec lien de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209 Un disjoncteur est déjà ouvert en extrémité de ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Défaut Hors Zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211

9.5 - Protection de ligne Poste-Centrale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 9.6 - Liens de communication hors service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 9.7 - Problème causé par l’inversion de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 9.7.1 - Mise en situation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 9.7.2 - Cas d’inversion de courant avec circuit conventionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 9.7.2.1 - Étape 1 : Arrivée du défaut ................................................................................. 215 9.7.2.2 - Étape 2 : Déclenchement du disjoncteur provoquant ’inversion de courant....... 217

9.7.3 - Circuit de blocage de signal Rx sans Z2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 9.7.4 - Cas d’inversion de courant avec circuit de blocage Tp-Td . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 9.7.5 - Méthode de blocage avec le gradin-3 inversé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223

9.8 - Client branché sur le parcourt de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 9.8.1 - Défaut dans le poste client . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 9.8.2 - Défaut dans la zone grise de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 9.8.3 - Défaut avoisinant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229

9.9 - Mode blocage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 9.9.1 9.9.2 9.9.3 9.9.4 -

Défaut dans le poste client . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 Défaut dans la zone grise de la ligne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 Défaut avoisinant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 Avantage du mode blocage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236

9.10 - Protection écho ou extrémité faible [WI] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237 9.10.1 - Configuration des protections . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 9.10.1.1 - Philosophie de l’extrémité forte......................................................................... 238 9.10.1.2 - Philosophie de l’extrémité faible ....................................................................... 238 Par Serge Tremblay ing. ©2003 May 4, 2004

Table des Matières

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1 9.10.2 9.10.3 9.10.4 9.10.5 9.10.6 9.10.7 -

2

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Extrémité faible avec source d’appoint . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239 Extrémité faible sans alimentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 Défaut arrière près du poste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Extrémité faible avec ligne adjacente absente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242 Extrémité faible avec ligne adjacente présente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243 Extrémité faible avec défaut arrière sur ligne adjacente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244

CHAPITRE 1- INDEX - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - III


Table des Matières

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1


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Table des Matières

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1

Philosophie de protection de ligne

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2

1234567831529 INTRODUCTION STRUCTURE DE BASE DE LA PROTECTION DE LIGNE 21

Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Introduction

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1


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2

1.1 - Introduction La protection de ligne est subdivisée en deux manuels : 1

Partie 1 - "Principes et Applications des Protections de lignes"

1

Partie 2 - "Technologie des Protections de lignes (21)"

Dans ce premier manuel, "Principes et Applications des Protections de lignes", la protection de ligne est traitée dans le contexte réseau. Les différentes configurations du réseau affecte l’aspect fonctionnel du relais. Le présent manuel traite des diverses philosophies de protection suivantes :

1 1 1 1 1

Mode de base Accéléré avec dépassement Accéléré sans dépassement Mode blocage Etc.

Les différents types de défauts de ligne, les gradins, la forme des gradin :

1 1 1 1 1 1 1

Défaut à la terre Défaut entre phases Défaut entre phases et la terre Défaut triphasé Gradins polarisés 1 & 2 Gradin avec vue arrière Forme circulaire, quadrilatère, arachide, lentille, etc.

Les divers aspects fonctionnels du relais :

1 1 1 1 1

Perte d’un fusible Mise sous tension de la ligne Pendulaison de puissance Seuil de mise au travail Etc.

La figure-1 nous montre les portions de la protection de ligne traitées par le présent manuel.


Introduction

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1

SGCT


2

123145678475926416 237847 347 5777 Z1 ou Z2 ou Z3

12 Σ

120 Vφφ

32

1A/5A

Σ

IZ

Comparateur d’angle

Opération

Polarisation

111

Logique Général de Protection Seuils minimums de courant Philosophies de protection Logiques de déclenchement Entrées et Sorties

niveau 1 = Intérieur du gradin niveau 0 = Extérieur du gradin

CONDITIONNEUR D'ENTRÉE

RÉGLAGE

TRAITEMENT VECTORIEL

FABRICATION DU GRADIN

ANALYSE ET DÉCISION

Voir livre “Technologie des protections de ligne” pour fonctionnement détaillé de ces circuits

Voir livre “Principes et Applications des protections de ligne” Description et émulation des défauts

Figure 1 - Indication des Portions du relais selon les manuels Le deuxième manuel, "Technologie des Protections de lignes (21)", traite du fonctionnement interne de la protection de ligne, en considérant les différents niveaux technologiques ainsi que les principes vectoriels universels sur lesquels repose la conception d’un relais. Il explique comment un relais lit les tensions et les courants, comment fonctionnent les réglages d’un relais, les manières de générer un cercle d’impédance ou un élément directionnel, etc. En comprenant mieux comment fonctionne une protection de ligne, il devient plus facile de saisir à quel niveau se situe le problème lorsqu’il y a défaillance. Malgré que les protections de lignes aient tous le même rôle, il y a des différences entre les divers fabricants, aussi bien au niveau technologique que fonctionnel. Selon l’âge de l’équipement, la construction du relais peut être de technologie électromagnétique, électronique, logique câblée, ou numérique. Sur le plan fonctionnel, il y a des fonctions internes que l’on retrouve chez la plupart des fabricants. Par exemple : le blocage du réenclencheur. D’autres fonctions sont essentielles pour l’ensemble des protections de lignes. Exemple : Minimum de courant ou seuil de mise au travail. Le maximum d’options sera traité afin de balayer le mieux possible l’ensemble des protections de ligne.


Introduction

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1

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2

1.2 - Structure de base de la protection 1.2.1 -PORTION ANALOGIQUE La figure-2 montre les étapes classiques que doit franchir une protection de ligne lors de son traitement vectoriel. Les portions générant les éléments d’opération et de polarisation sont pleinement analogiques. Il s’agit des CONDITIONNEURS D’ENTRÉES, les RÉGLAGES, et finalement les SOMMATEURS. La phase et l’amplitude de chaque vecteur de tension et de courant sont importants pour l’analyse correcte du défaut. Ces portions du relais sont traitées en profondeur dans deuxième livre "Technologie des Protections de lignes (21)". 123145678475926416 237847 347 5777

12345316345317

12 Σ

120 Vφφ

32

1A/5A

IZ

CONDITIONNEUR RÉGLAGE D'ENTRÉE

Σ

Comparateur d’angle Opération Polarisation


111

Logique générale de protection Seuil minimum de courant Philosophie de protection Logique de déclenchement Entrée et Sortie



Figure 2 - Transformateurs et portions de circuit des gradins Par la suite, l’élément de polarisation et l’élément d’opération sont convertis en onde logique. Leur écart angulaire est considéré par le comparateur d’angle qui finalement délimite le gradin. Il existe deux familles de comparateur d’angle. 1

Type Lag-Lead

1

Type +/- 90°

Ce sujet est aussi traité en profondeur dans le manuel "Technologie des Protections de lignes (21)". Le présent manuel, "Principes et Applications des Protections de lignes", ne s’intéresse pas à la manière de construire un gradin, mais plutôt à l’application du gradin


Introduction

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face à la ligne à protéger, et à la philosophie de protection appliquée selon le contexte du réseau.

Figure 3 - Réglage du KDGU, relais électromagnétique

Figure 4 - Réglage de relais électroniques

Figure 5 - Réglage de relais numérique


Introduction

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1.2.2 -PORTION LOGIQUE La figure-6 présente de manière simplifiée, la structure logique d’une protection de ligne. Il s’agit en fait de ce que traite le présent manuel.

CONCEPT DE PROTECTION DE LIGNE (21) Portion Logique et entrées/sorties

4

12345

2 '(4

34

Surveillance

12

Blocage Comparateur

3456789

8 84

Comparateur d’angle Gradin 1, 2 ou 3

60 - Perte de fusible Power Swing Défaillance du Relais

#296 4# Facultatif

79BL

Blocage Réenclencheur

!

Philosophie de protection Mode de base Mise sous tension

4369"4# 12

94

Logique de déclenchement

TX

POR POR WI BLOCAGE

$% 9&

$% 6&

85 ECE et annonciateur

4369"4#

ECE Annonciateur

AFFICHAGE A B C Z1 Z2 Z3 Assisté 60

Figure 6 - Schéma logique de la protection de ligne


Introduction

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8 134 999 NOTIONS DE BASE D’UN DÉFAUT DE LIGNE


Chapitre-1

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2

Ce chapitre se consacre à la compréhension de base d’un défaut de ligne. Les concepts élémentaires seront très utiles à la compréhension des principes et des applications d’une protection de ligne. Il est bon de connaître la différence entre une ligne dans un contexte de réseau normal, et une ligne en état de court-circuit. La protection de ligne ne doit pas être bernée par certains phénomènes normaux de ligne, tels la commutation de disjoncteurs, les harmoniques naturels du réseau, la composante CC, etc. Des circuits sont donc prévus afin de rendre fiable la décision de la protection de ligne. Ils assurent une meilleure sélectivité du défaut. Voyons donc ces concepts élémentaires.

1.1 - MODÈLE ÉLECTRIQUE D’UNE LIGNE Le modèle électrique d’une ligne se compose de trois éléments.

1 1 1

Élément résistif «R» Élément inductif «L» Élément capacitif «C»

Chacun de ces éléments affecte le comportement global de la ligne suite à une perturbation électrique subit par cette même ligne. Suite à un court-circuit, un régime transitoire apparaît. Il est maintenu temporairement par l’effet résonnant de l’ensemble des inductances et des capacitances du réseau. Lors de défaut de ligne, l’importance du courant de défaut sature divers équipements. Par exemple, la saturation d’un transformateur brise la forme de l’onde sinusoïdale, et génère la présence d’harmoniques sur le réseau. Le gain engendré par les circuits résonnants «LC» du réseau donne plus ou moins de l’importance à chacune de ces harmoniques. La ligne de transport s’inclut elle même dans le circuit résonnant «LC». De plus, le moment précis où se produit le défaut par rapport à la tension de la ligne, provoque une asymétrie du courant de défaut. Une composante CC s’ajoute au régime transitoire. La protection de ligne doit résister à tout cela. Sur le plan vectoriel, la phase du courant par rapport à la tension est aussi affectée par l’inductance de la ligne. La protection de ligne doit en tenir compte. Il est donc important de bien comprendre les différents éléments qui composent la ligne.

1.1.1 -ÉLÉMENT RÉSISTIF La fabrication des conducteurs de la ligne de transport se compose de matériaux ayant une bonne conductivité. Le poids, la résistance mécanique, la résistance à la corrosion, la conductivité électrique et le coût affectent le choix des matériaux. Pour jumeler plusieurs paramètres, on peut mélanger différents matériaux. L’aluminium renforcit d’acier (ACSR Aluminium Conductor Steel Reenforced) est un excellent compromis parmi plusieurs critères.

795 MCM ACSR 54/7 39 40 41 20 42 21 43 22 44 23

38 37 36 18 17

19 5

6

4

3

4

3

5

7

2 1

6 8

35

16

1 2

7

34 15 33

12

11

14 32 13 31

Aluminium Conductor Steel Reenforced

30 54

29 53 9 10 45 24 46 25 26 27 28 52 47 51 48 49 50

Figure 1.1 - Conducteur Curlew Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-1

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Quoique la conductivité soit excellente, une longueur de plusieurs centaines de kilomètres de ligne accentue l’effet résistif. Cet effet est représenté par une résistance série dans le modèle électrique de la ligne. Il est évalué en miliohm par kilomètre. La valeur de la résistance varie selon la température du conducteur. La vitesse du vent, la température ambiante et le niveau de transit agissent sur la résistance du conducteur. En ce qui concerne la protection de ligne, la résistance demeure pratiquement négligeable. LIGNE

exemple : ligne 735 kV 11 miliohm par kilomètre

R 479

Esource

Longueur de la ligne

Figure 1.2 - Effet résistif de la ligne

1.1.2 -ÉLÉMENT CAPACITIF Lorsqu’une différence de potentiel est présente entre deux conducteurs, une force électromotrice est exercée sur toutes charges électriques situées dans ce champ de force. Ce champ de force est appelé champ électrique. Son intensité diffère en chaque point de l’espace séparant les deux conducteurs. Il est très fort à la proximité des conducteurs, et faiblit au fur et à mesure qu’il s’éloigne du conducteur. Il se mesure en VOLT PAR MÈTRE. La force exercée sur une charge peut être attractive ou répulsive selon la polarité de la charge.

Champs Électrique

Effet Capacitif

Figure 1.3 - Effet capacitif Ce champ électrique arrive à refouler ou compresser des charges électriques. C’est-àdire, accumuler des charges électriques là où ils n’arrivent pas à passer d’un côté à l’autre. La présence de ces charges arrive donc à maintenir d’elle-même le champ électrique, ce qui explique l’effet mémoire du condensateur. Le déplacement de ces charges électriques est limité par la résistance électrique du milieu, d’où le temps de charge et de décharge. On représente donc l’effet capacitif entre les deux conducteurs du modèle électrique de la ligne. Ce phénomène est fonction de la configuration spatiale des deux conducteurs en causes. Plus les conducteurs sont distants l’un de l’autre, et plus l’effet capacitif est petit par l’affaiblissement du champ électrique.


Chapitre-1

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LIGNE exemple : ligne 735 kV Y=5 microSiemens par kilomètre

R Y 2

Esource

471!

Y 2

Longueur de la ligne

Figure 1.4 - Effet Capacitif de la ligne Comme l’effet capacitif est parallèle dans le modèle électrique de la ligne, la conductance est utilisée comme mesure. L’unité est le micro Siemen par kilomètre. L’unité Siemens est équivalente à l’unité mho. Les conductances s’additionnent lorsque les charges sont en parallèles. Lorsqu’un court-circuit apparaît entre deux conducteurs, la différence de potentiel disparaît à l’endroit du court-circuit, éliminant tout champ électrique. L’effet capacitif n’est plus ressenti. Le court-circuit se retrouve en parallèle avec l’effet capacitif de la ligne et l’annule. L’effet capacitif n’est donc plus considéré lors de défaut de ligne. L’effet de sa disparition sera traité plus loin dans ce manuel.

1.1.3 -ÉLÉMENT INDUCTIF Lorsqu’un courant circule dans un conducteur, une pression magnétique appelée force magnétomotrice Fmm apparaît dans l’espace entourant le conducteur. Il est mesuré en ampère-tour. Exprimé par unité de longueur, on l’appèle champ magnétique H et se mesure en ampère-tour par mètre. Cette pression engendre la circulation d’un flux magnétique. La grandeur du flux magnétique 1 dépend de la conductivité magnétique du milieu où se trouve le champ magnétique. La variation de ce flux produit une tension aux bornes de tout enroulement exposé à ce flux. E=n

dφ dt

Faraday

Si le flux ne varie pas, aucune tension n’est présente aux bornes des conducteurs. On présume ici que le conducteur est de résistance nul. Si le flux doit varier comme c’est le cas dans un réseau à 60Hz, il induit une tension aux bornes des conducteurs, qui génère ensuite une force contre magnétomotrice. Cette tension induite est appelée aussi autoInduction. Par exemple, lorsque vous alimentez l’enroulement primaire d’un transformateur sans charge avec une tension de 120Vac, vous remarquez que le courant de magnétisation est très faible. Dû à l’excellente conduction du noyau magnétique du transformateur, pour une très petite force magnétomotrice, donc très faible courant, le flux magnétique généré dans le noyau est élevé. À une fréquence de 60Hz, ce flux devra générer une tension aux bornes du transformateur. La tension induite devra être la même tension qui lui est imposée par le réseau. La ligne de transport ne compte qu’un seul tour et ne possède pas de noyau magnétique comme c’est le cas d’un transformateur. Le Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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courant de magnétisation d’une ligne en court-circuit sera donc très élevé. Cependant, le flux magnétique circulant autour des conducteurs provoquera l’effet d’auto-induction. Ceci limite donc le courant de court-circuit. La régénération de tension par l’autoinduction aux bornes de la ligne de transport abaisse la tension réelle de court-circuit. L’impédance de l’inductance d’une ligne 735kV perçue lors d’un court-circuit est de l’ordre de 25 à 30 fois plus élevée que la résistance de la ligne.

Effet Inductif

Champ Magnétique

XL ≈ 28 R  XL  Tan −1   = 88°  R  Z

2234567

18

ER = ESource − EXL

1 11

tension induite par auto-induction

XL

X L = 2π fL

Court-Circuit

Esource

Figure 1.5 - Effet inductif


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1.1.4 -MODÈLE PI DE LA LIGNE La disposition des trois éléments « résistif, inductif, capacitif » crée un circuit électrique équivalent de la ligne appelé modèle en PI (2). Voir la figure suivante.

Figure 1.6 - Modèle PI de la ligne Le modèle PI théorique d’une ligne représente en réalité une longueur infiniment petite de la ligne. Les circuits équivalents placés en cascade comme en figure-1.7, représentent une ligne d’une certaine longueur. Normalement, le modèle PI d’une ligne est calculé à une longueur unitaire, soit 1 km. On veut simuler une ligne de 10 km. On branche 10 modules unitaires en cascade. Plus la longueur de ligne représentée par le modèle PI est courte, plus il faut mettre des modules en cascade. Plus il y a de modèle PI en cascade pour représenter une même longueur de ligne, et plus on se rapproche de la réalité d’une ligne. En régime permanent, pour un réseau stable, une ligne peut être représentée par un seul modèle PI calculé pour sa longueur. Par contre, en régime transitoire, un seul modèle PI ne simule pas le phénomène de propagation d’une transitoire à partir d’une extrémité à l’autre de la ligne. Il faut donc mettre le maximum de modèle PI en cascade dont chaque modèle représente une très courte longueur de la ligne. Aujourd’hui, avec l’ordinateur, on peut simuler une ligne en plaçant numériquement autant de circuits que l’on veut. Le seul problème est que plus on fragmente en écourtant la portée du modèle PI, plus le temps de calcul pour une simulation est long. Heureusement, l’ordinateur peut utiliser directement les fonctions hyperboliques de la ligne qui reflètent la réalité, et plus simples à utiliser que le modèle PI pour un calculateur. Les fonctions hyperboliques de la ligne sont des fonctions mathématiques représentant parfaitement le comportement de la ligne. On utilise aussi les fonctions hyperboliques pour calculer le modèle PI corrigé représentant en un seul circuit, une ligne de longueur désirée.

Figure 1.7 - Modèle PI en cascade Pour un réseau triphasé, le modèle électrique d’une ligne se complique appréciablement. Il y a l’interaction entre les trois conducteurs (phase A, B et C). De plus, chacun de ces conducteurs a une interaction avec la terre. Mais pour la compréhension d’une protection de ligne, le modèle se simplifie heureusement à deux conducteurs lors d’un défaut de ligne. La contribution des autres conducteurs est négligeable lors de défaut.


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Dû à l’asymétrie de la disposition des conducteurs pour une ligne de transport, l’effet réactif entre chaque phase et la terre diffère. Vue des sources, la ligne agit donc comme une charge réactive déséquilibrée non négligeable. Ce déséquilibre provoque l’existence de composantes inverses, provoquant par la suite l’échauffement des rotors de toutes machines tournantes triphasées (Alternateur, Compensateur synchrone, moteur synchrone et asynchrone). Une façon de remédier à ce problème est la permutation ou rotation des conducteurs. Le principe de «à chacun son tour» fait en sorte que chaque conducteur habite équitablement les trois positions physiques différentes du parcours. Chaque position est occupée sur le tiers du parcours. C2

C1>C2>C3

C1 C3

C1

C4

C1

C2

C3

C1 C3

C5

C3 C1>C2>C3>C4>C5

3 phases côte à côte exemple du 735 Kv

3 phases superposées Ligne biterne exemple du 315 KV

A

A B

B C

C B loin de A Tiers du parcours

A loin de C Sixième du parcours

B loin de C Tiers du parcours

A loin de C Sixième du parcours

Tiers du parcours

Balancement de la ligne de transport

123435267897 4 9

123435267897 4 9

Figure 1.8 - Rotation de phases Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1.2 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE SANS DÉFAUT En exploitation normale du réseau de transport d’énergie, la ligne de transport connaît deux extrêmes. Un de ces extrêmes est le très faible transit dû à la faible charge. L’autre extrême est le très fort transit dû à la charge élevée. La ligne se comporte différemment entre ces deux extrêmes.

1.2.1 -CHARGE FAIBLE Imaginons une ligne de transport longue reliant une source à une très faible charge. Faute de charge, l’effet résonnant LC de la ligne offre du gain à la tension. Plus on s’éloigne de la source et plus la tension entre deux phases augmente.

Client Faible

Ligne fortement capacitive

Source Inductance Shunt pour compensation

Figure 1.9 - Ligne avec faible charge La manière d’équilibrer la tension du réseau est la correction du facteur de puissance de la ligne. Lorsque la ligne est capacitive, on compense avec une charge de nature inverse, l’inductance shunt. Plus le transit est faible, plus la ligne est capacitive, et plus on doit ajouter des inductances shunt. Afin de corriger la tension sur tout le parcourt de la ligne, on doit corriger ce facteur de puissance de manière distribée sur la ligne. Par exemple, de LG2 vers Montréal, on corrige la tension au poste Némiscau, ensuite au poste Abitibi, ensuite au poste La Vérendrye, et finalement à la charge au poste Chénier.

'

121342567189

Résultante

5

Effet capacitif de la ligne VAR(-)

42567189

' Résultante Effet capacitif de la ligne VAR(-)

Client + résistance de ligne (Watt)

Client + résistance de ligne (Watt)

5 Inductance de compensation VAR(+)

Figure 1.10 - Compensation réactive


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1.2.2 -CHARGE ÉLEVÉE Plus la charge est élevée, et plus le courant circulant dans la ligne est élevé. Ce courant sollicite l’effet inductif de la ligne. Donc, plus le courant de transit est élevé, et plus la ligne compense d’elle-même son propre effet capacitif. Les inductances shunt deviennent donc moins utiles. Lorsque nous transitons à la puissance nominale, nous n’avons plus besoin d’inductance shunt. Exploiter un réseau en transitant la puissance nominale sur une ligne est suicidaire. Si un événement provoque le déclenchement d’une ligne, le reste des lignes en service devrait pouvoir transiter l’énergie totale et tomberaient en surcharge. Ce qui causerait la chute du réseau. Donc, de préférence, on préfère ne pas surcharger une ligne et recourir à des inductances shunt. Ainsi, la perte d’une ligne suite à un événement indésirable ne remettra pas en cause le réseau puisque les lignes restantes peuvent transiter la totalité de l’énergie.

Ligne fortement inductive

Client Fort

Source

Figure 1.11 - Charge élevée

1.2.3 -DIAGRAMME D’IMPÉDANCE Le diagramme d’impédance est un outil intéressant pour analyser les défauts. Une protection de ligne doit être sélective. C’est à dire, ne pas confondre le client avec le défaut, ou un autre défaut qui ne lui appartient pas. Le diagramme d’impédance devient donc comme une mappe où on peut définir les endroits où la protection de ligne doit travailler. On peut donc positionner le territoire du client et configurer la protection de ligne à ne pas agir dans cette zone. Le client se situe autour de l’axe résistif puisqu’il consomme une puissance active se mesurant en Watt. Il est cependant difficile d’être parfaitement résistif dû à la nature de certaines charges (moteurs). C’est pourquoi un certain facteur de puissance est toléré.

capacitance

inductance

XL

résistance

zone client

R

Diagramme d’impédance

Figure 1.12 - Diagramme d’impédance, zone client Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1.3 - COMPORTEMENT D’UNE LIGNE EN DÉFAUT Avant l’arrivé d’un défaut, la ligne est stable et en régime permanent. Dès l’apparition d’un court-circuit, la ligne subit une perturbation et entre en régime transitoire. Ce régime transitoire affecte la qualité de la sinusoïde de diverses manières : 1Composante CC ou asymétrie. 1Harmoniques. 1Fluctuation de la fréquence. 1Amplitude du courant de court-circuit en baisse de manière exponentielle. Une protection de ligne peut être bernée par ce régime transitoire. La protection de ligne devra donc être équipée de filtres et de circuits spéciaux assurant son immunité aux phénomènes transitoires. Voyons une brève description du défaut de la ligne et des régimes transitoires.

1.3.1 -MODÈLE ÉLECTRIQUE DE LA LIGNE EN DÉFAUT Lorsqu’un court-circuit se produit, l’effet capacitif de la ligne est court-circuité, se retrouvant en parallèle avec ce court-circuit. En exploitation normale de réseau, l’effet inductif de la ligne compense en partie l’effet capacitif de cette même ligne selon la grandeur de la charge en cours. Normalement, l’effet capacitif de la ligne est dominant et nous oblige à utiliser des inductances shunt. Mais, en court-circuit, il ne reste plus que l’effet inductif et résistif de la ligne. De plus, le très fort courant de court-circuit de la ligne met fortement en évidence l’effet inductif de la ligne.

Ligne TRÈS fortement inductive

8"#$%6

Source

Figure 1.13 Le modèle électrique de la ligne en état de court-circuit se résume donc à la résistance de la ligne, l’inductance de la ligne, et la résistance du défaut.


Chapitre-1

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1.3.2 -DÉPHASAGE DU COURANT EN DÉFAUT Lors de court-circuit de ligne, la source alimentant le défaut ne perçoit que la résistance et l’inductance de la ligne. On présume un défaut parfait pour le moment. Le courant déphase d’environ -45° à -85° par rapport à la tension de la source. L’angle du déphasage dépend de la relation entre la réactance XL de la ligne et la résistance R de la ligne. Le schéma de phaseur suivant visualise ce déphasage entre le vecteur tension et le vecteur courant. Le diagramme d’impédance montre le résultat de ce déphasage sous forme d’impédance. Voir figure-1.14.

XL 4

Diagramme d’impédance

faut

Phaseur u dé

θ

édan

ce d

Irésistif

Imp

Iinductif

Portion Inductive de la ligne

θ

Portion résistive de la ligne

X  Tang −1  L  = θ  R 

R

Figure 1.14 - Déphasage de I et de E lors de défaut La protection de ligne devra définir une zone de défaut au niveau du diagramme d’impédance. Le chapitre suivant traitera de cette question.

1.3.3 -RÉGIME TRANSITOIRE LORS DE DÉFAUT Le passage d’un régime permanent à un autre passe toujours par un régime transitoire. Le passage d’une ligne en exploitation normale à un état de court-circuit passe par une multitude d’effets transitoires. La protection de ligne doit se protéger contre la tempête d’impuretés que représente le régime transitoire. Deux éléments importants constituent ce régime transitoire. Apparition momentanée d’une composante CC provoqué par l’asymétrie du courant de défaut, et une abondance d’harmoniques dû à la saturation des équipements.


Chapitre-1

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1.3.3.1 - Asymétrie du courant de défaut Un défaut ne choisit pas le moment où il se produit. Sont apparition est aléatoire par rapport à la tension du réseau. Le moment où le défaut se produit a un effet important sur l’asymétrie du courant. La figure-1.15 montre un défaut se produisant au moment où la tension est à zéro. La pente ou la variation du courant engendre la tension comme montré à l’équation suivante. Comme le défaut se produit au moment où la tension est zéro, la pente du courant devra donc être zéro, ce qui correspond à la position crête du courant. La valeur crête initiale correspond au courant résiduel I0 qu’il y avait sur la ligne au moment de l’arrivé du défaut. Donc, la valeur crête du courant démarre à la valeur I0, et se rend à la prochaine valeur crête qui représente le double de l’amplitude du courant de défaut par rapport au zéro. E=L I=

dI dt

1 Edt + I 0 L∫

En isolant le courant de la première équation, on obtient la deuxième équation où la tension est intégrée pour donner le courant de défaut. Le concept de l’asymétrie apparaît assez bien. L’intégrale représente la surface sous la courbe. La surface cumulée sous la courbe de la tension donne la grandeur du courant. Or, démarrer la tension 0° donne une surface très grande de 0° à 180°. Le problème est que la valeur initiale du courant aurait dû être à la moitié de la valeur crête à crête et de polarité négative. En partant de zéro, ou du courant avant défaut I0, l’amplitude du courant zéro-crête est doublé 180° plus tard. Heureusement, la résistance de la ligne décharge le courant asymétrique de manière exponentiel pour recentrer le courant autour de zéro. 2.0

Valeur crête à crête - amplitude doublée à partir du zéro

1.5

15

Courant

Tension

10

1.0 5 0.5 0.0

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-0.5 -5 -1.0 -1.5

-10

ASYMÉTRIE -15

-2.0

Figure 1.15 - Asymétrie - Défaut se produisant à 0° de la tension


Chapitre-1

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Les protections de ligne électroniques fonctionnent avec l’analyse du passage par zéro de la sinusoïde. La figure-1.16 montre l’erreur dont il est question. Le fabricant devra donc corriger ce problème. L’exemple du filtre passe-haut en est un. 1 2

Vin

Vout

5)7*+),-. Vin

Vout

/7*+),-. asymétrie

Vin Vout

erreur

Figure 1.16 - Erreur provoqué par l’asymétrie La relation XL/R entre la réactance XL et la résistance R de la ligne décide de la durée de cette asymétrie. La ligne de 735kV est de l’ordre de X/R=28. La courbe de couleur verte de la figure suivante montre la décharge de l’asymétrie.

τ=

X/R = 500 X/R = 30

0.8

8

XL R

X/R = 5 Courant de défaut Composante CC

0

10

20

30

40

3

50

60

70

80

-0.2

90

100 -2

Tension en PU

Courant en PU

0.3

X/R = -0.7

-7

tension

-1.2

-12

Temps en msec

Figure 1.17 - Courbe de décharge de l’asymétrie Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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Si le défaut se produit au moment où la tension est à son maximum, soit +90° ou -90° de la sinusoïde de la tension, il n’y a pas d’asymétrie. La tension maximum correspond à pente maximum de courant. Ceci n’est valide que pour une ligne avec un X/R > 25. C’est-à-dire que la ligne est fortement inductive. 2.0

15

Courant

Tension

1.5

10

1.0 5 0.5 0.0

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-0.5 -5 -1.0 -10

-1.5

-15

-2.0

Figure 1.18 - Pas d’asymétrie - Défaut se produisant à 90° de la tension

1.3.3.2 - Harmoniques Lorsque la sinusoïde du réseau est déformée par des équipements avec un comportement non linéaire, des harmoniques sont aussitôt générés. Un transformateur est un exemple d’équipement non linéaire. Dans la figure-1.19, on utilise le transformateur dans sa zone linéaire. La sinusoïde conserve donc une certaine pureté. Évidemment, un transformateur n’est pas parfait et il a tendance à générer de l’harmonique impair. Les enroulements delta fermés du réseau éliminent la troisième harmonique. 1

a

4 n

a

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Amplitude 0.0000 1.0000

Phase

Zone linéaire des transfo.

Figure 1.19 - Zone linéaire du transformateur Le problème commence lorsqu’il y a saturation, ou que la zone non linéaire est exploitée. Par exemple, un défaut de ligne engendre un très fort courant de court-circuit. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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Ce fort courant amène le transformateur dans sa zone non linéaire et la sinusoïde de la tension du réseau est déformée. Des harmoniques impairs sont aussitôt générés. Les harmoniques homopolaires telles la 3e et la 9e sont filtrés par les enroulements deltas du réseau. La 7e, 11e et 13e peuvent subsister et agir. 1

4

a

n

a

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Amplitude 0.0000 0.8959

Phase

0.0733 0.0311

180.0°

0.0003 0.0091 0.0039

180.0°

0.0026

180.0°

Zone de saturation des transfo.

Figure 1.20 - Saturation du transformateur Il est possible de saturer le transformateur seulement d’un côté de l’onde. Pour cela, il faut qu’une alternance de l’onde ait une amplitude supérieure à l’autre alternance. La composante CC générée par un orage magnétique peut faire cela. L’asymétrie expliquée précédemment peut aussi le faire. Dans une situation semblable, seule une alternance de la sinusoïde est endommagée. Des harmoniques pairs et impairs apparaissent aussitôt. Les harmoniques homopolaires telle la 3e, 6e, 9e, et 12e sont éliminées par les enroulements delta du réseau. Par contre, les autres subsistent. 1

4

a

a n

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Amplitude 0.3910 0.8045 0.1379 0.0690 0.0138 0.0138 0.0158 0.0050 0.0050 0.0069 0.0025 0.0025 0.0039 0.0015

Phase

90.0° 270.0° 270.0° 180.0° 270.0° 180.0° 90.0° 180.0° 90.0°

Zone de saturation par asymétrie du transfo.

Figure 1.21 - Saturation asymétrique du transformateur Les harmoniques peuvent provenir de systèmes utilisant la commutation à thyristor. Les excitations statiques, compensateurs statiques sont des exemples de générateurs Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-1

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d’harmoniques. Les redresseurs des alumineries génèrent des harmoniques. Normalement, ces générateurs d’harmoniques ne sont pas appréciés du réseau. Ils doivent donc être accompagnés de filtre afin de les éliminer au maximum. Les harmoniques peuvent aussi provenir des équipements de lectures de tension. La figure-1.22 montre de multiple passages par zéro provoqué par la 7e harmonique de notre exemple. Comme la protection de ligne électronique gère le passage par zéro, il ne faut pas que ces multiples passages provoquent une mauvaise décision du relais. Le relais utilise donc des techniques de filtration ou d’inertie afin de se protéger de ces multiples passages par zéro. 123456789 234799 2 32 734633623467479

Figure 1.22 - Passage par zéro de la 7e harmonique Les techniques de filtrations sont traitées dans le volume II "Technologie des Protections de ligne 21". La suite de ce manuel traitera de la sélectivité de la protection de ligne, aussi bien au niveau de la zone d’impédance comme au niveau des philosophies de protection.


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8 134 99 LES GRADINS ET ÉLÉMENT DIRECTIONNEL


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Ce chapitre traite :

2 2 2 2 2 2 2 2

Portée et orientation des gradins Gradin de type commuté Gradins sans dépassement «Z1» et avec dépassement «Z2» Visibilité et fiabilité des gradins Formes des gradins «mho, quadrilatère, lentille, arachide» Le grand gradin «Z3» Temporisation des gradins «TZ2, TZ3» Élément directionnel «67»

2.1 - NOTION DE DISTANCE DU DÉFAUT 2.1.1 -DISTANCE DU DÉFAUT PAR RAPPORT AU POSTE ÉLECTRIQUE Commençons par définir la portée d’un défaut. La protection de ligne 21 prend comme informations, la tension et le courant provenant de la ligne à protéger. Elle évalue la portée du défaut en utilisant ces deux mesures : Une protection de ligne regarde en direction de la ligne à surveiller. Tout défaut se produisant sur sa ligne est un défaut avant. Si le défaut ne se produit pas du côté surveillé par la protection de ligne, le défaut est arrière. La protection de ligne est aussi appelée RELAIS D’IMPÉDANCE ou RELAIS DE LIGNE. Donc, ce manuel utilisera occasionnellement le terme relais pour signifier la protection de ligne. Comme le relais ne perçoit les défauts que d’un seul côté, nous disons que le relais est DIRECTIONNEL ou POLARISÉ. Vue arrière

Vue avant

Point Zéro

a

Portée du gradin concerné

b

Barre

Poste Disjoncteur

Ligne

TC TT

Relais 21

Figure 2.1 - Point zéro et porté d’un gradin polarisé La tension agit comme la référence angulaire du relais. Chaque type de défaut à sa référence angulaire : Défaut à la terre AN, BN, CN ; Défaut entre phase AB, BC et CA. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-2

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Par exemple, pour les défauts de type AN, la tension «Ean» agit comme référence 0°. Donc, la tension ne distingue pas le fait que le défaut soit arrière ou avant. Le courant est sensible à l’orientation du défaut. Un courant de défaut avant est à 180° du courant de défaut arrière. La protection analyse l’orientation du courant en fonction de la tension de référence afin d’évaluer la direction du défaut. Vue avant

Vue avant

Vue arrière

Barre

Barre

Vue arrière

Relais 21

Relais 21

Figure 2.2 - Sens du courant de défaut

2.1.2 -VISUALISATION SIMPLIFIÉE Pour nous aider à procéder plus simplement dans les pages à venir, la figure-2.3 montre une manière simplifiée de visualiser la position d’un poste et la ligne à protéger. On doit se souvenir que le point zéro «a» pour une protection de ligne correspond au point de mesure du courant «TC» de la même ligne à protéger. Le schéma suivant ne montre que le nécessaire : La barre, les disjoncteurs, la ligne et la délimitation du poste. Portée = 100% Poste-1

Poste-2 Ligne Portée du gradin concerné

a

b

Point Zéro Délimitation du poste

Barre

Ligne

Ligne

Disjoncteur

Figure 2.3 - Visualisation simplifiée du réseau Pour la compréhension du fonctionnement de la protection de ligne, le schéma précédent est largement suffisant.


Chapitre-2

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2.1.3 -MESURE DE PORTÉE AVEC L’IMPÉDANCE Au chapitre 1, section 1.3.1 page 16, lors d’un court-circuit de la ligne, nous avons vu que la ligne est purement résistive et inductive. Les grandeurs de XL et de R sont proportionnelles à la longueur de la ligne. On peut donc utiliser l’impédance de la ligne afin de délimiter la portée du défaut.

XL

défau

t

XL

Im p é danc e du

θ Portion Inductive de la ligne

XL

XL

θ R

 XL   2* XL  θ = arctan   = arctan   R   2 * R 

R R


Figure 2.4 - Diagramme d’impédance Il faudra cependant tenir compte de la relation angulaire entre XL et R de la ligne. Comme l’inductance de la ligne XL est proportionnelle à la longueur de la ligne en courtcircuit, et qu’il en est aussi de même pour la résistance R de la ligne, la relation suivante XL

R

demeure constante. Donc, l’angle 3 de l’impédance de la ligne est constant, quelque soit la longueur de la ligne soumise au défaut. En supposant que le défaut soit parfait, le vecteur d’impédance du défaut varie en amplitude selon la distance du défaut, mais l’angle 3 demeure constant. Il est intéressant de constater que le défaut de ligne n’habite pas le même axe que la charge qui réside sur l’axe résistif R. Il devient donc plus facile de créer une zone de défaut dans le diagramme d’impédance sans y intégrer la charge.


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2.1.4 -CERCLE D’IMPÉDANCE, GRADIN DE TYPE MHO

A xe d

e dé f

au t

Le manuel "Technologie des Protections de ligne 21" explique de quelle manière nous fabriquons un gradin. Il est aussi question de réglage des portées «a» et «b», et du réglage de l’orientation angulaire du cercle d’impédance suivant.

XL

Poste-2

b

Gradin

θ

R

a

Axe client

Portée = 100% Poste-1

Poste-2 Ligne

a

Portée du gradin concerné

b

Point Zéro

Figure 2.5 - Gradin de type mho Ce manuel se limite strictement à l’application des gradins et non à leur fabrication. Voyons avec la figure-2.5, le lien qu’il existe entre le diagramme d’impédance et la représentation du réseau juste en dessous. En contexte de défaut de ligne, il est possible de représenter sur l’axe de défaut du diagramme d’impédance, chacun des points du réseau «a» et «b». Il est même possible de représenter la position du poste éloigné. «poste2». La portée s’exprime normalement en pourcentage. La longueur totale de la ligne, en partant du point de mesure de courant du poste-1 jusqu’au point de mesure du courant du poste-2, représente 100%. La portée des gradins sera exprimée en ohm ou en pour cent. Le relais est capable de fabriquer un cercle d’impédance orientable et ajustable en grandeur par des réglages. Le cercle en jaune à la figure précédente représente ce cercle d’impédance appelé GRADIN. Si l’impédance du défaut se retrouve à l’intérieur du cercle, le gradin est actif et agit selon la philosophie adoptée par le relais.


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2.1.5 -POSITION D’UN DÉFAUT

d é f au

t

Imaginons maintenant un défaut à différentes positions. Dans la figure suivante on déplace le défaut de la position (a) jusqu’à la position (f). Le gradin du poste-1 couvre 80% de la ligne.

Poste-1 10%

Axe d e

Ligne = 100%

Poste-2 40%

80% 90%

XL

Poste-2

a

b c

f e G

Portée du gradin = 80%

d

e f

din ra

d c b a

Avan t Arriè re

R

Figure 2.6 - Différentes positions de défauts On fait correspondre point pour point, ces mêmes défauts sur le diagramme d’impédance. Les points «c» et «d» sont à l’intérieur du gradin. En voyant le gradin actif, le relais applique la philosophie qui lui a été proposée. Le relais finira par libérer le défaut en donnant l’ordre aux disjoncteurs d’ouvrir si le verdict de la philosophie adoptée le permet. Il faut savoir que le gradin doit toujours franchir un circuit contenant une certaine logique accomplissant une philosophie de protection. Nous traiterons de ces philosophies plus tard dans ce manuel. Les points «b» et «e» sont sur la limite du cercle d’impédance. Difficile de savoir si le défaut est à l’intérieur ou à l’extérieur du cercle. Il peut y avoir hésitation dans le sens où le défaut peut vaciller tantôt à l’intérieur, tantôt à l’extérieur, rendant la tâche difficile au relais. Ce vacillement est provoqué par l’arc électrique au point de défaut. Certains fabricants de relais de distance créent un effet hystérésis au cercle d’impédance pour empêcher cette hésitation. Dès qu’un défaut touche au cercle d’impédance, le cercle s’agrandit légèrement afin de rendre permanent la décision du gradin. GEC par exemple crée un effet hystérésis de 5% sur le SHNB-103. Les points «a» et «f» sont en dehors du cercle d’impédance. Donc le gradin est inactif.


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2.2 - DESCRIPTION DES GRADINS Normalement, on compte trois types de gradins dans une protection de ligne. Il y a le Gradin-1, Gradin-2 et le grand gradin normalement appelé Gradin-3. Certaines protections de ligne de type commuté peuvent avoir quatre ou cinq gradins de bases, et un grand gradin appelé élément de démarrage. Avant de voir chaque gradin en détaille, il serait intéressant de comprendre ce qu’est le comparateur d’angle.

2.2.1 -COMPARATEUR D’ANGLE Un terme régulièrement utilisé dans le monde des protections de ligne est «COMPARATEUR». Ce mot peut vouloir dire bien des choses si on ne le précise pas. La partie du relais qui fabrique le gradin est un comparateur d’angle. Si le défaut est à l’intérieur du gradin ou cercle d’impédance, le comparateur est actif et répond avec le niveau 1-logique. Si le défaut est à l’extérieur du gradin ou du cercle d’impédance, le comparateur est inactif et répond avec un 0-logique. Ce comparateur n’est rien d’autre qu’un comparateur d’angle. Il compare l’angle entre deux vecteurs «Polarisation» et «Opération». 123145678475926416 237847 347 5777 Z1 ou Z2 ou Z3

12 Σ

120 Vφφ

32

1A/5A

Σ

IZ

CONDITIONNEURS D'ENTRÉES

RÉGLAGES

123456748629

12345657896

5 8 Comparateur d’angle

111

548629


Logiques générales de Protection Seuils minimum de courant Philosophies de protection Logique de déclenchement Entrées et Sorties



Figure 2.7 - Comparateur d’angle Le deuxième manuel "Technologie des Protections de ligne 21" traite exclusivement de ces circuits et de leurs diverses réalisations techniques. Nous ne ferons qu’une très brève description de quelques comparateurs dans ce manuel. Il ne faut pas perdre de vue que ce manuel ne s’intéresse qu’a l’application et non à la conception technologique.


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2.2.1.1 - Comparateur électromagnétique Le Comparateur électromagnétique est un moteur homopolaire. Dans cette technologie, un comparateur crée un gradin. Le relais KDGU de la figure-2.8 contient trois de ces comparateurs. Un pour chaque défaut à la terre. Donc utiliser cette technologie signifie plusieurs relais pour couvrir la protection d’une ligne.

Figure 2.8 - Relais KDGU Généralement, il n’y aura pas de gradin-3 avec cette technologie. Question de coût et d’espace physique.


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2.2.1.2 - Technologie intermédiaire de type commutée Comme la technologie évolue, et que les relais coûtent chers, un moyen économique était qu’un même comparateur puisse créer à lui seul une multitude de gradins. Le relais de type commuté prend naissance : L3L6, LZ96 de ABB, LZX-51 de BB. Lorsqu’un défaut de ligne se produit, le grand gradin démarre les minuteries du circuit de commutation. Voir figure-2.9 Au départ, les réglages du gradin-1 sont sélectionnés. La séquence des minuteries, démarrée par le grand gradin, commute tour à tour les gradins de 1 à 2, de 2 à 3, de 3 à 4, et ainsi de suite selon le nombre de gradins à commuter et le réglage de chaque minuterie. Gradin de démarrage

Circuit de Commutation Réglage Gradin-1

Σ

123456748629

Comparateur d’angle 111

Réglage Gradin-2

Σ

548629

Réglage Gradin-3

12

Réglage Gradin-4

Gradin de démarrage

12 13 14 15

3

Figure 2.9 - Relais commuté Il n’est possible de voir qu’un seul gradin à la fois. Il est impossible de savoir si nous sommes dans le gradin-2 tant que le réglage du gradin-2 n’est pas sélectionné. Cette technique enlève plusieurs possibilités de philosophies de protection. Par contre, elle offre


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plusieurs gradins et coûte moins cher. Donc dans ce genre de technologie, le grand gradin n’est pas le gradin-3 comme il en est habituellement le cas, et porte le nom d’Élément de démarrage.

2.2.1.3 - Technologie récente - un comparateur par gradin Maintenant, le coût d’un comparateur est minime. La commutation devient donc inutile. Chaque gradin a donc son propre comparateur. Un relais normal de trois gradins possède 18 comparateurs.

2 2 2

Premier gradin AN, BN, CN, AB, BC, CA Deuxième gradin AN, BN, CN, AB, BC, CA Troisième gradin AN, BN, CN, AB, BC, CA

Que la technologie soit avec la logique câblée, ou purement numérique (logiciel), cela ne change en rien les diverses possibilités offertes. Par exemple, le fabricant GEC a encapsuler dans un circuit intégré, deux comparateurs de gradin et deux comparateurs d’invalidation.

Cicuit intégré de GEC

Figure 2.10 - Un comparateur par gradin Comme il est possible de savoir instantanément l’état de chaque gradin, une multitude de philosophies de protections très intéressantes deviennent possibles. Chaque gradin démarre lui-même ses propres séquences et minuterie.


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2.3 - Gradins de mesure, ou polarisés Les gradins de mesure, aussi appelé gradins polarisés, sont des gradins qui passent par l’origine du diagramme d’impédance. Ils sont purement directionnels et sont de portée limitée. Le gradin-1 est aussi appelé gradin sans dépassement. Sa portée ne dépasse pas la longueur de la ligne. Le gradin-2 est aussi appelé gradin avec dépassement puisqu’il dépasse la longueur de la ligne. Voyons plus en détail leur description.

2.3.1 -GRADIN-1, GRADIN SANS DÉPASSEMENT 2.3.1.1 - Description

Portée du Gradin-1 poste-2 maximum 80%

Poste-1

Poste-2

XL

Axe d e

zone non protégée par le poste-2

dé fau

t

Le gradin-1 est par définition un gradin sans dépassement. Cela signifie que le gradin1 ne doit jamais dépasser la longueur de la ligne à protéger. Sa portée est donc limitée à 80% de la longueur de la ligne. Si la ligne est reliée à des sources à ses deux extrémités, elle est protégée dans ses deux extrémités. Il y a une protection qui protège la ligne au poste-1 et au poste-2. Le Gradin-1 est un gradin de mesure et est directionnel. C’est-àdire qu’il ne perçoit pas les défauts se produisant en arrière.

Poste-2 80%

zone non protégée par le poste-1

-1 in

Portée du Gradin-1 poste-1 maximum 80%

Gr ad

Avan t Arriè re

R

Figure 2.11 - Gradin-1 - Sans dépassement

2.3.1.2 - Pourquoi un maximum de portée de 80% ? Au départ, il est impossible d’être parfaitement précis. De plus, les paramètres d’impédance de la ligne sont soumis à des contraintes climatiques comme le froid, la chaleur, l’humidité, la sécheresse. Ces paramètres affectent aussi la qualité du défaut, et particulièrement le retour du courant de défaut dans la terre. Il y a aussi la manière d’exploiter la ligne en réseau. Plus le transit est élevé, plus la chaleur affecte la partie résistive de la ligne par effet Joule.


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On peut ajouter à tout cela la précision de chaque élément de mesure : transformateurs de courant TC, transformateur de tension TT. Finalement il devient sage de couvrir largement toutes ces erreurs en se donnant un minimum de 20% de jeu. En ne dépassant pas 80% de la portée de la ligne, nous sommes certains que si la somme de toutes les erreurs se mettent à notre désavantage, nous ne dépasserons pas la longueur de la ligne.

2.3.1.3 - Exception - Gradin-1 avec dépassement Il y a parfois des exceptions. Par exemple, aux Iles de la Madeleine, un contexte particulier de réseau ne permet pas le délai qu’un gradin-2 exige normalement. La centrale thermique tombe hors d’usage suite à un défaut, faute de tension à la centrale causée par la forte réactance synchrone des alternateurs. Donc, la stratégie adoptée est de faire dépasser les premiers gradins. Leur portée cesse dans la réactance des transformateurs abaisseurs des postes de distribution qui sont à l’autre bout de la ligne. Ce sujet sera traité au niveau des philosophies de protection.

2.3.1.4 - Visibilité et temps de déclenchement Le gradin-1 perçoit un défaut se produisant entre 0% et 80% de la portée de la ligne. Si le gradin-1 perçoit un défaut, il est absolument certain que ce défaut est bien sur sa ligne. Donc, le gradin-1 actionne instantanément le relais 94 afin d’ouvrir le disjoncteur le plus rapidement possible et isoler le défaut. Si un défaut se produit entre 20% et 80% de la portée de la ligne, le gradin-1 de chaque extrémité de la ligne perçoit le défaut et les disjoncteurs de chaque extrémité de la ligne sont aussitôt ouverts. Le temps de réaction globale pour isoler le défaut se situe normalement entre 4 à 6 cycles. Gradin-1 du poste-2 actif

Poste-1

0

Poste-2

Gradin-1 du poste-1actif

Circuit du poste-1

Temps de réaction de 4 à 6 cycles

0 Circuit du poste-2

Figure 2.12 - Chevauchement des gradin-1 L’importance de la rapidité de la protection de ligne est aussi la stabilité du réseau. Si le défaut dure trop longtemps sur le réseau, il peut initier un régime transitoire fortement indésirable, entraînant le réseau en oscillation angulaire, et difficile à maîtriser par la suite. Le risque de l’effondrement du réseau devient très probable. La rapidité des protections de ligne à éliminer le défaut est donc très apprécié de la part du grand réseau.


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2

Si le défaut se produit dans le premier ou le dernier 20% de la portée de la ligne, le poste en extrémité éloigné sera pénalisé. À la figure-2.13, un défaut se produit à 90% de la portée de la ligne. La protection du poste-1 ne perçoit pas le défaut puisqu’il est hors de sa portée. Donc pas de déclenchement au poste-1. La protection du poste-2 perçoit le défaut à 10% et son premier gradin déclenche le disjoncteur de ligne du poste-2. Gradin-1 du poste-2 actif

Poste-1

Poste-2

Gradin-1 du poste-1inactif

0

Circuit du poste-1

0 Circuit du poste-2

Figure 2.13 - Zone non chevauchée

Que fera donc la protection du poste-1 ? Heureusement la protection de ligne ne se limite pas à un seul gradin. Il y a aussi un deuxième gradin qui est avec dépassement. La communication entre les relais devient nécessaire afin de développer des stratégies de protection appelées : Philosophies de protection.

2.3.1.5 - Fiabilité du Gradin-1 versus la résistance d’arc du défaut La qualité d’un défaut à la terre est généralement médiocre. Un conducteur touchant le sol n’arrive pas à passer tout le courant qu’il pourrait dû à la qualité du court-circuit. Le niveau de tension élevé de la ligne de transport amorce une multitude d’arcs électriques au sol, finissant par établir une bonne connection avec le sol. Lorsqu’un sol est mauvais conducteur, on installe un câble parcourant le sol se reliant de pylône à pylône. Ceci assure une meilleure qualité du défaut à la terre. Le trajet du courant de défaut à la terre parcourt le sol jusqu’au câble sillonnant le sol s’il y en à un, ensuite atteint le prochain pylône, et continue sa route avec les fils de garde, conducteur du sol et le sol lui-même, tous en parallèle, jusqu’à la source homopolaire. Portée Gradin-1

Poste-1 Courant de défaut

Figure 2.14 - Résistance de défaut


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La source homopolaire est la source en relation avec le sol qui alimente le défaut. Un transformateur Y à un lien avec le sol et peut alimenter un défaut à la terre. Un transformateur 4 n’a pas de lien avec le sol et ne peut alimenter un défaut à la terre. Il devra donc construire son lien de parenté avec le sol en utilisant des inductances à la terre, comme le transformateur zigzag conçu pour cette cause.

Rarc

α

Axe par l du défa a rés ut dé istan placé ce d’ arc

XL

Axe par l du défa a rés ut dé istan placé c e d’ arc

La résistance d’arc est très résistive. Au niveau vectoriel, la résistance d’arc est une composante purement résistive. Son amplitude varie selon la qualité de conduction du sol. Le niveau de tension de la ligne, la composition du sol, le taux de l’humidité du sol sont une partie des facteurs agissant sur l’ampleur de l’arc électrique. Présumons que la résistance de l’arc soit constante dans notre exemple, afin de simplifier les explications. Le relais perçoit comme impédance globale, la résistance de l’arc ajoutée à la résistance de la ligne. Ceci abaisse l’angle du vecteur d’impédance comme montré dans la figure suivante. Plus le défaut est près du poste, et plus l’arc prend de l’importance par rapport à l’impédance de la ligne. On remarque que l’axe du défaut est déplacé vers la droite de la valeur de la résistance de l’arc.

XL

XL

Rarc

α

R

R

R


Figure 2.15 - Déplacement de l’axe de défaut par la résistance d’arc Dans la figure-2.16, la partie en jaune nous indique la portion de ligne devenue invisible pour le premier gradin. Elle se retrouve à l’extérieur du cercle d’impédance. Lorsqu’une ligne est longue, la résistance de l’arc est relativement négligeable par rapport à l’impédance de la ligne. En agrandissant le croisement du cercle d’impédance avec l’axe résistif R, un défaut très près du poste demeure dans le cercle d’impédance. Le gradin-1 est donc pleinement fonctionnel pour tout défaut dans le cas d’une ligne longue. On considère qu’une ligne est longue au moment où la résistance de l’arc devient


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2

e d éf A xe d

XL

au t Ax e d e p ar l a d éf a u t d é p résis t a n c e la c é d’arc

négligeable par rapport à l’impédance de la ligne.

$12

Portée perdue

R Figure 2.16 - Effet de la résistance de l’arc

80%

A xe d e par la défau t dé p rés is tan ce lacé d ’arc

Ax e d e

XL

défau

t

Dans les cas de la figure-2.17, un premier gradin de type mho ne fonctionne pas correctement. La ligne est courte par rapport à la résistance de l’arc. Si la portée avant du gradin-1 n’excède plus 50%, cela crée une zone invisible au centre de la ligne. De plus, pour un défaut très près du poste, la résistance de l’arc sort le défaut du cercle d’impédance, rendant invisible une portion de ligne près du poste. Le gradin-1 n’a plus aucune fiabilité dans ce genre de situation. À l’époque des relais électromécaniques, on n’utilisait tout simplement pas de gradin-1. Pourquoi investir dans un équipement qui n’a pas de fiabilité ? Les nouveaux relais conservent leur gradin-1. S’il fonctionne lors de défaut, tant mieux, sinon nous avons d’autres alternatives que nous verrons plus tard.

Portée perdue

Zone invisible

Poste-1

Vue réelle du Gradin-1 du poste 1

Vue réelle du Gradin-1 du poste 2

Poste-2

R Figure 2.17 - Résistance de l’arc trop importante - Zone invisible


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A xe d

XL

e d éf a

ut

Axe d e p a r la d é f a u t d é p résist a n c e la c é d’arc

Pour une ligne très courte, l’axe de défaut risque de sortir complètement du cercle d’impédance, et dans ce dernier cas, le gradin-1 devient complètement inutile.

80%

Portée perdue COMPLÈTEMENT

R Figure 2.18 - Ligne très courte Pour contrer les problèmes exposés aux figure-2.17 et figure-2.18, nous utilisons la philosophie de protection appelée Accéléré avec dépassement (POR permisif over reach). Cette philosophie utilise les gradins-2 et des liens de communications. Nous traiterons cette philosophie en profondeur plus tard dans ce manuel. Si nous voulons conserver le gradin-1, on doit modifier la forme de notre zone d’impédance afin d’englober la résistance de l’arc.

2.3.1.6 - Première méthode de correction de la résistance de l’arc - DSR Zone avec dépassement

123

Axe-3

Axe -2

Axe-1

Cercle

al

Poste

Gradin-1

alé et corrigé déc

no rm

XL

cle er C

Si nous décalons l’orientation du cercle d’impédance vers l’axe résistif comme montré à la figure-2.19, nous seront obligé d’agrandir ce cercle afin de maintenir le point du 80% de l’axe-1 de défaut. C’est à dire, défaut sans résistance d’arc. De cette manière, nous englobons à l’intérieur du gradin le défaut de l’axe-3 ayant une très forte résistance d’arc. Si la qualité du défaut est meilleur et nous amène à l’axe-2 de défaut, le gradin dépasse la longueur de la ligne.

R Figure 2.19 - Décalage angulaire du cercle


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Le gradin-1 ne doit pas dépasser la longueur de la ligne. Si le défaut se produit à l’intérieur du poste de l’autre extrémité de la ligne et que la résistance d’arc correspond à l’axe-2 de la figure-2.19, nous avons un problème. Le gradin-1 agit instantanément et ouvre son disjoncteur de ligne pour un défaut qui ne lui appartient pas. Le relais THR de la compagnie Reyrolle a palier à se problème en développant une technique plafonnant le cercle d’impédance comme représentée à la figure suivante.

al

Poste

C

80%

c le er Axe-3

Axe-2

Axe-1

alé et corrigé

Cercle

déc

no rm

XL

Carte DSR Protection de ligne THR

Gradin-1

R Figure 2.20 - Carte DSR de la protection THR THR appèle la carte électronique réalisant le cercle d’impédance de la figure précédente : DSR (Directionnal Shaped Reatance). On peut utiliser cette carte en gradin-1 et au gradin-2 pour les lignes courtes et très courtes. On a deux possibilités de réglage d’inclinaison du cercle. Soit à 45° de l’axe R pour des lignes courtes, soit à 30° de l’axe R pour des lignes très courtes.


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2.3.1.7 - Deuxième méthode de correction de la résistance de l’arc - Quadrilatère Une autre façon d’englober la résistance de l’arc dans la zone d’impédance, est de créer une zone d’impédance différente de la forme d’un cercle. Un gradin de type mho (forme circulaire) est réalisé avec un seul comparateur. À l’époque des relais électromécaniques, le comparateur montré en figure-2.8 page 30 coutait très cher. On se limitait donc au gradin de type mho. Aujourd’hui, la fabrication d’un comparateur ne coûte pratiquement plus rien avec la nouvelle technologie. Il est possible de fabriquer un quadrilatère avec le chevauchement de quatre cercles d’impédance de grandeurs infinis. La courbe d’un cercle infiniment grand tend à être une droite. On doit donc utiliser quatre comparateurs d’angle déjà définis en section 2.2.1 page 29. Le manuel "Technologie des Protections de ligne 21" explique comment fabriquer ces cercles d’impédances. Quadrilatère: Portée avant

arc de cercle = droite Élément directionnel Portée avant Côté gauche Côté droit

XL

Quadrilatère

R

e dé f a Z

Axe d

Gradin-1

Limi te-Dr oite

Réglage de l’axe résistif R. Pour le quadrilatère seulement. Ce réglage affecte le côté gauche et le côté droit du quadrilatère.

$12

Régl a ge

1

XL

Réglage de portée du gradin-1. S’applique au quadrilatère et au relais Mho. Limi te-Ga uche

1

ut

Le gradin de forme quadrilatère exige maintenant deux réglages :

A xe d e par la dé faut dé p résist anc e lacé d’arc

Figure 2.21 - Quadrilatère constitué de quatre grands cercles d’impédance

Réglage R

Réglage R

Direc tionn el 67

R

Figure 2.22 - Gradin en forme de quadrilatère


Chapitre-2

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1

SGCT


2

Le relais Quadramho (version quadrilatère), le relais Optimho, le relais Schweitzer SEL-321, sont tous des relais qui utilisent des gradins de formes quadrilatère. LE QUADRILATÈRE NE S’APPLIQUE QU’AUX DÉFAUTS ENTRE LA PHASE ET LA TERRE. Les défauts entre phase est le contact de deux conducteurs, donc très bonne qualité de défaut.

2.3.2 -GRADIN-2, GRADIN AVEC DÉPASSEMENT 2.3.2.1 - Description Le gradin-2 est par définition, un gradin avec dépassement. Sa portée dépasse la longueur de la ligne à protéger. Pour les mêmes raisons invoquées en section 2.3.1.2 page 33, il faut couvrir l’ensemble des erreurs. Comme le gradin-1, on se donne 20%. Cette fois-ci, il s’agit d’un minimum de 20% de dépassement. Donc, afin de s’assurer que la portée du gradin-2 demeure en dépassement, on la règle à un minimum de 120%. Selon la configuration du réseau, il peut être possible de régler le gradin-2 à 130%, ou à 140%. En réalité, le vrai but du dépassement est de percevoir tout défaut de la ligne à protéger de 0% jusqu’à 100%.

Gr

i ad Poste-2

Poste-2

-3 $12

2 n-

Portée du Gradin-2 poste-2 minimum 120%

Poste-1

- 12

Dép asse

m en t

XL

Gr ad -1 in

Dépassement


Dépassement

Avan t Arriè re

R

Figure 2.23 - Portée et dépassement du gradin-2


Chapitre-2

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1

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2

2.3.2.2 - Visibilité et temps de réaction Le dépassement du gradin-2 permet de voir des défauts au-delà de la longueur de la ligne qu’elle protège. À la figure-2.24, un défaut se produit sur la ligne-C près du poste-2. Si on observe la protection de ligne au poste-1, le gradin-2 perçoit ce défaut. Pourtant, ce défaut ne lui appartient pas. Elle doit protéger la ligne-B mais non la ligne-C. Nous savons que la ligne-C a ses propres protections, et que le gradin-1 de la ligne-C situé au poste-2 éliminera ce défaut rapidement. Une fois le défaut libéré, le gradin-2 du poste-1 se retire. Mais il ne faut pas que le gradin-2 soit aussi rapide que le gradin-1. Vous pouvez vous imaginer le scénario qu’il s’en suivrait si le gradin-2 était plus rapide que le gradin-1. Un défaut risquerait d’être isolé tellement grand que le réseau global pourrait s’effondrer. Il se peut que la protection de la ligne-C ne soit que des relais de surintensité, ce qui n’améliore pas notre cause. Pour palier à ce problème, on coordonne le temps de réaction du gradin-2 avec les protections qui le chevauchent. Normalement, le gradin-2 est temporisé entre 20 à 30 cycles. Gradin-1 Poste-2 Ligne-C Actif

Gradin-2 Poste-2 Ligne-B Inactif

Poste-1 Ligne-B

Ligne-C

Ligne-A

Poste-2

Gradin-2 Poste-1 Ligne-B actif

0 112

Circuit du poste-1

0

Circuit du poste-2

112

PROTECTION LIGNE-B

2

0

PROTECTION LIGNE-C

2

Circuit du poste-2

Figure 2.24 - Défaut perçu par le gradin-2 Le symbole de la minuterie adopté dans ce manuel est selon la figure-2.25. Le triangle du haut représente le délai de montée, et le triangle du bas le délai de descente. Le triangle vide est équivalent à zéro et représente aucun délai. Plusieurs fabricants adoptent cette symbolisation. 12

A

A B

B

13 12 13

Figure 2.25 - Symbole de la minuterie


Chapitre-2

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1

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2

À la figure-2.26, le défaut se produit sur la ligne protégée par nos gradins-2. Le chevauchement des gradins-2 correspond à la totalité de la longueur de la ligne. Le gradin-2 devrait donc agir rapidement. La minuterie l’en empêche. Plus tard dans ce manuel, on traitera de philosophies de protection où il sera question d’accélération. Il est possible aux protections de chaque extrémité de la ligne de communiquer entre eux et d’accélérer le fonctionnement du gradin-2 de l’autre extrémité en outrepassant la minuterie. Gradin-2 du poste-2 actif

Poste-1

Poste-2 Gradin-2 du poste-1 actif

0 112

Circuit du poste-1

Circuit du poste-2

Rx Accélération

Rx Accélération

2

0 112

2

Figure 2.26 - Chevauchement des gradins-2

2.3.2.3 - Visibilité limitée par des enroulements de transformateurs

Portée du gradin-2 Poste - 1 Poste - 2 Ligne

PT CT

Barre

Les enroulements d’un transformateur sont très impédants comparativement à la réactance de la ligne de transport. Donc, si le poste en extrémité éloigné possède un transformateur abaisseur ou élévateur de tension, le gradin-2 ne pourra pas le franchir. L’impédance d’un transformteur peut équivaloir à plusieurs centaines de kilomètres de ligne. La présence de transformateur à l’autre extrémité de la ligne nous permet d’agrandir le gradin-2 afin d’englober la résistance d’arc.

Relais 21

Figure 2.27 - Limite du gradin-2 par un transformateur


Chapitre-2

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1

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2

2.3.2.4 - Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type mho À la figure-2.28 nous pouvons voir la grandeur d’un gradin-2 ajusté pour une ligne courte. L’exemple est arbitraire ici, mais il est important de comprendre que même si vous orientez le gradin complètement sur l’axe résistif R, vous êtes loin de toucher à la zone de la charge. La charge ne représente donc pas une menace pour des gradins ajustés pour une ligne courte. Le problème de la résistance d’arc vue en section 2.3.1.5 page 35 est aussi vrai pour le gradin-2.

XL

Gradin-2 d'une ligne courte par rapport à la charge

très éloigné l'un de l'autre

har Zone de c

ge

R Figure 2.28 - Zone charge et gradin-2 avec une ligne courte

La différence avec le gradin-2 est qu’il est possible de l’agrandir et de décaller son orientation angulaire vers l’axe résistif R afin de mieux enrober la résistance d’arc. Comme le gradin-2 est avec dépassement, l’agrandir ne fait que dépasser d’avantage. Par contre, il y a des limites à agrandir le gradin-2. Il ne faut pas qu’il empiète dans des postes éloignés. S’il y a des contraintes, elles viendront de la configuration du réseau où vous appliquez votre protection. voir l’exemple de la figure suivante, poste P1, P2 et P3. Ligne très courte à protéger

0

P1

A xe d

e d éf a

ut

XL

Axe de défaut déplacé par la résistance d’arc

P2

Portée du Gradin-2 suppérieur à 120%

P3

zone à ne pas empiéter

α Portée perdue par Z1 mais récupérée par Z2

β

Client très loin

R Figure 2.29 - Gradin-2 agrandi et décalé pour englober la résistance de l’arc Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-2

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1

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2

2.3.2.5 - Portée du gradin-2 avec une ligne courte et gradin de type Quadrilatère Supposons que la configuration de notre réseau local est remplie de lignes courtes. Il devient très difficile d’agrandir le gradin-2 afin d’englober la résistance d’arc. Le quadrilatère discuté en section 2.3.1.7 page 40 devient la solution au problème. Ligne très courte à protéger

P1

P3

P2 P4 Z2 ???

P5

Figure 2.30 - Réseau de lignes courtes En utilisant le quadrilatère, nous n’avons pas besoin de toucher au réglage de la portée du gradin-2 pour englober la résistance de l’arc. Nous n’avons qu’à ajuster le réglage de la résistance sur l’axe R.

Régla

12

ge Z

XL

Gradin-1

Limi te-Dr oite

Limi te-G au

che

$12

Gradin-2

Réglage R

Réglage R

Dire ction ne

R l 67

Figure 2.31 - Gradin 1 et 2 en forme de quadrilatère


Chapitre-2

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1

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2

2.3.2.6 - Portée du gradin-2 face à une ligne très longue La résistance de l’arc n’est plus une menace face à une ligne longue. Par contre, plus la ligne à protéger est longue, et plus les gradins doivent être grands. Pour une ligne très longue, la zone de charge risque de voisiner les gradins. Proposons une mise en situation. Nous avons un corridor avec 2 lignes longues 735kV en parallèle, transitant chacune 1200 MW. Suite à un événement quelconque, on perd une ligne. Subitement, la ligne restante doit assurer la totalité du transit. Comme la réactance du corridor à changé, l’écart angulaire du réseau change en passant par un régime oscillatoire très lent. Le régime oscillatoire se traduit par des oscillations de puissance active et réactive. Osciller en puissance signifie osciller en impédance qui risque de pénétrer à l’intérieur des gradins assez longtemps pour provoquer un déclenchement. Il existe deux techniques pour empêcher le gradin-2 d’être affecté. Il y a le circuit de pendulaison de puissance qui est traité en détaille au chapitre 7, section 7.2 page 161. Il y a ensuite la forme du gradin à modeler afin de s’éloigner de la charge. P1

P2

Ligne très longue 1200 MW

1200 MW

P1

XL

min 120%

Gr

ad -2 in

Poste-2 max 80%

P2

Ligne très longue 2400 MW

Oscillation angulaire du réseau suite à une perturbation se traduisant en variation de puissance active et réactive Donc oscillation de l’impédance.

Position de la charge avant oscillation

Gr ad -1 in

Position de la charge après oscillation

R

Avan t Arriè re

Zone

de la

char ge

Figure 2.32 - Oscillation de puissance


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1

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2.3.2.7 - Forme de l’arachide «THR»

XL

2

Angle d’attaque

- 12

Gr

ad

Les gradins de mesure polarisés, c’est-à-dire les gradins 1 et 2, doivent avoir un angle de vision du défaut assez large. La lentille appliquée au grand gradin, section 2.4.5.1 page 51, ne convient pas pour les gradins de mesure 1 et 2. Quelques fabricants seulement ont adopté la technique de modelage des gradins afin de s’éloigner de la zone de charge. Le relais THR de Reyrolle par exemple utilise la forme de l’arachide. Plus précisément, il s’agit de la forme de deux montgolfières se joignant l’un à l’autre comme montrée dans la figure-2.33.

-2 in

Poste-2

Arachide

Avan t Arriè re

R

Figure 2.33 - Gradin en forme d’arachide La réalisation d’un gradin en forme de montgolfière est complexe mais versatile. En observant la figure précédente. on voit que l’angle d’attaque est conservé. On peut affecter la largeur de chaque montgolfière individuellement. Une fois les formes jointent, on obtient la figure suivante. On remarque que la forme s’est éloignée de l’oscillation de puissance et de la zone de charge.

XL

min 120%

Gr ad in

Oscillation angulaire du réseau suite à une perturbation se traduisant en variation de puissance active et réactive Donc oscillation d’impédance.

-2

Poste-2

Position de la charge après oscillation

Avan t Arriè re

R Zone Client

Figure 2.34 - Effet de la forme d’arachide sur l’oscillation de puissance Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-2

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2

2.4 - Grand gradin et élément de démarrage 2.4.1 -DESCRIPTION À l’origine, le grand gradin était utilisé pour démarrer les minuteries dans les relais de type commuté, décrit brièvement à la section 2.2.1.2 page 31. Il est aussi utilisé comme gradin de secours. Dans les relais plus récents, le grand gradin porte maintenant le nom de gradin-3 et ne démarre plus de minuterie. Les relais d’aujourd’hui n’utilisent plus la commutation puisque les gradins de mesure sont pleinement autonomes. On lui alloue par la suite d’autres tâches. Il est utilisé dans le circuit de mise sous tension de la ligne. Il est utilisé dans la philosophie de mode blocage. Le grand gradin est disponible à accomplir une multitude de tâches utiles à diverses philosophies. Nous verront chacune de ces fonctions en détailles dans le suite de ce manuel. Pour l’instant, limitons-nous aux différentes portées que peut connaître le grand gradin et ainsi qu’à ses différents modelages.

2.4.2 -VISIBILITÉ - GRADIN ORIENTÉ VERS L’AVANT La portée avant du Grand Gradin est normalement de 150% à 180%. Il pourrait même être plus grand que 200%, en autant qu’il ne chevauche pas un deuxième poste plus loin. Voir figure-2.35. Dans le cas de lignes adjacentes avec extrémité faible, il peut dépasser facilement les 200% selon la configuration de réseau. Finalement, le gradin-3 est très versatile et son réglage varie d’une configuration réseau à l’autre. Ce qui le distingue le plus des autres gradins est sa portée arrière. La portée arrière peut varier de 0% à 100% dépendant du fabricant. Dans le jargon populaire, le terme offset du Grand Gradin est souvent utilisé pour la portée arrière. Portée du Gradin-3 poste-2 Portée avant (150% à 180%)

Portée arrière (-10% à -50%)

Poste-1

Offset

Poste-2

Portée du Gradin-3 poste-1

Portée arrière (-10% à -50%)

Poste-3

Offset Portée avant (150% à 180%)

Figure 2.35 - Portée du gradin-3 ou grand gradin La raison de la portée arrière n’est pas réellement parce que l’on désire voir en ariière. La véritable raison est le circuit de mise sous tension de la ligne «SOTF» que nous verrons plus tard en détail. Lors de mise sous tension de la ligne avec les bretelles de mise à la terre oubliées au poste où se trouve notre protection, aucun gradin n’est capable de fonctionner. Faute de tension dû au court-circuit, les gradins sont en pannes. On choisira le gradin-3 pour lui injecter un courant de secours afin d’assurer sa fonctionnalité. La


Chapitre-2

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1

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2

conséquence de ce courant de secours est la création de la vue arrière. Le sujet sera traité plus en profondeur dans les chapitres à venir.

XL 150% à 180%

G

ou in-3 in ad Grad Grrand

min 120%

Poste-2 Gra

1 in-

din-2

Gr ad

R

Avan t Arriè re

Figure 2.36 - Cercle d’impédance du grand gradin

2.4.3 -TEMPORISATION DU GRAND DRADIN Le Grand Gradin couvre une zone très grande. Il est plutôt menaçant pour le réseau. Il devra donc avoir une très longue temporisation TZ3. Généralement, la minuterie du Grand Gradin est de l’ordre de 50 cycles et plus. Dans certain cas, elle peut même être l’infinie. Le grand gradin doit être perçu comme une PROTECTION DE SECOURS. Si un défaut perçu par le grand gradin n’est pas éliminé dans le temps TZ3, alors le grand gradin ouvrira son disjoncteur. Circuit de mise 04 #2654 sous tension de Notez que ce genre de situation ne devrait jamais se la ligne produire. Pour se produire, il faut que les gradins-1 et 2 des protections A et B des deux extrémités de la ligne soient défectueux. En d’autres termes, 8 113 4 gradins défectueux ! Il y a un sérieux problème ??? Lors de la mise sous tension de la ligne, certains fabricants utilisent le grand gradin pour déclencher instantanément si il y a défaut. Figure 2.37 - Temporisation TZ3 Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1

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2

2.4.4 -VISIBILITÉ - GRADIN ORIENTÉ VERS L’ARRIÈRE Le grand gradin peut être utilisé avec philosophie de blocage. Il doit donc être inversé et ne regarder qu’en arrière. Si le défaut est en arrière, le grand gradin envoie un signal de blocage à la protection de l’autre extrémité. La vue arrière peut aussi être utilisée avec la philosophie «WI - weak infeed» «Extrémité Faible».

Poste-1

Portée du Gradin-3 poste-2 Vu arrière 0% à ...


Poste-2


Portée du Gradin-3 poste-1 Vu arrière 0% à ...

XL min 120%

Gra

Poste-2

din-2

Gr ad -1 in

R

Avan t Arriè re

Z2 Z3

Exclusion de portée avant

Gradin-3 ou Grand Gradin

Figure 2.38 - Grand gradin orienté vers l’arrière Si on veut conserver l’avantage de l’«offset» pour le circuit de mise sous tension de la ligne, la vue exclusivement arrière devra être fait de manière logique avec (Z3 et non Z2) afin d’être utilisable par les philosophies concernées. Voir la figure précédente.


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1

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2

2.4.5 -GRAND GRADIN EXPLOITÉ SUR UNE LIGNE LONGUE Les explications de la section 2.3.2.6 page 46 s’appliquent aussi au grand gradin. Ce qui rend le grand gradin encore plus vulnérable est qu’il doit normalement être plus grand que les gradins 1 et 2, sauf s’il est utilisé avec une philosophie nécessitant un vue exclusivement arrière. La portée arrière du grand gradin provoque un croisement de l’axe résistif important. La figure suivante le démontre bien. Donc, si la ligne à protéger est très longue, le grand gradin risque d’être très près de la zone de charge, peut-être même, la chevaucher.

XL

Gradin de mesure

0

150% à 180%

0

04 112

2

G

ou in-3 din ad Gra Gr rand

112 min 120%

Grand Gradin

Gr ad

1 in-

-2 adin Gr

Poste-2

2

Gradins de mesure conditionnés par le grand gradin Utilisé par certain fabricant seulement

R

Avan t Arriè re

Zone

La portée arrière provoque un croisement important de l'axe R

Cha r ge

Figure 2.39 - Effet de l’oscillation de puissance

2.4.5.1 - LENTILLE Le gradin de forme lenticulaire ne s’applique qu’au grand gradin seulement. Le grand gradin n’est pas un gradin de mesure comme le sont les gradins 1 et 2. Il est plutôt un gradin de secours, utile à diverses philosophies, et au démarrage des minuteries pour le relais de type commuté. Cependant, le grand gradin peut avoir le pouvoir de déclencher la ligne qu’il protège. La lenteur de l’oscillation de puissance peut pénétrer le grand gradin facilement au-delà du temps sa minuterie TZ3, et provoquer le déclenchement de la ligne. La lentille a une vision angulaire médiocre, mais sans importance pour le grand gradin. Le fonctionnement des gradins 1 et 2 peut être conditionné par le grand gradin comme c’est le cas avec le relais LZ-96 de ABB ou SHNB-103 de GEC. C’est à dire que pour tout défaut en dehors du grand gradin « partie jaune de la figure précédente », il n’y a pas de déclenchement. Ce principe ne s’applique pas à tous les relais de protection de ligne. Il s’applique surtout à des relais conçus pour des lignes très longues. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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Ce qui est intéressant de la lentille est que la portée dans le sens de l’axe de défaut n’est pas altérée. Cependant, la portée dans le sens de la largeur est réduite et éloigne le grand gradin de la zone de charge et de l’oscillation angulaire. XL

a b

b a

R

Figure 2.40 - Réglage de la lentille Normalement, la lentille est évaluée par un rapport entre sa largeur « a » versus sa portée « b ». Ces rapports sont des nombres comme 1 lorsqu’il s’agit d’un cercle, ensuite 0.58, 0.70, 0.84. Plus le nombre est petit, et plus la lentille est étroite.

2.4.6 -GRAND GRADIN AVEC UNE LIGNE COURTE Il est très rare qu’un Grand Gradin ait des problèmes avec des résistances d’arc. Si tel est le cas, alors la solution est la même que celui du gradin-2 à la section 2.3.1.7 page 40.


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2.5 - Élément Directionnel 67 L’élément directionnel n’est rien d’autre qu’un cercle d’impédance infiniment grand, passant par l’origine et orienté vers le centre du quadrant I dans le diagramme d’impédance. En d’autres termes, l’élément directionnel est une droite dont la perpendiculaire est orientée à environ 45° dans le quadrant I.

'(/89/367

Poste-2

t an Av ière r Ar

po A ur xe Vu ce de e d rt vi e ai te l’é ns ss lé ty e o me pe p n s tim t d de a ir e re le ct io la nn is

el

XL

XL 45° II

I

R

R

ém Él

III

IV

tD en

QUADRANT

67 el nn io ct ire Figure 2.41 - Élément directionnel 67

2.5.1 -TEMPS DE RÉACTION La fonction 67 doit bloquer ou permettre l’opération des fonctions importantes comme les relais de surintensité 50, relais de distance 21, etc. L’élément directionnel doit donc être très rapide. Pour les relais électromécaniques tel le CYL, le temps de réponse est à son maximum lorsque le défaut se produit sur l’axe de couple maximum du 67. Voir figure-2.41. Pour tirer le maximum de performance du relais directionnel 67 dans tout le quadrant I, on oriente l’axe du couple maximum au centre du quadrant I, soit 45°. Aujourd’hui, avec la nouvelle technologie, la vitesse de l’élément directionnel ne représente plus un problème.


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2.5.2 -UTILITÉ DE L’ÉLÉMENT DIRECTIONNEL Les gradins 1 et 2 sont déjà directionnels. Ils sont en fait des éléments directionnels à portée limitée. Seulement, nous devons accomplir un procédé de comparaison entre la tension et le courant de défaut afin d’établir la limite de portée des gradins 1 et 2. Ce procédé de comparaison E-IZ crée un vecteur nommé Opération. La position de ce vecteur par rapport à une tension de référence décide si nous sommes à l’intérieur ou à l’extérieur du gradin concerné. Le manuel "Technologie des Protections de ligne 21" explique en profondeur ce procédé. Le problème est qu’un régime transitoire peut réussir à tromper ce procédé et laisser croire à la protection de ligne qu’un défaut arrière est du côté avant et à l’intérieur du gradin. Quoique très rare, la possibilité existe. Il serait dommage que le réseau provincial tombe parce qu’une protection de ligne placée à un point stratégique du réseau, a fait une erreur d’interprétation, et a déclenché une ligne importante pour un défaut qui ne lui appartient pas.

Gr ad

-2 in

po A ur xe Vu ce d e e d rt vi e ai te l’é ns ss lé ty e o me pe p n s tim t d de a ir e re le ct io la nn is el

XL

Poste-2

t an Av ière r Ar

Gr ad

Z1

67

Z2

-1 in

112

45°

4

R t en ém Él

D io ct ire el nn 67

Figure 2.42 - Gradins conditionnés par l’élément directionnel 67 L’élément directionnel 67 ne connaît pas de procédé de comparaison et ne vit pas ce problème. Conditionner le fonctionnement des gradins 1 et 2 avec l’élément directionnel 67, cela élminine le problème de la mauvaise décision. Ainsi, la protection de ligne gagne en fiabilité. Le grand gradin n’est pas conditionné par l’élément directionnel. Il doit percevoir un défaut en arrière et l’élément directionnel l’empêcherait de le faire. De plus, le grand gradin est fortement temporisé TZ3, et ne connaît pas d’accélération comme le gradin-2.


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1


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2

Lorsqu’une erreur du procédé E-IZ se produit, il ne dure pas assez longtemps, juste quelques cycles.

2.5.3 - DIRECTIONNEL DE TERRE 67N Certains fabricants utilisent le directionnel de terre 67N pour conditionner le fonctionnement des gradins 1 et 2 de défaut à la terre. La protection de ligne THR par exemple possède la fonction 67N utilisée sous le nom de DEF qui signifie Directional Earth Fault. Le directionnel de terre regarde la direction du courant de neutre en fonction de la tension de neutre. Si par exemple nous avons un défaut à la terre entre la phase A et le neutre, le 67N approuvera automatiquement les gradins 1 et 2 AN. En fait, pour un défaut AN, le courant de défaut IA passe dans le courant de neutre IN. L’élément directionnel de terre 67N n’est valide que pour les défauts à la terre seulement.

Z1AN

Z2AN

Z1BN

Z2BN

Z1CN

Z2CN

DEF 67N

TZ2

94 Figure 2.43 - Gradins de défaut à la terre conditionnés par 67N La figure précédente nous permet de voir simultanément les trois circuits différents AN, BN et CN. Le circuit 67N est le même pour les trois circuits en question. Dans le passé, la fabrication d’un circuit directionnel représentait un certain coût et occupait un espace physique dans la protection. L’idée de l’élément directionnel de terre 67N représentait une économie d’argent et d’espace, et le but visé était tout de même atteint avec un seul circuit.


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2

2.5.4 -DIRECTIONNEL DE PHASE 671

Z2AB

67B

Z1BC

Z2BC

67BC

Z1CA

Z2CA

67CA

Z1AN

Z2AN

67AN

Z1BN

Z2BN

67BN

Z1CN

Z2CN

67CN

Phase Terre

Z1AB

Entre Phases

Aujourd’hui avec l’intégration et la miniaturisation des circuits électroniques, l’économie d’espace et d’argent ne représentent plus un problème. Chaque type de défaut peut avoir son propre élément directionnel, même les défauts entre phases. Pour le défaut entre phases AB par exemple, il y a l’élément directionnel 67AB. Il approuvera le fonctionnement des gradins 1 et 2 des défauts entre phases AB. Le fabricant GEC procède ainsi.

TZ2

94 Figure 2.44 - Éléments directionnels appropriés au type de défaut Ainsi la fiabilité du protections de ligne vient d’augmenter encore d’un cran.


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2.5.5 -ÉLÉMENT DIRECTIONNEL DE SÉQUENCE INVERSE 32Q Le fabricant Schweitzer utilise la méthode de l’élément directionnel de séquence inverse. Pour le fabricant Schweitzer, le suffixe Q indique que la fonction concernée utilise les composantes inverses (E2 et I2). Exemple : 1 1 1 1

Surintensité de séquence inverse 1 50Q Surintensité temporosée de séquence inverse 1 51Q Sous tension de séquence inverse 1 27Q Surtension de séquence inverse 1 59Q

La fonction 32 est similaire à la fonction 67. L’élément 67 est un directionnel qui définit de quel côté est le défaut. La fonction 32 est un directionnel qui définit de quel côté est la source. Il faut savoir qu’un directionnel de séquence inverse 32Q perçoit l’impédance de la ligne séparant la source du poste. Comme son regard est du côté source, on l’appelle 32.

2.5.5.1 - Défaut avant Selon la figure suivante, le défaut avant est à une impédance Zb du poste-1 où se trouve notre élément 32Q. On calcule la tension de composante inverse E2, et on calcule le courant de composante inverse I2. Le calcul est fait avec les valeurs lues au poste-1. Si vous êtes familier avec les composantes symétriques, la valeur calculée pour la séquence inverse est le tiers de la débalance de la tension ou du courant. La débalance représente la portion perdue entre la source et le poste où nous prenons nos lectures. Il est donc normal que la relation suivante donne l’impédance qui sépare la source du poste, soit Za. Z 2th =

E2 = Za I2

Z2th signifie impédance thévenin de composante inverse. composantes symétriques.

Voir cours sur les

4' Impédance Z entre la source et le poste

Portée de la protection

0

06 Poste-1

4)1

1

0

0*

Poste-2

2

4)2

Figure 2.45 - Défaut sur la ligne à protéger vue du poste-1 L’impédance Za peut varier selon la topologie du réseau. Par exemple, Za est deux fois plus petit si nous avons deux lignes en parallèles. Mais, il y a une valeur où Za ne peut être plus petit. Le cas où toutes les lignes sont sollicitées. Il est donc évident que Za sera toujours une valeur existante plus grande que zéro. Ce qui rend intéressant la fonction Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

32Q est que la valeur d’impédance calculée ne voisinera jamais la limite du directionnel. Ce qui rend encore plus fiable le verdict de l’élément directionnel 32Q.

XL2 Diagramme d'impédance de séquence inverse

023470 Position Z selon la topologie du réseau Correspondant à l’impédance entre la source qui alimente le défaut et l’endroit où se trouve la protection Zon e

jam ais a

ttei nd

Élém Dire ent ction nel 3 2Q

R2

Figure 2.46 - Diagramme d’impédance - 32Q - Défaut avant Il existe donc un réglage de portée limite vers l’avant avec le 32Q. La zone orange de la figure précédente ne peut jamais être atteind pour le pire de la topologie de réseau lors de défaut. Si la tension du réseau est parfaitement ballancée, alors il n’y a pas de défaut et E2 = 0 donc Z2th = 0. Nous sommes dans la zone orange et l’élément 32Q ne fonctionne pas.

2.5.5.2 - Défaut arrière Même principe que le défaut avant. La source qui alimente le défaut est Es2. L’impédance qui sépare la source du poste-1 est Zb, Zc et Zd. E Portée de la 4' Z 2th = 2 = Zb + Zc + Zd protection Impédance Z entre I2 la source et le poste

0

06 Poste-1

4)1

1

0

0*

Poste-2

4)2

2

Figure 2.47 - Défaut arrière vue du poste-1


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Diagramme d'impédance de séquence inverse

2

XL2 Élém Dire ent ctio nne l Zon e ja

Z2th=Zb+Zc+Zd

SGCT

mai s

32Q

R2

atte ind

Position Z selon la topologie du réseau Correspondant à l’impédance entre la source qui alimente le défaut et l’endroit où se trouve la protection

Figure 2.48 - Défaut arrière


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Chapitre-2

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2

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8 134 99 LES DÉFAUTS À LA TERRE ET ENTRE PHASES


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2

Il existe normalement deux catégories de défauts. 2 Défaut entre deux phases (entre phases) 2 Défaut entre la phase et la terre (Phase-Neutre)

Il existe aussi d’autres catégories de défauts, mais ils seront perçus par la protection de ligne comme plusieurs sous-défauts à la terre ou entre phases simultanément. En fait, tout défaut, peu importe sa nature, se décompose en un ensemble de défauts à la terre et défaut entre phases. Par exemple, le défaut triphasé se décompose en trois défauts à la terre, ou trois défauts entre phases. 2 Deux lignes de transport qui se croisent et dont la phase d’une ligne tombe sur la phase d’une autre ligne «Cross-country». 2 Défaut entre deux phases et la terre 2 Défaut triphasé

Voyons en détail chacun de ces défauts, et comment la protection de ligne les analyse.

3.1 - Défaut Phase-Neutre An, Bn, Cn Dans un défaut Phase-Neutre, une seule phase est impliquée dans le défaut, et le courtcircuit se fait avec la terre. À la figure suivante, le courant de défaut Ia parcourt la phase A et revient par la terre In. Cependant, il est faux de dire que le courant de la phase A est le même que le courant de neutre, si la ligne est reliée à la charge ou au réseau à l’autre extrémité. Les phases B et C sont intactes et alimentent toujours le réseau.

112 112 Ia ≠ In

Ia Poste

XLL

RL

/

Ib

!

Ic

1

Défaut XLN

RN

Ib + Ic

3 Terre

In = Ia + Ib + Ic Figure 3.1 - Défaut à la terre - Le courant Ia différent de In. Le courant de neutre In est la somme des trois courants de phase Ia+Ib+Ic. Si la source alimentant le défaut est près du défaut, les courants des phases intactes Ib et Ic sesont relativement négligeables par rapport au courant de défaut Ia. Voir figure-3.3. Si par contre la source est très éloignée du défaut, les courants des phases intactes Ib et Ic ne Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

sont plus négligeables par rapport au courant de défaut Ia. Voir figure-3.2. En supposant que l’amplitude de Ia soit presque égal à l’amplitude de In parce que les courants Ib et Ic sont négligeables. Les courants Ib et Ic contribueront à faire en sorte que l’orientation de Ia ne soit pas la même que In. Pour considérer deux vecteurs identiques, il faut que leur grandeur et leur orientation soient identiques. Dans le cas du défaut à la terre, l’orientation de In n’est pas la même que le l’orientation du courant de la phase en défaut. Pour ces raisons, une protection de ligne traitera toujours la partie de la phase avec le courant de phase, et la partie neutre avec le courant de neutre. Ia ≅ In et Ia ≠ In

À la figure suivante, un défaut se produit entre le poste Arnaud et le poste Manic, très loin de la source Churchill. On considère qu’il n’y a qu’une seule ligne dans le corridor, et que le transit est élevé. Churchill

Montagnais

Arnaud

230 km

221 km

12345677668

123977668

Manic 170 km

12

77668 100 km

Défaut Ia = 1,322 A -81° charge Ib = 1500 A -120° charge Ic = 1500 A +120°

1256778

Ean Ean

In = 1844 A -134° Ia Ib

Ia

Ic

Ic

Ib

Figure 3.2 - Défaut loin de la source À la figure suivante, un défaut se produit entre le poste Churchill et le poste Montagnais, assez près de la source Churchill. On considère qu’il n’y a qu’une seule ligne dans le corridor, et que le transit est élevé. Churchill

Montagnais 230 km

123344556

Arnaud 221 km

Défaut Ia = 7204 A -81° charge Ib = 1500 A -120° charge Ic = 1500 A +120°

100 km

Ean

Manic 170 km

9 12 544 6 Ib

Ia

Ic Ic

Ib

78

In = 7134A -93.3°

Figure 3.3 - Défaut près de la source


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3.1.1 -CONCEPTS PRÉLIMINAIRES Avant de poursuivre l’analyse du défaut à la terre, nous devons devancer certains concepts qui sont traités en détail dans le manuel "Technologie des Protections de ligne 21". Dans ce manuel, on ne se limite qu’à l’essentiel de ces concepts sans aller en profondeur. Ils sont nécessaires à la compréhension du fonctionnement de la compensation homopolaire.

3.1.1.1 - Impédance Image IaZ et Angle de couple maximum Une protection de ligne compare des signaux de même nature, c’est-à-dire, tensions avec des tensions. Le courant de chaque phase est lu en courant «ampère» par la protection. Elle doit donc convertir le courant en tension. Il existe une composante appelée Transactor qui accomplit cette tâche. Le courant Ia entre en courant (Ampère) du côté primaire, et ressort en tension IaZ (Volt) du côté secondaire. L’expression IaZ représente la tension image du courant de la phase a. Pour les phases B et C, on dirait IbZ et IcZ. Ne pas interpréter IaZ comme le produit de Ia avec Z. Dans les protections de ligne, IaZ est une seule expression et signifie le courant de la phase A converti en tension. Pour obtenir la portée maximale d’un cercle d’impédance, la tension IaZ doit être en phase avec la tension impliquée dans le défaut «Exemple: Ean». Voir le manuel "Technologie des Protections de ligne 21" pour les explications détaillées. Le Transactor accomplit cette tâche. Par exemple, pour un défaut AN, le courant de défaut Ia est retardé de 88° par rapport à la tension en défaut Ean sur une ligne 735kV. Comme nous désirons que notre protection de ligne traite ce défaut, il faudra positionner le vecteur IaZ en phase avec la tension Ean pour avoir la portée optimum de notre cercle d’impédance. Un transactor est un transformateur avec entrefer, dont la tension aux bornes des bobines est 90° en avance sur le courant qui l’alimente. Pour faire en sorte que la tension IaZ soit avancé de 88° plutôt que de 90° par rapport à Ia, on ajoute une résistance au circuit du transactor.

Ean

IaZ

Ré

(Volt)

3

gl ag e

2345647283 12 34 53 6 1

Ia (amp)

Figure 3.4 - Transactor L’entrefer du transactor limite le flux magnétique du transformateur, donc la tension générée. Plutôt que de convertir le courant en tension avec une résistance shunt, on utilise la réluctance «entrefer» dans le circuit magnétique. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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3.1.1.2 - Vecteur OPÉRATION En demeurenat très superficiel, la manière de construire un gradin de type mho est simplement de mettre en conflit la tension E et le courant IZ impliqués dans le défaut à traiter. La résultante porte le nom de Élément d’Opération. /

XL

!

6 types de défaut

re tiè on

Opération AN = Ean − IaZ

Fr

1

OpérationBN = Ebn − IbZ OpérationCN = Ecn − IcZ Opération AB = Eab − IabZ

e ag gl Ré

OpérationBC = Ebc − IbcZ OpérationCA = Eca − IcaZ

3

R Figure 3.5 - Cercle d’impédance et vecteurs d’opérations Reste à évaluer où se situe l’élément d’opération par rapport à une référence appelée frontière dans la figure suivante. Si l’opération est au-dessus de la frontière, le défaut est en dehors de la zone «POINT A». Si l’opération est en dessous de la frontière, le défaut est dans la zone «POINT C». Si l’opération est sur la frontière, le défaut est à la limite de la zone «POINT B». 8)7*7

/

#77

!

8)77

1

-IaZ

EL

EL

-IaZ

Op

-IaZ Normal Défaut

Normal Défaut

Frontière Opération au dessus de la frontière

EL Normal Défaut

Op Opération sur la frontière Opération au dessous de la frontière

Figure 3.6 - Positions différentes d’un défaut


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3.1.2 -COMPOSANTE HOMOPOLAIRE La figure-3.7 est un exemple simplifié d’un défaut à la terre. Simplifié dans le sens où l’impédance de ligne ZL et l’impédance de terre ont le même angle, et que le défaut est parfait. Normalement l’angle de l’impédance de la ligne est différent de celle de la terre. Les réglages de la protection de ligne tiennent compte de cette différence. Le but simplifié de notre exemple est de converger rapidement à la compréhension de la composante homopolaire sans avoir à se compliquer la vie. Supposons que le relais soit réglé pour protéger une ligne jusqu’à une portée de 105. Un défaut parfait se produit à la limite de la portée, mais légèrement à l’intérieur de la zone protégée. Le relais devrait donc réagir. On suppose un courant de défaut de 1A.

EL = 10V ZL = 10 Ω

Poste /

EPoste = 18V

In = 1A

R=0Ω

12

Défaut

Ia = 1A

Zn = 8 Ω

3

Terre

En = 8V Figure 3.7 - Exemple simplifié du défaut à la terre La chute de tension dans la ligne est EL = ZL * Ia = 10Ω *1A = 10V . La chute de tension dans la terre est En = Zn * In = 8 Ω *1A = 8V . La chute de tension globale perçue par le transformateur de tension du poste est donc 18 Volt. Cela signifie que le relais perçoit en réalité 185 plutôt que 105. On peut se poser la question suivante: « Pourquoi ne pas mettre tout de suite 181 1 comme réglage afin de couvrir l’impédance de la terre ?» Premièrement : Ce réglage ne serait valide que pour les défauts à la terre. Nous devrions prévoir d’autres réglages pour les défauts entre phases. Deuxièmement : Les figure-3.2 et figure-3.3 démontrent que le courant de neutre In est différent du courant de phase. Si dans notre exemple, on avait eu un courant de retour de la charge Ib + Ic de 0,2A, le courant de neutre In serait de 1.2A. Le relais aurait donc lu 19.65 plutôt que 185. Et pourtant le défaut est le même.


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Le réglage de la ligne ne doir pas inculre la terre. Il devra donc y avoir un circuit et un réglage pour tenir compte du retour du courant à la terre. Ce circuit doit fonctionner avec le courant de neutre In.

3.1.3 -COMPENSATION HOMOPOLAIRE Voyons, sur le plan vectoriel, la perception de la protection versus l’exemple précédent. Nous irons de manière évolutive.

Idéalement, si la terre était parfaite Zn = 05, la chute de tension dans la terre serait En = 0V. Comme le défaut est à la limite du gradin dans notre exemple, la résultante Opération = EL – IaZ serait sur la frontière. Comme le défaut est légèrement dans la zone, la résultante Opération est sous la frontière, même si elle est imperceptible.

EL

-IaZ

Normal Défaut

Figure 3.8 -

EL

-IaZ

Eposte Opération

En Normal

Figure 3.9 -


Mais la terre n’est pas un parfait conducteur. Tel que montré à la figure de gauche, la tension lue au poste est Eposte = En + EL. Malgré que le défaut soit à la limite du gradin, la portion de tension En semble de trop. Le relais obtient une résultante Opération = (EL+En) – IaZ, avec une amplitude importante orientée du côté normal de la frontière. Le défaut est largement hors de la zone. La tension lue par le relais est la chute de tension globale de la boucle ligne-terre Eposte = 18V. Si on observe bien la figure de gauche, le vecteur en trop qui altère le bon fonctionnement du relais est la tension de neutre En. Comme la terre possède une impédance, le retour du courant de neutre In vers le poste ne peut faire autrement que de générer cette tension de neutre En. Nous devrons donc compenser cette tension homopolaire.

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Le courant de neutre In est le principal responsable de l’apparition de la tension de neutre En, alors c’est à lui de corriger cette tension. La tension E dans la relation Opération = E − Iz doit se faire avec le courant qui génère la tension E. Donc on devrait avoir un vecteur d’opération pour la ligne, et un autre pour la terre. OpérationLigne = EL − IaZ

2

EL

-IaZ

En

-InZ

Eposte

OpérationNeutre = EN − InZ

Le relais doit donc avoir une Opération globale comme suit : Opération = OpérationLigne + OpérationNeutre = ( EL − IaZ ) + ( EN − InZ ) = EL + EN − IaZ − [ InZ ]

Normal Défaut

Opération

= Eposte − ( IaZ + [ InZ ])

Figure 3.10 -

La tension homopolaire En est déjà présente dans la tension EPoste lue par le relais. Il nous manque donc le courant In à la figure-3.9. Ajoutons ce courant de neutre au courant IaZ à la figure-3.10. Cette fois-ci, un autre problème surgit. La valeur de InZ est trop grande en ce qui concerne notre exemple. La résultante Opération est maintenant du côté défaut, ce qui est normal pour l’exemple de la figure-3.7, mais elle est trop grande. L’opération doit être du côté défaut avec une grandeur à peine perceptible.

EL

-IaZ

En

-InZ*Ko

Eposte

Normal Défaut

Opération = 0 Figure 3.11 -


Il est normal d’avoir InZ plus grand que la tension En pour l’exemple de la figure-3.7. L’impédance de la terre est plus petite que la ligne. Pour un même courant de défaut Ia = In, la chute de tension En dans la terre est plus petite. Le réglage du relais est fait en fonction de l’impédance de la ligne et affecte la grandeur de la tension lue au poste Eposte. C’est donc dire que la portion de tension En est ajustée avec le réglage de la ligne. Il faut donc corriger la grandeur du courant de neutre InZ avec le rapport d’impédance K0 entre la ligne et la terre. Z n En = = KO Z L EL

Opération = Eposte − ( IaZ + K 0 * InZ ) La figure-3.11 visualise bien cette correction appelée COMPENSATION HOMOPOLAIRE.

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2

Le relation K0 peut varier entre 0,6 à 1,2 selon la nuture du sol de la région.

3.1.3.1 - Exemple du KD4 Voyons l’exemple du vieux relais électromécanique KD4 à la figure-3.12, toujours actif sur notre réseau. La compensation homopolaire se fait à l’extérieur du relais, avec l’aide d’un transformateur. Lorsque les courants Ia, Ib et Ic sont jointés en fin de course, ils créent le courant de neutre In = Ia + Ib + Ic. Le courant de neutre entre par la prise 20% du transformateur, et ressort par la prise 100% pour retourner au réseau. Le courant utilise donc un écart de 80% de l’enroulement du transformateur. Un transformateur homopolaire est branché en Delta ouvert de manière à ne pas court-circuiter l’homopolaire «open corner», et se branche entre les prises 0% et 100% du transformateur. En ayant plus de tours, on à donc moins de courant, soit 80% de In. Ce courant est redistribué par les enroulements secondaires du transformateur homopolaire, à chaque enroulement primaire des transactors. Donc, le transactor de la phase A lit Ia+K0In, et il en est de même pour les deux autres phases. La compensation est faite directement au primaire du transactor. Au secondaire du transactor on a IaZ+K0InZ 150

Relais Électromécanique KD4 Ia

Ia + KoIn

100

100

70

70

40

40

30

30

20

20

10

10

0

0

Ia+Ib+Ic = In

E1 KoIn

E2

6

9

K0 = Compensation Homopolaire

E1 E2

100% − 20% 100% − 0% 80% = = 0.8 100% =

Figure 3.12 - Compensation homopolaire du KD4 Supposons que le relais soit calibré à 105 et que la compensation homopolaire K0 soit à 0,8. Si on vérifie un relais KD4 en atelier, hors de son panneau de protection, la portée du gradin à son angle de couple maximum serait de 105. Refaire la vérification avec le même relais dans son panneau de protection, on obtiendrait 185. Dans le cas des protections électromécaniques, la compensation homopolaire se fait généralement à l’extérieur du relais.


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3.1.3.2 - Compensation homopolaire avec la technologie récente Maintenant, que la technologie soit analogique ou numérique, la compensation homopolaire est entièrement intégrée au relais. L’exemple suivant nous montre le circuit pour la phase A. Nous voyons l’ajout du courant de neutre InZ compensé d’un facteur K0 à l’opération Ean-IaZ.

Ean IaZ IaZ IbZ IcZ

∑

InZ

∑

Ean-IaZ

∑ 9

Compensation Homopolaire

Opération

Ko InZ

Figure 3.13 - Compensation homopolaire intégrée Certains fabricants lisent directement le courant de neutre In avec un transactor de neutre comme la figure suivante côté gauche. D’autres fabricants n’utilisent pas de transactor de neutre comme montré à la figure suivante côté droit. Ils fabriquent le courant de neutre InZ directement au niveau des circuits électroniques en faisant la somme suivante: Ia+Ib+Ic. 6

6

13

13 7

Ia+Ib+Ic = In

12

7

Ia+Ib+Ic = In

12

8

8

14

14 9

15

15

Figure 3.14 - Éléments de courant avec ou sans éléments de neutre


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3.2 - Défaut entre phases AB, BC, CA 3.2.1 -CONVENTION DE MESURE Le type de défaut entre phases est généralement celui qui cause le plus de problèmes lors de la N A vérification d’un relais. Possiblement parce que nous relatons un potentiel électrique par rapport au neutre de façon inconsciente. Quand nous écrivons de la phase A par rapport au Neutre l’expression Ean, nous exprimons la mesure de la tension de la phase A par rapport au neutre n. La Figure 3.15 polarité est exprimée par la première lettre A et représente l’extrémité de la flèche du vecteur. Le point relatif de la mesure est le neutre qui représente la queue du vecteur. Cela vous semble peut-être très élémentaire, mais l’expérience me démontre le contraire. Notre insistance est sur l’aspect de la relativité de la mesure. C’est souvent à ce niveau qu’accroche la bonne compréhension du défaut entre phases.

Ean

E

B

A

EAB E de la phase A par rapport à la phase B

Une tension entre phases se mesure entre deux phases. La tension EAB est la tension de la phase A par rapport à la tension de la phase B. La phase A étant la polarité du vecteur, et la phase B la queue du vecteur. La tension EBA est de polarité inverse.

Figure 3.16 -

Mesurer EAB est aussi valide que la mesure inverse EBA. Cependant le sens du courant doit être conséquent. Si vous adoptez la mesure EAB, le courant va de la phase A vers la phase B dont Iab = Ia – Ib. Pour la mesure EBA, le courant va de la phase B vers la phase A dont Iba = Ib – Ia. B B

EAB EBA

/

b

Ec a

A

Ea

EAB EBC ECA

A

Ean

Le standard normalement utilisé est l’ordre du sens de rotation des vecteurs :

3 Eb

n Ec

1

Ebc

n

!

Figure 3.17 - Polarité des vecteurs entre phases


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3.2.2 -DESCRIPTION DU DÉFAUT ENTRE PHASES Prenons l’exemple d’un défaut entre les phases B et C. Voir figure-3.18. Un courtcircuit se produit entre les phases B et C. Ce défaut est alimenté par les sources en série Ebn et Ecn, donnant comme différence de potentiel entre les deux sources : Ebn − Ecn = Ebc

Remarquez bien le parcours du courant de défaut en rouge sur le schéma. Le neutre n’est pas dans le parcours du courant de défaut puisqu’il n’est pas impliqué dans le défaut. 1

In = 0

Pas de courant de neutre signifie pas de tension de neutre. 1

En = 0

Ce qui veut dire que la somme des tensions et courants sont tous à zéro.

En = 0 = Ean + Ebn + Ecn In = 0 = Ia + Ib + Ic

Très important pour la compréhension du comportement du défaut entre phase

Les relations précédentes demeurent vraies même avec de la charge reliée au réseau. La charge est normalement équilibrée. Si vous êtes familier avec les composantes symétriques, le défaut entre phases génère des composantes directes et inverses, mais pas de composantes homopolaires. Les tensions Ebn et Ecn peuvent être affectées en grandeur et orientation sans pour autant générer de la tension de neutre. La grandeur des courants de défaut Ib et Ic est identique pour un défaut BC, mais de polarité inverse. Poste / 123456

5

7

Ib

!

12 8 14

Ia

1

13

XLL

RL

Ib’ Ic’

Ic Défaut

6

Ib = − Ic 3

Terre

Ia + Ib’ + Ic’ = In = 0

Figure 3.18 - Défaut entre les phases B et C


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3.2.3 -DÉPLACEMENTS DES TENSIONS LORS DE DÉFAUT ENTRE PHASES Selon la position du défaut entre phases sur la ligne, nous sommes intéressés à connaître le comportement des tensions que nous lisons au poste où se situe notre protection de ligne. À la page précédente, nous disions que le défaut entre phases ne génère pas de tension de neutre ni courant de neutre. La somme des tensions doit donc demeurer égale à zéro en tout temps. Dans la figure suivante, on décompose les vecteurs en deux sous-ensembles. Axe des X en rouge, et axe des Y en mauve. Comme la somme des vecteurs de tension doit donner zéro, elle donnera zéro en X, et aussi zéro en Y. Note : Normalement la phase A correspond à l’axe X. Pour une question de symétrie de dessin, l’axe Y correspondra à la phase A. Ceci ne modifie en rien le but du raisonnement.

Axe X : Seule la résultante horizontale de Ebn et Ecn possède une résultante en X dans la figure-3.19. La tension Ebn donne comme résultante en X la tension V, et Ecn la tension –V. Les deux grandeurs sont identiques mais de polarités inverses de sorte que la somme des tensions en X donne zéro. Donc Ebn et Ecn doivent varier de sorte que leur résultante sur la base du triangle (en X) soit de grandeur identique. Axe Y : La résultante verticale de Ebn et Ecn donnent chacune la moitié de la grandeur de la phase A, mais en polarité inverse. Ainsi la somme des tensions dans l’axe Y donne zéro. Pour conserver cette vérité, les vecteurs Ebn et Ecn doivent varier de sorte que la résultante entre le neutre et la base du triangle donne toujours la moitié de la tension de la phase Ean. En d’autres termes, cette résultante ne doit pas varier, elle doit demeurer constante. Si Ia + Ib + Ic = In = 0

EanY = 1

Alors En = 0 donc Ean+Ebn+Ecn = 0

5

N

EC

X

EB

N

Eanx + Ebnx + Ecnx = 0 + V - V =0

Y

E bnY = -0.5 E cnY = -0.5

Eany + Ebny + Ecny = 1 - 0.5 - 0.5 = 0

1

/

EcnX = -V EbnX = V

!

EBC Figure 3.19 - Somme des tensions donne zéro Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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3.2.4 -VECTEURS TENSION & COURANT DU DÉFAUT ENTRE PHASES Les principes fondamentaux ne changent pas. Dû à l’inductance et à la résistance de la ligne, le courant de défaut sera en retard par rapport à la tension qui alimente ce défaut. Voir chapitre 2, section 2.1.3 page 26 pour plus de détails. La tension en cause est la tension entre phases. Dans exemple de la figure-3.18, le courant Ibc est en retard sur la tension Ebc selon la relation XL et R de la ligne.

Ebc 3

 XL  θ = tan −1    R 

Ibc (amp) Voyons le défaut BC de la figure-3.21. Choisissons la phase B comme référence. Nous travaillons donc avec le vecteur Ebc. Le courant de Figure 3.20 défaut provient de la phase B en allant vers la phase C. Dû à la caractéristique inductive de la ligne, Ib est en retard d’environ de 75° à 85° sur la tension Ebc. Au niveau de la mesure, les transformateurs de courant de chaque phase ont leur polarité du côté intérieur du poste. Le courant Ib passe par la polarité du CT de la phase B. Cependant, à son retour par la phase C, il passe par la non-polarité du CT de la phase C. /

R=0Ω

! Ib = Idéfaut 1

EAN

Ic = -Idéfaut

Ia + Ib + Ic = In = 0 3

N EC

1

-Ic

N

Ibc

EB

Ib

IbcZ

EBC

!

3

Ibc = Ib - Ic Figure 3.21 - Courant Ibc selon la tension Ebc


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2

Si voulons additionner Ib avec Ic, nous devons renverser la polarité de Ic. Pour ce faire, on les soustrait. Le résultat donne le courant entre phases Ibc. Vous comprendrez pourquoi nous devons additionner Ib à Ic dans les pages qui suivent. Ib = I défaut Ic = − I défaut Ibc = Ib − Ic = I défaut − ( − I défaut ) = 2 I défaut

3.2.5 -EXEMPLE DE DÉFAUT ENTRE PHASES & ÉLÉMENT D’OPÉRATION Dans l’exemple de la figure suivante, on crée défaut entre les phases B et C. Le courant de défaut «1A» parcourt la ligne de la phase B, et revient par la ligne de la phase C. Les lignes sont identiques «10Ω entre le poste et le défaut». La chute de tension est donc la même dans les deux lignes «EL=10V». La chute de tension globale au poste Eposte est la somme des chutes de tensions de chaque ligne, soit le double de la chute de tension dans une ligne. «Eposte = 2*EL = 20 Volt» EL = 10V ZL = 10 Ω

Poste !

12

Ia Ib Ic

Défaut

Ea Eb Ec

R=0Ω

Idéfaut = 1A EPoste = 20V

Idéfaut = 1A 1

ZL = 10 Ω EL = 10V

Figure 3.22 - Exemple du défaut entre phases BC La chute de tension dans une ligne est fonction du courant passant dans cette même ligne. Dans l’exemple de la figure-3.22, la chute de tension de la ligne de la phase B est causé par le courant Ib et la chute de tension dans la ligne de la phase C est causé par le courant Ic. Pour simplifier les explications, nous considérerons la grandeur de Ib égale à la grandeur de Ic et nous appellerons le courant de défaut Idéfaut. EPoste = ELb + ELc

ELb + ELc = {Z LB ⋅ I Défaut + Z LC ⋅ I Défaut } Si Z L = Z Lb = Z Lc

alors

ELb = ELc = EL

Et EPoste = 2 EL = Z L  2 I Défaut  Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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ZL =

2 EL E = L 2 I Défaut I Défaut Page 75

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2

Nous avons vu au haut de la page précédente que Ib - Ic = Ibc = 2 Idéfaut. Continuons notre développement. EPoste = Z L  2 I Défaut  = Z L * Ibc ZL =

2 EL Eposte = 2 I Défaut Ibc

Comme la protection de ligne lit déjà la tension au poste «Eposte», le fait de soustraire Ib à Ic pour fabriquer Ibc, compense le fait que la tension Eposte est deux fois plus élevées. Les règles vues à la section 3.1.1.1 page 64 s’appliquent au défaut entre phases. Utiliser un transactor permet de convertir le courant Ib-Ic en tension IbcZ, et le mettre en phase avec la tension Ebc pour avoir le couple maximum du cercle d’impédance au moment du défaut. 2345647283

IbcZ (Volt) Ré gl ag e

3

12 34 53 6 1

Ibc (amp)

Figure 3.23 - Transactor et l’élément IbcZ La section 3.1.1.2 page 65 explique le concept de l’élément d’opération E-IZ. Le même principe s’applique pour le défaut entre phases. À la page 68 nous disions que la ligne avait son élément d’opération et la terre avait le sien. Il en est de même pour le défaut entre phases. OpérationLigneB = ELb − IbZ

-IbZ

ELc

-(-IcZ)

Eposte

OpérationLigneC = ELc − ( − IcZ ) Opération = OpérationLigneB + OpérationLigneC = ( ELb − IbZ ) + ( ELc − ( − IcZ ) ) = ELb + ELc − IbZ − ( − IcZ ) = Eposte − IbcZ Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

ELb

Chapitre-3

Normal Défaut

Figure 3.24 -

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2

Peur-être seriez-vous tenté à faire la simplification suivante : Ibc=2*Ib ou 2*Ic. Cela serait une grave erreur. Supposons un défaut plus complexe, par exemple un défaut entre deux phases et la terre BCN. Le défaut pourrait être tel que le courant de la phase B ne soit pas le même que la phase C. Donc la chute de tension sur la ligne B n’est pas la même que la ligne C. La méthode Ibc = Ib - Ic fonctionnera correctement, mais pas la simplification 2Ib ou 2Ic.

3.2.6 -BRANCHEMENT DES ÉLÉMENTS DE COURANTS Il existe deux manières de réaliser l’opération suivante : Ib - Ic = Ibc. Soit directement avec le transactor, ou soit avec des sommateurs à l’intérieur du relais.

3.2.6.1 - Sommation par le transactor L’ancienne technologie «KD4, THR», fabriquait le courant entre phases Ibc directement au niveau du transactor comme suit : 13

2345647283

12

31

23

12

31

14

1 23 45 36

12

23

Ia+Ib+Ic = In = 0

15

Branchement KD4

1

67

86

13

Ia - Ib

78

Ic - Ia

12

Ib - Ic 14

Ia+Ib+Ic = In = 0

15

Branchement KD4 décomposé

Figure 3.25 - Branchement du transactor pour défaut entre phases Le transactor a deux éléments de courant au primaire. Les enroulements partagent tous le même noyau magnétique. Le premier élément appartient au courant Ib provenant de la source et allant vers le défaut. Le second est le courant Ic de retour du défaut vers la source. Remarquez à la figure-3.25, le courant Ic est relié à la non-polarité de l’élément de courant du défaut BC. Cette inversion génère -Ic. La sommation se fait au niveau du flux magnétique dans le noyaux du transactor. Le résultat du flux résultant récolté par l’enroulement IZ est Ib – Ic 1 IbcZ. Regardons le circuit d’une autre façon. Si on observe le sens du courant de défaut allant de la phase B vers la phase C et passant dans les éléments BC. Le courant de défaut


Chapitre-3

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1


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2

entre dans la polarité de l’élément B, et lors de son retour, il entre dans la polarité de l’élément C. Ce qui fait une sommation de flux magnétique dans le transactor. La méthode de sommation avec un transactor à deux éléments de courant nécessite des transactors uniquement dédiés aux défauts entre phases. Ainsi, on ne peut mélanger dans un même circuit, le type de défaut entre phases avec le type de défaut à terre. Le cas de la protection de ligne THR en est un exemple. Le relais se divise en trois modules distincts. Le premier module est l’alimentation électrique de relais, le deuxième module est dédié uniquement aux défauts entre phases, et le troisième module dédié uniquement aux défauts à la terre.

Module d’alimentation et de relais

Module de défaut entre phases

Module de défaut à la la terre

Figure 3.26 - Protection de ligne THR de Reyrolle


Chapitre-3

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1

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2

3.2.6.2 - Sommateurs internes au relais Cette méthode est beaucoup plus économique. La sommation se fait de manière analogique à l’intérieur du relais avec des amplificateurs linéaires. Elle peut aussi se faire de manière numérique si les signaux analogiques sont convertis en format numérique. Le transactor n’est toujours pas banni. Cependant, un seul transactor par phase suffit afin de convertir les courants Ia, Ib et Ic en tension IaZ, IbZ et IcZ. Le reste des traitements se fait au niveau des circuits électroniques. 2345647283

6 13

1 23 45 36

7 12 8

1

14

15

Ia+Ib+Ic = In = 0

Figure 3.27 - Un seul transactor par phase Cette pratique appartient aux technologies plus récentes. On lit les courants de chaque phase Ia, Ib et Ic, et on lit les tensions de chaque phase Ean, Ebn et Ecn. Il n’y a plus de lecture entre phases. Le relais traite avant tout les défauts à la terre en fabricant l’élément d’opérations pour chacune des phases. Opérations de défauts à la terre

Opération [ an ] = Ean − IaZ − k 0 InZ Opération [bn ] = Ebn − IbZ − k 0 InZ Opération [cn ] = Ecn − IcZ − k 0 InZ

Les éléments d’opérations entre phases sont ensuite fabriqués à partir des éléments d’opérations de défaut à la terre. Voyons l’exemple du défaut entre les phases B et C à la figure-3.28. Avant de procéder, la compensation homopolaire fait partie de l’élément d’opération du défaut à la terre. Pour la fabrication de l’élément d’opération du défaut entre phases, certains fabricants laissent la compensation homopolaire k0InZ avec l’élément d’opération à la terre, alors que d’autres l’excluent. De toute manière, si le fabricant conserve la compensation homopolaire, elle s’anule lors du traitement. Pour fabriquer l’élément d’opération «bc» on soustrait de l’élément d’opération «bn», l’élément d’opération «cn».

Ebn - IbZ - k0InZ - ( Ecn - IcZ - k0InZ ) Ebn - IbZ - k0InZ -Ecn + IcZ + k0InZ 0 (Ebn-Ecn) - (IbZ-IcZ)

Ebc - IbcZ Figure 3.28 -

Opération [bc ] = Opération [bn ] − Opération [ cn ]

Voir le déroulement de la figure-3.28.


Chapitre-3

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1

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2

Dans la figure suivante, la partie en vert correspond aux circuits fabriquant les éléments d’opération de défaut à la Terre. La partie orangée fabrique les éléments d’opération de défaut entre phases. Cet exemple exclut la compensation homopolaire pour la fabrication des éléments d’opérations entre phases. Opération Phase Terre Ean IaZ Ebn IbZ Ecn IcZ InZ

∑ ∑ ∑

9

Opération Entre Phases

Ean-IaZ

∑

Opération AN

∑

Eab-IabZ

∑

Opération BN

∑

Ebc-IbcZ

∑

Opération CN

∑

Eca-IcaZ

Ebn-IbZ

Ecn-IcZ

Ko InZ

Compensation Homopolaire

Figure 3.29 - Méthode de fabrication de l’élément d’opération entre phases

3.2.7 -PERCEPTION DU DÉFAUT À LA TERRE PAR UN GRADIN ENTRE PHASES

Pour vérifier le défaut BC, vous devez pousser un courant dans la phase B et le reprendre dans la phase C. Cependant, le courant ne revient pas par la phase C. Il revient par le chemin du neutre. Si votre relais possède un élément de neutre, alors une partie du courant revient par la phase C, et l’autre partie par le neutre.


68 BANC D'ESSAI

67

69

Manque le courant de retour

OUBLIE

6

68 67 BANC D'ESSAI

Vous venez de terminer la vérification des gradins de défaut à la terre. Vous passez à la vérification des gradins entre phases. Vous êtes pressé, et plutôt que de tout démanteler vos branchements ayant servi à la vérification des gradins à la terre, vous passez directement aux branchements de la vérification du défaut entre phases. Vous commettez une erreur importante. Vous oubliez de délier le neutre du courant du relais avec la mise à la terre, ou le point commun du banc d’essai.

69

Un peu de courant de retour

OUBLIE

6

Figure 3.30 - Déviation du courant

Chapitre-3

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1

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2

On peut aussi s’intéresser au comportement du gradin de défaut entre phases lors d’un défaut à la terre. Dans ce cas, nous sommes en réalité protégé par les conditions minimales de courant 50N que nous verrons au chapitre 6, section 6.2 page 128. Supposons que la tension et le courant fournis par le banc d’essai correspondent au point d’opération du gardin. En observant bien la figure suivante, le fait que IcZ manque puisque le courant Ic est dévié par le neutre, crée un élément d’opération du côté normal de la frontière. Pour ramener l’élément d’opération du côté défaut, il faudra donc augmenter la valeur du courant. Deux fois plus de courant signifie un gradin deux fois plus petit. P1

P2 -IbZ-(-IcZ) Or -IcZ=0

ELb

ELb

-IbZ - 0

Eposte -2*IbZ - 0

ELc

OPERATION

ELc OPERATION = 0

Normal

Normal

Défaut

Défaut

Figure 3.31 - Vecteurs d’opérations Pour la vérification du gradin entre phases avec mise à la terre oubliée, si le relais possède un élément de neutre, le gradin que vous vérifiez sera environ 1,5 fois plus petit, dépendant du rapport d’impédance des transactors.

XL

Cercle BC s

id éf a

P1 BC ut

BC

Bn P2

Cercle BC si défaut Bn

R EBn réf 0° Figure 3.32 - Gradin entre phases affecté par une déviation du courant


Chapitre-3

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2

3.3 - Défaut entre deux phases et la terre Nous serons brefs sur ce genre de défaut. Si un défaut implique à la fois deux phases et la terre, la protection de ligne traitera ce défaut comme deux défauts à la terre. Le courant de neutre bloque le fonctionnement des gradins de défaut entre phases. Voir figure-3.35.

Poste

Ia

/

Ib

RL

XLL

!

Ib’ Ic’

Ic

1

4* Défaut

Ia + Ib’ + Ic’ = In

3 Terre

Figure 3.33 - Défaut phase-phase-terre Voici ce qui se produit vectoriellement. La somme des tensions ne donne plus zéro comme c’était le cas pour un défaut entre phases pur. La tension à l’endroit du défaut Ed n’est plus ½ fois la tension phase-neutre comme c’était aussi le cas dans un pur défaut entre phase. La débalance de tension 4 due à l’implication de la terre crée un courant de neutre In. /

1:

N EC

EB N

1

N EC

1

Ed: Tension à l’endroit du courtcircuit Débalance homopolairecausé par la partie de défaut à la terre

EAN

1 21

EB

N

EBC

!

1

Figure 3.34 -


Chapitre-3

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1

123

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ZAN

ZBN

ZCN

ZAB

ZBC

2

ZCA

124 125 126 3456789 9 39 99

Blocage des gradins phase-phase si courant de neutre 50N

Figure 3.35 - Blocage des gradins entre phases par le courant de neutre


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2

3.4 - Défaut Triphasé Le défaut triphasé est très simple. Il est un défaut parfaitement équilibré. Il n’y a pas de courant de neutre, ni tension de neutre de généré.

Poste / !

Ia

Défaut

Ib Ic

1 4*71 Ia + Ib’ + Ic’ = In

3

=0

Terre

Figure 3.36 - Défaut triphasé Ce genre de défaut pourrait être traité aussi bien par les gradins de défaut à la terre que les gradins de défaut entre phases. Cependant, le fonctionnement du gradin à la terre exige normalement un courant de neutre pour le fonctionner. Donc, seuls les gradins de défaut entre phases peuvent traiter le défaut à la terre.

123

ZAN

ZBN

ZCN

ZAB

ZBC

ZCA

124 125 126 3456789 9 39 99 Figure 3.37 - Gradins entre phases pour le traitement de défaut triphasé


Chapitre-3

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2

Sur le plan vectoriel, chaque phase voit son courant respectif en retard de 75° à 85° sur leur tension respective. /

EAN Ic

3 Ia

3 3

ECN

EBN

Ib

1

!

Figure 3.38 - Défaut triphasé en trois défaut monophasés Il est très intéressant d’interpréter le défaut triphasé en défauts entre phases. Concernant le défaut entre les phases A et B, le courant Iab = Ia - Ib se retrouve lui aussi en retard de 3° sur la tension Eab. Ce qui démontre que le défaut peut être traité sans problème par les gradins entre phases.

EA B

EAN

/

Iab -Ib

Ic

3 3

EC 1

N

3 Ib

Iab

Ia

EB

N

3

!

Figure 3.39 - Défaut triphasé ramené en défaut biphasé


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8 134 99 MÉTHODES DE BRANCHEMENT POUR FIN DE VÉRIFICATION


Chapitre-4

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2

Ce chapitre traite de trois types de montage servant à vérifier le bon fonctionnement des gradins d’une protection de ligne. 1 1 1

Montage en étoile pour défaut à la terre Montage en T pour défaut entre phases Montage delta ouvert pour défaut triphasé

Les erreurs de montage subtiles les plus populaires seront aussi présentées. Agir avec connaissance et prudence peut vous sauver beaucoup de temps et vous éviter des casses têtes désagréables.

4.1 - Sources - Banc d’essai 4.1.1 -HISTORIQUE ET ÉVOLUTION DES BANCS D’ESSAI Avant de traiter des montages d’essai, présentons les sources responsables de ces montages. Depuis les vingt dernières années, les bancs d’essai ont connu une progression assez importante. Dans les années 1960 et 1970, les montages étaient entièrement câblés à la main sur place. Nous utilisions des transformateurs déphaseurs, boîtes de charge «load box», multimètres, des résistances de puissance, diode, et bien d’autres composantes selon le montage à réaliser. Nous devions ensuite réaliser le montage selon la vérification à faire. Nous appelions ces montages des pieuvres. Une première source électronique, F3 de Jodice, fit son apparition au début des années 1980. C’était la grande révolution. Jodice fut acheté par Dobble. Des compétiteurs tel Multiamp sont apparu dans la course. Depuis, le monde des sources n’a pas cessé d’évoluer. Aujourd’hui, les sources sont petites, puissantes, légères, et entièrement contrôlables par ordinateur. Le monde des protections a aussi fortement évolué. L’évolution technologique a ouvert de nouveaux horizons, et permit l’usage de nouvelles méthodes d’analyses. Les protections utilisent maintenant les composantes symétriques. Chaque fabricant conçoit ses protections avec des particularités propres. La vérification de chaque protection devient donc plus complexe et risque de différer d’une protection à l’autre. Le fait que les sources sont contrôlables par ordinateur, il est maintenant intéressant d’automatiser les essais des différents relais. La diversité des protections est très grande et l’automatisation des essais rend plus efficace la vérification personnalisée de chacune de ces protections.


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2

4.1.2 -DESCRIPTION SOMMAIRE DE LA SOURCE La figure suivante représente six sources standard d’un banc d’essai. Nous avons normalement trois canaux de tension et trois canaux de courant. Le canal de tension V1 peut servir à simuler aussi bien la phase A que la phase B du réseau. Chacun de ces canaux représente un vecteur, et est réglable en amplitude et en angle. Tension Courant 52 53 54 12 13 14

123456375892

Figure 4.1 - Canaux de la source - et parenté des communs avec la terre

4.1.2.1 - Capacité de chaque source La puissance d’un canal est exprimée en VA. Il est possible d’avoir différents niveaux de courant de court-circuit pour les canaux de tensions, et différentes tensions de circuit ouvert pour les canaux de courant. Supposons que chaque source soit à 100VA de puissance. Pour les canaux de courant : 1 Si on choisit l’échelle de 1A maximum, la tension de circuit ouvert peut atteindre 100Volt. 1 Si on choisit l’échelle de 10A maximum, la tension de circuit ouvert peut atteindre 10 Volt. Le choix de l’échelle est fonction de l’application. Il en est de même pour la tension. 1 Si on choisit l’échelle de 75Volt, on peut pousser jusqu’à 1,3A. 1 Si on choisit l’échelle de 150Volt, on peut pousser jusqu’à 0,67A. Il peut arriver qu’un test échoue pour la simple raison que le choix de l’échelle ne convient pas.

4.1.2.2 - Neutre En observant la figure-4.1, on remarque que les points de neutre des différents canaux sont apparentés l’un à l’autre, et reliés à la terre. La majorité des sources sont branchées ainsi. Lors de la vérification des gradins de défaut entre phases, certaines personnes ont la mauvaise habitude d’isoler le neutre du banc d’essai avec la terre. DÉLIER LA MISE À LA TERRE DU BANC D’ESSAI EST FORTEMENT DÉCONSEILLÉ. Si par mégarde, la polarité d’une source activée 123456375892 s’apparente à la terre alors que le banc d’essai est flottant, vous risquez de vous affliger une désagréable surprise choc, et de plus, vous risquez d’endommager l’ordinateur ou le contrôleur relié à votre banc d’essai.


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4.1.3 -ACTIVATION SOURCE OU SYSTÈME DE LA SOURCE La photo suivante représente une des sources les plus répandues à Hydro-Québec. Il y a une nuance très importante à noter concernant le comportement des sources. Il est possible d’activer simultanément plusieurs sources avec le bouton MASTER «voir B». Les sources soumises au bouton MASTER sont sélectionnées SYSTEM «voir A».

A B

Figure 4.2 - Source Doble F2500 Si vous ne connaissez pas la différence entre le mode SOURCE et le mode SYSTEM, vous risquez d’avoir des surprises. Par défaut, le mode SOURCE est sélectionné. Lors de l’essai de mise sous tension de la ligne avec la protection de ligne THR, la fonction de perte de fusible «60» s’active. Voir page 149 pour le détail du circuit de perte de fusible. Pourtant, on ne s’attend pas à cela. En mode SOURCE, lorsque nous activons les sources avec le bouton MASTER, chaque source sélectionnée ENABLE démarre individuellement à leur passage par zéro. Voir figure-4.3, trace de gauche. Le circuit de perte de fusible du THR est trop rapide et interprète la discordance comme une perte de fusible. En mode SYSTEM, toutes les sources s’activent au même moment. Voir figure-4.3, trace de droite. Le test le mise sous tension de la ligne fonctionne dans ce mode avec la protection de ligne THR.

Canal Va = 10V [0°]

Canal Vb = 10V [-120°]

Mode source

Mode système

Figure 4.3 - Mode Source et Mode System Il est donc important de considérer ce comportement si un essai quelconque échoue. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

4.1.4 -VÉRIFICATION RAPIDE DES SOURCES DE TENSION Il arrive parfois que la référence angulaire entre les sources tombe en panne. Quand la vérification d’une protection ne fonctionne pas, il est possible que le banc d’essai en soit la cause. Afin de s’en assurer, il est possible de vérifier l’ensemble des sources rapidement de différentes manières. Ces essais sont simples et rapides. Au départ, si les neutres de vos sources sont apparentés, il n’est pas possible d’additionner deux vecteurs. La figure4.4 montre la sommation des sources V1 avec V2. Pour additionner deux vecteurs, on les met en série. Or, la source V1 est court-circuitée par le neutre de la source V2 lorsque nous mettons V1 en série avec V2. Montage avec le banc d'essai

Opération vectorielle désirée

12

13

13

12413511

11

12 V1 court-ciruité

Figure 4.4 - Source en série avec neutre commun - court-circuit de V1 La soustraction entre deux vecteurs s’appelle aussi la différence de potentiel. Elle représente l’écart de tension séparant la polarité de deux vecteurs. Dans le cas de source avec les communs apparentés, la différence de potentiel ne présente pas de problème. Il suffit simplement de lire l’écart de tension entre deux polarités comme montré en figure4.5. Montage avec le banc d'essai

13

Opération vectorielle désirée

13

12

29

11

12413511

1234567 899 5 27

12 V1 court-ciruité

Figure 4.5 - Différence de potentiel entre deux sources

4.1.4.1 - Méthode du triangle de 45°


12

70Volt 90°

[ 99Volt ]

t] ol 9V [9

Il est possible de vérifier rapidement deux sources en fabricant le triangle de 45°. On présente deux vecteurs de 70V à 90° l’un de l’autre comme montré en figure-4.6. Nous devrions lire une différence de potentiel de 99V entre les deux polarités des sources. Si ce n’est pas le cas, votre source à un problème de référence angulaire.

12

70Volt 0°

70Volt 0°

13 70Volt 90°

13 Figure 4.6 - Triangle de 45° Chapitre-4

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2

4.1.4.2 - Méthode du triangle équilatéral Il est possible de vérifier rapidement deux sources en fabricant le triangle équilatéral. On présente deux vecteurs 50V séparés de 60° l’un de l’autre comme montré en figure4.7. Nous devrions lire une différence de potentiel 50V entre les deux polarités des sources. Si ce n’est pas le cas, votre source à un problème de référence angulaire.

12

[ 50Volt ]

lt ]

50V olt 60°

Vo [ 50

50Volt 0°

13

12

13

50Volt 0°

50Volt 60°

Figure 4.7 - Triangle équilatéral

4.1.4.3 - Méthode du triangle 30°-60° 13 30Volt 90°

Il est possible de vérifier rapidement deux sources en fabricant le triangle 30°-60°. On présente deux vecteurs de 40V et 30V séparés de 90° l’un de l’autre comme montré en figure-4.8. Nous devrions lire une différence de potentiel 50V entre les deux polarités des sources. Si ce n’est pas le cas, votre source à un problème de référence angulaire.

[ 50Volt ] [5 0V olt ]

12

40Volt 0°

12

13

40Volt 0°

30Volt 60°

Figure 4.8 - Triangle 30-60

4.1.4.4 - Méthode triphasée Il est possible de vérifier rapidement trois sources en fabricant un réseau balancé. On présente trois vecteurs de 69V séparés de 120° l’un de l’autre comme montré en figure4.9. Nous devrions lire une différence de potentiel 120V entre toutes les polarités des sources. Si ce n’est pas le cas, votre source à un problème de référence angulaire. 13

12

13

[ 120Volt ]

69Volt +120°

69V olt -12 0°

° 120 lt + o 69V

69Volt -120°

]

69Volt 0°

69Volt 0°

[ 120Volt ]

olt 0V [ 12

[ 12 0V olt

]

[ 120Volt ]

16

[ 120Volt ]

14

12

Figure 4.9 - Méthode triphasée


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4.1.5 -VÉRIFICATION RAPIDE DES SOURCES DE COURANT Les mêmes principes appliqués aux sources de tensions peuvent s’appliquer aux courants. Cependant, nous devons mettre une charge résistive aux bornes des circuits de courant pour lire leur valeur sous forme de tension, ou utiliser l’ampèremètre pour lire le courant directement. L’avantage de la résistance aux bornes de la source de courant est qu’il devient possible de vérifier l’écart angulaire entre une source de tension et une source de courant. Nous ne reprendrons pas les méthodes des triangles vues précédemment. Vous pouvez de les appliquer vous-même aux sources de courant. Voyons plutôt les différentes manières de vérifier les sources de courants.

4.1.5.1 - Conversion de courant en tension Une source de courant doit toujours être utilisée avec une charge. On ne doit pas utiliser une source de courant en circuit ouvert. Nous placerons donc une résistance shunt de l’ordre de 15 afin de convertir le courant en tension. Le vecteur tension est à l’image du vecteur courant. Seule l’unité change.

Montage avec le banc d'essai Convertion du courant I en tension U

12

72

R U1=RI1

82

Figure 4.10 - Conversion avec résistance shunt

4.1.5.2 - Sommation des courants Lorsque nous connectons deux sources de courant en parallèles, les courants s’additionnent. Si on place une seule résistance shunt aux bornes des deux sources, la tension obtenue est la somme des deux courants convertis en tension par la résistance. Sommation des courants

12

13

R Ut=R(I1+I2)

61

12 71 3

Montage avec le banc d'essai

13

12

Figure 4.11 - Sommation des courants Par exemple I = 1A 0° 1 I 2 = 1A 120°

I1 + I 2 = 1A 60°

Si la résistance shunt est de 15, alors nous devrions lire 1Volt.


Chapitre-4

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1

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2

4.1.5.3 - Méthode de sommation de courant avec l’ampèremètre Reprenons simplement la section précédente. Plutôt que de mettre une résistance shunt aux bornes des sources, on place un ampèremètre. Notez que l’ampèremètre est en réalité une résistance shunt de très basse valeur, à la différence que nous lisons directement le courant. Sommation des courants

12

13

12 71 3

Montage avec le banc d'essai

Amp

13

12

Figure 4.12 - Méthode de sommation de courant avec l’ampèremètre Par exemple I = 1A 0° 1 I1 + I 2 = 1A 60°

I 2 = 1A 120°

4.1.5.4 - Différence de potentiel Si vous préférez placer une résistance shunt à chaque source de courant, vous revenez aux principes des tensions expliqués en section 4.1.4 page 91. Cependant, les résistances doivent toutes être à la même valeur, et vous devez travailler avec une grandeur raisonnable. La tension de circuit ouvert d’une source de courant est limitée. Vous devez donc travailler avec des valeurs de tensions faibles, donc des résistances de valeur faible. Montage avec le banc d'essai

Sommation des tensions

U = U1-U2

63 12

R U1=RI1

13

R U2=RI2

13

62

63

6

62 12

Figure 4.13 - Différence de potentiel Utilisons la technique du triangle équilatéral vu en section 4.1.4.2 page 92. On utilise 156 comme résistance shunt sur chaque circuit de courant. Comme nous travaillons finalement en tension, on interprète la différence de potentiel.

I1 = 1A 0°

U1 = 1V 0°

I 2 = 1A 60°

U 2 = 1V 60°

U1 − U 2 = 1Volt


Chapitre-4

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1

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2

4.1.5.5 - Comparaison d’une source de tension avec une source de courant Nous voulons vérifier l’écart angulaire entre la source de tension et la source de courant. Procédons avec la technique du triangle de 45°. La grandeur de la tension dépend de la valeur de résistance shunt choisie pour la source de courant. Supposons que la résistance shunt soit de 15. On pousse 1A à un angle de 90° avec la source de courant. Ceci nous donne une chute de tension de 1 volt aux bornes de la résistance. Pour constituer le triangle de 45°, on règle la tension de la source de tension à 1 volt angle 0°. Si je prends l’écart de tension entre les polarités de la source de courant et de la source de tension, je devrais lire 1,41 volt. Montage avec le banc d'essai Sommation des tensions

[1,41V]

12

R U1=1V 90°

I1=1A 90° R=15

62

62

1V 1,4

V1=1V 0°

52

Figure 4.14 - Source de tension et source de courant


Chapitre-4

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2

4.2 - Vérification du défaut à la terre Le montage pour la vérification du défaut à la terre est extrêmement simple. On utilise le branchement étoile.

4.2.1 -BRANCHEMENT DES TENSIONS ET COURANT Le chapitre 3, section 3.1 page 62 décrit en profondeur le défaut à la terre. Dans ce chapitre, nous voulons recréer ce défaut avec un banc d’essai. À titre d’exemple, choisissons le défaut AN, défaut entre la phase A et la terre. Malgré que la vérification ne concerne que la phase A, il est très important de présenter les vecteur Ebn et Ecn au relais afin de vérifier le bon fonctionnement des polarisations croisées. La polarisation croisée est un vecteur de secours provenant des tensions non impliquées dans le défaut. Voir le manuel "Technologie des Protections de ligne 21", pour les explications détaillées.

94/ #

Ean

/

Ebn

!

Ecn

1

Brancher les tensions comme à la figure de droite. Présentez les valeurs du tableau-4.1 selon l’essai que vous voulez faire.

3

Figure 4.15 - Branchement étoile pour défaut à la terre

Ean

Ebn

Ecn

Valeur

Angle

Valeur

Angle

Valeur

Angle

Courant injecté

Défaut AN

0 à 69 V

0°

69 Volt

-120°

69 Volt

+120°

Ia

Défaut BN

69 Volt

+120°

0 à 69 V

0°

69 Volt

-120°

Ib

Défaut CN

69 Volt

-120°

69 Volt

+120°

0 à 69 V

0°

Ic

Défaut

Tableau 4.1 - Essais de défaut à la terre


Chapitre-4

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2

Le branchement du courant se fait comme indiqué à la figure-4.16. Vous injectez le courant dans la phase à vérifier. Cependant, il est important que le courant fasse le parcours qu’il doit faire normalement avant de revenir à la source. Si la protection de ligne possède un élément de neutre, et que vous omettez de faire circuler le courant par cet élément, la compensation homopolaire ne sera pas fonctionnelle et non vérifiée.

123 423

Ian

428 125 425 126 426

7 9 29

1234567 899 5 27

Figure 4.16 - Branchement du courant de la phase à vérifier Dans la figure suivante, deux erreurs peuvent se produire. La première à gauche ne vérifie pas la compensation homopolaire. Voir chapitre 3, section 3.1.2 page 66 pour les explications de la compensation homopolaire. Si le gradin à vérifier est réglé à 105 avec une compensation homopolaire k0 = 0.8, nous devrions entrer dans le gradin à l’impédance globale de 185. Mais en oubliant de relier l’élément de neutre, vous entrez dans le gradin à la valeur de 105. L’erreur de la figure suivante, schéma de droite, correspond à l’inversion de la composante homopolaire. L’entrée dans le gradin se fait à la valeur de 25. Cette erreur est facile à réaliser. Vous pouvez croire que les cavaliers doivent tous être branchés du côté (-) des éléments de courant. Cependant, si vous suivez le sens du courant en allant de la polarité de la source vers le point commun de la source, le courant entre à la polarité de l’élément de courant de la phase A, et ensuite par la non-polarité de l’élément de courant de neutre. Il y a donc inversion de branchement à l’élément de neutre. 7

123 423

Ian

9

428

Ian

428

125 425

122342

123 423

125 425

126 426

122342

126 426

7 9

Figure 4.17 - Erreur de branchement Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-4

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2

La figure-4.18 montre que le courant est utilisé par plusieurs protections. Lorsque vous isolez la protection de ligne, des court-circuiteurs chevauchent l’ouverture du courant afin d’assurer la continuité du courant dans les autres protections, et de ne pas créer un circuit de courant ouvert. court-circuiteur du couteau de protection

Autres protections Protection de ligne

Ia

123

7 9

Ib

Ic

125

In

426

423 428 425 126

court-circuiteur du couteau de protection

Figure 4.18 - Court-circuiteur des couteaux de courant Pour la prise d’angles, plusieurs fabricants fournissent un biscuit avec leur relais. Le biscuit ouvre le circuit de courant pour le détourner dans un phasemètre. Il est très facile et dangereux d’oublier un circuit ouvert avec le biscuit de certains fabricants. Autres protections Protection de ligne

Ia

123

7 9

Ib

Ic

125

In

426

423 428 425 126

BISCUIT

Figure 4.19 - Biscuit avec une ouverture de courant


Chapitre-4

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4.2.2 -REPRÉSENTATION VECTORIELLE DU MONTAGE Au départ, nous présentons au relais un réseau balancé, soit les trois vecteurs de tensions Ean, Ebn et Ecn à la grandeur nominale [69V] et à leur position angulaire respective. Ensuite, vous poussez le courant nominal dans la phase à vérifier. Vous ajuster l’angle du courant à l’angle de couple maximum, valeur entre -75° à -85° selon le réglage du relais. Il se peut qu’à la grandeur nominale de courant, vous soyez à l’intérieur du gradin. Alors, réduire le courant afin de sortir amplement du gradin. Par exemple, à 5A nous sommes dans le gradin. Nous diminuons graduellement le courant et à 3.6A nous sortons du gradin. Alors, je fixe le courant à environ 3A.

Ean = 0V à 69V ∠ 0° Le courant Ia varie de 0 amp. à la valeur nominale du relais. Variable en amplitude

θ

Ia

Ecn =

Ebn =

69V ∠ +120°

69V ∠ −120°

Figure 4.20 - Présentation vectorielle du défaut à la terre

Pour chaque valeur d’angle du courant, vous diminuez la tension j’usqu’à ce que vous entriez dans le gradin. Vous notez chaque valeur de tension comme montré à la figure de droite. On considère toujours la valeur de tension ou du courant qui entre dans le cercle d’impédance, et non celle qui sort du cercle d’impédance. Donc, on diminue la tension ou on augmente le courant pour entrer dans le cercle d’impédance. Pour les calculs et le tracé du diagramme d’impédance, voir le chapitre 5, section 5.1 page 114. Aujourd’hui, des procédés informatisés accomplissent cette tâche automatiquement.


Chapitre-4

Tension

Courant

Angle

29.00 V 32.10 V 35.30 V 38.60 V 41.60 V 44.20 V 46.30 V 46.30 V 48.90 V 49.00 V 48.80 V 48.20 V 46.90 V 44.90 V 42.40 V 39.60 V 36.50 V 33.30 V

3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A 3.00 A

0° -10 ° -20 ° -30 ° -40 ° -50 ° -60 ° -70 ° -80 ° -85 ° -90 ° -100 ° -110 ° -120 ° -130 ° -140 ° -150 ° -160 °

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4.2.2.1 - Injection de fort courant La protection de ligne THR a une particularité. Pour des raisons de conception, le gradin de défaut entre phases doit être vérifié avec une tension fixe. La variable n’est plus la tension, mais plutôt le courant. On doit donc augmenter le courant jusqu’à ce que nous entrions à l’intérieur du gradin. Le fabricant du THR, Reyroll, nous permet de pousser jusqu’à deux fois le courant nominal en mode continu. En réalité, le transactor est capable de prendre jusqu’à dix fois le courant nominal et peut-être même plus. Ce n’est pas la grandeur du courant qui représente un problème. C’est l’accumulation de la chaleur dans le transactor. Normalement, quand il y a un très fort courant sur le réseau, c’est qu’il y a un défaut. Par la suite, le défaut est isolé très rapidement par une protection. En mode essai, nous voulons avoir le temps de vérifier le relais. Le temps d’injection du courant laisse l’effet joule faire son travail et élever la température du transactor. Il ne faut donc pas perpétuer un courant qui risquerait de détruire le transactor thermiquement. La constante de temps de l’échauffement du transactor est très longue. Nous pouvons donc moduler avec le temps d’injection versus le temps de repos. La valeur moyenne de notre modulation équivaut à pousser de manière continue cette même valeur moyenne. La figure-4.21 présente la méthode de la modulation par largeur de pulse «PWM». Par exemple, la limite du transactor en mode continue est 10A. Je peux donc moduler 50-50 le temps d’injection d’un courant de 20A pour un temps de repos égal. 4 fois la limite

Valeur Moyenne

2 fois la limite Limite Continue

COURANT 0

Continue

50/50

25/75

Tendance thermique à la valeur de courant actuelle e m be uffe r u a Co 'éch d

nt

COURANT

C ou rbe

Moyenne thermique de r e

froi d

is s e

men t

50/50

Figure 4.21 - Courant en mode pulsé et courbe thermique Normalement, la constante de temps de refroidissement est plus longue que celle du réchauffement. Il faut donc être prudent en se donnant une bonne marge de sécurité. Généralement, cette technique est utilisée par un ordinateur. La lecture doit être prise rapidement avant de passer en mode repos.


Chapitre-4

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4.3 - Vérification du défaut entre phases Les explications détaillées du défaut entre phases sont au chapitre 3, section 3.2 page 71. Nous disions à la page 72 que la somme des tensions doit toujours égaler zéro. Pour appliquer cette règle, on utilise le montage en T qui sera expliqué et démontré dans les prochaines pages. Ce montage est utilisé pour la vérification du défaut entre phases. Supposons pour l’instant que nous utilisions le montage en étoile pour la vérification du défaut entre phases. Voir la figure suivante. Il faudrait accomplir des calcules pour chacune des tensions de défaut Ebc utilisées pour l’essai du gradin de défaut entre phases. Le calcul affecte les grandeurs et les angles des tensions Ebn et Ecn. Ensuite, il faudrait appliquer ces valeurs au banc d’essai. Soit la grandeur de Ebn, l’angle de Ebn, la grandeur de Ecn, et l’angle de Ecn. Nous comptons quatre manipulations pour chaque essai. /

:7 .

E an = 69V

référence 0°

V  θ = 180° − tan −1    35 

h = -35V

3 3 n

Ec

Ebn = Ecn = V 2 + 352

V

-V

1

Ebc 2

Eb

n

3

V=

!

Ebc Figure 4.22 - Montage en étoile pour le défaut entre phases Le tableau de droite est un exemple qui contient des valeurs calculées pour différentes tensions entre phases Ebc. Accomplir ces calculs avec un ordinateur qui contrôlerait directement le banc d’essai serait excellent. Mais, le montage étoile ne convient vraiment pas si nous procédons manuellement.


Ebn

Ecn

Ebc

Grandeur

Angle

Grandeur

Angle

0V 15V 30V 45V 60V 75V 90V 105V 120V

34.5V 35.3V 37.6V 41.2V 45.7V 51.0V 56.7V 62.8V 69.0V

-180.00° -167.74° -156.50° -146.89° -138.99° -132.61° -127.48° -123.31° -120.00°

34.5V 35.3V 37.6V 41.2V 45.7V 51.0V 56.7V 62.8V 69.0V

180.00° 167.74° 156.50° 146.89° 138.99° 132.61° 127.48° 123.31° 120.00°

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4.3.1 -MONTAGE EN T 4.3.1.1 - Position du neutre de la source Ns Sans composante homopolaire, le neutre du réseau se situe normalement au centre géométrique du triangle ABC de la figure-4.23. Le neutre du relais Nr doit donc se situer à ce centre si nous voulons respecter la règle Ean+Ebn+Ecn = 0. Cependant, nous ne sommes pas obligés de conserver le neutre de la source Ns au même endroit que le neutre du relais Nr. Pour cela, il faudra détacher le neutre du relais Nr du neutre de la source Ns. Positionnons le neutre de la source Ns à la base du triangle, juste à mi-chemin entre les points B et C comme montré à la figure-4.23. À partir de ce neutre, les sources V1, V2 et V3 doivent positionner les points de tension A, B et C à leur endroit respectif. La phase B représente la polarité du défaut BC. On choisi donc la source V1 pour positionner le point B. Comme le point B représente la polarité, la source V1 devient la référence 0°. La source V2 positionne le point C, et est orientée à 180° de la source V1. La source V3 positionne le point A, et est orientée à +90° de la source V1. En observant bien la configuration donnée par les vecteurs V1, V2 et V3, l’ensemble prend la forme d’un T.

4.3.1.2 - Tension V3 = 104V

69V

1

3

N

Nr: neutre du relais Ns: neutre de la source

V3 ∠+90°

#;;;)

1.5 E n = 1.5 x 69V = 104V

:236/ 474376

34.5V

EB N

La résultante verticale de Ebn ou Ecn doit demeurer constante et représente la moitié de la tension Ean, [34.5V]. Voir chapitre 3, section 3.2.3 page 73.

/

EC

La source V3 doit relier le point A avec la base du triangle Ns. Selon le diagramme de droite, 34.5V sépare la base du triangle au neutre du relais Nr. Ensuite, la tension de la phase Ean = 69V sépare le neutre du relais Nr au point A. Au total, environ 104V sépare le neutre de la source Ns du point A.

3)

1 V2 ∠180°

!

V1 ∠0°

Ebc Figure 4.23 - Neutre de la source et du relais LA TENSION V3 DOIT DEMEURER FIXE À 104V LORS DES ESSAIS DU DÉFAUT ENTRE PHASES.


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4.3.1.3 - Centrer le neutre du relais Nr Imaginons une planche avec trois clous A, B et C. Nous relions chaque clou à une même rondelle avec l’aide d’un ressort. En relâchant la rondelle, elle se déplace pour se stabiliser au centre géométrique du triangle formé par les points A, B et C. À ce point, les trois ressorts ont une tension égale.

:

clou

3

1

1

ressort

F1

F1

rondelle

F3

F2 F2

F3 F1+F2+F3

2

3

3

F1+F2+F3 = 0

Non équilibré

2

Équilibré

Figure 4.24 - Principe du centre géométrique Il en est exactement de même pour un circuit électrique. Si le neutre du relais est délié de la mise à la terre du réseau, il devient flottant. Ses seuls liens de parenté avec le réseau sont les trois tensions Ea, Eb et Ec. Le neutre est relié a chacune de ces tensions par le biais de l’enroulement primaire des transformateurs. Comme le courant de neutre égal zéro puisque délié de la terre, la somme des courants en provenance des phases doit donc donner zéro. Comme les transformateurs sont identiques, ils ont tous la même impédance, donc à courant égal, tension égale. Le neutre du relais Nr se retrouve donc au centre géométrique du triangle formé par les trois tensions Ea, Eb et Ec. 45 Enroulement primaire du transformateur de tension

I3

I1

89

I2

I1+I2+I3 = 0

47

Équilibré

46

Figure 4.25 - Neutre centré par l’impédance des transformateurs


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4.3.1.4 - Problème du neutre relais Nr mal centré Revenons à notre exemple de la figure-4.24. Cette fois-ci, le ressort reliant le clou C à la rondelle est fortement affaibli. La rondelle ne se positionne plus au centre géométrique du triangle ABC. Son nouveau point de stabilité est ailleurs que le centre géométrique du triangle. 1 F1

F1+F2+F3 = 0 F2

F3

3

2 Équilibré

Figure 4.26 - Décentré par un ressort affaibli Il en est de même pour la protection de ligne. Il est déjà arrivé qu’un transformateur de tension de la phase C soit défectueux quoique fonctionnel. Un problème de l’enroulement primaire modifiait son impédance et déplaçait le neutre du relais Nr très près de la tension de la phase C. La vérification du défaut à la terre ne Point intact permet pas de détecter ce genre de & Point normal problème. Le neutre du relais Nr est relié Point anormal au neutre de la source Ns. Il est donc forcé Exemple d'un gradin de se positionner à l’endroit imposé par la déformé par un neutre source. Mais lors de la vérification d’un décentré. gradin de défaut entre phases, le montage en T de la figure-4.23 positionne le neutre de la source Ns à la base du triangle. On libère le neutre du relais Nr souhaitant qu’il se positionne au centre du triangle. Mais si le neutre du relais se positionne 9 ailleurs qu’au centre, la polarisation croisée est affecté. Elle agit sur la référence du gradin et affecte le comportement de ce Figure 4.27 gradin. Voir "Technologie des Protections de ligne 21" pour le détail de la polarisation croisée. La valeur d’impédance de portée avant sur l’axe de défaut demeure intacte. Mais tout le reste du cercle d’impédance en souffre. La vérification du gradin n’est donc pas valide. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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Des lumières indiquent si leur phase est sous tension. Ces lumières sont souvent la cause du problème lors de vérification de gradin entre phases. La figure-4.28 montre le comportement du neutre relais Nr lorsque les trois lumières sont fonctionnelles, et lorsqu’une lumière est brûlée. Pour éviter ce problème, il est préférable de délier le neutre du relais à un endroit qui exclut les lumières, ou tout simplement enlever les lumières.

:

45 Lumière

I1t

I1t

I1g

I1g

89

89

I3t

I2t

I3t

3

45

Lumière brulée

I2t I2g

47

I3g

I2g

I1t+I1g + I2t+I2g + I3t+I3g = 0

46

47

BRULÉ

I1t+I1g + I2t+I2g + I3t+0 = 0

46

Figure 4.28 - Problème des lumières De plus, les lumières ont un comportement non linéaire. Alimenter une lumière avec deux fois moins de tension ne signifie pas pour autant deux fois moins de courant. Cependant, il y a une symétrie au niveau des vecteurs qui conservera l’essai du gradin valide. Une autre possibilité de décentrer le neutre du relais Nr est la différence de modèle entre les lumières. Un test de gradin de défaut entre phases ne fonctionnait pas bien. Les lumières étaient demeurées reliées au neutre du relais. La cause était qu’une des lumières n’avait pas la même impédance que les deux autres. Le neutre du relais Nr était donc décentré.


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4.3.2 -BRANCHEMENT DES TENSIONS ET COURANTS DU MONTAGE EN T 4.3.2.1 - Mauvais branchement de la tension Dans le montage suivant, le neutre du relais Nr est demeuré branché à la terre. Comme le neutre de la source est aussi apparenté à la terre, voir section 4.1.2.2 page 89, elle se relie au neutre du relais. Nr = Ns Nous avons donc 104V aux bornes du transformateur de la phase A. La tension est à 150% de la tension nominale. Il y a donc des chances que le transformateur sature en valeur crête de la sinusoïde et surchauffe par effet joule. Cela dépend de la conception du transformateur de la protection de ligne. 94/ #

54

1234 0V à 60V

52

Ean

13

Ebn

104V 90°

Neutre relais Nr relié au neutre source Ns

0V à 60V 0°

53

45

104V

Lumière

Ecn 12

0V à 60V

0V à 60V 180°

89 8

47

46

9 55

Figure 4.29 - MAUVAIS BRANCHEMENT du montage en T L’autre problème est la lumière de la phase en surtension. Il n’est pas garanti que la lumière tienne le coup. À 150% de la tension, la lumière demande 225% de sa puissance. Soit que vous vous en rendiez compte par la forte brillance de la lumière et que vous cessiez l’essai rapidement. Soit que la lumière brûle rapidement et passe ensuite inaperçue. Vous venez de créer le problème du neutre décentré pour les essais des autres défauts entre phases. Aujourd’hui, la protection de ligne comprend un grand nombre de fonctions internes. Par exemple, la tension homopolaire informe le circuit de perte de fusible [60]. Celui-ci prétend qu’il y a une perte de fusible si la tension homopolaire est élevée, alors qu’il n’y a pas de courant homopolaire. Maintenant, les relais utilisent les composantes symétriques


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1


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2

avec plusieurs de ses fonctions internes. Le branchement de la figure-4.29 est un fort générateur de composantes inverses et homopolaires. 1

Composante homopolaire 3E0=104V

1

Composante inverse E2 = 35V à 69V

Le relais risque fort d’activer plusieurs de ses fonctions et de compromettre son bon fonctionnement. Voici l’exemple du calcul de la composante homopolaire. Si Ns = Nr alors V1 = Ebn = V1 0° V2 = Ecn = V2 180° V3 = Ean = V3 90° Comme on doit avoir V1 = V2 alors vectoriellement V1 = −V2 dans ce cas V1 + V2 = 0 V1 + V2 + V3 = V3

Ebn + Ecn + E an = V3 = 104V =0


Chapitre-4

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2

4.3.2.2 - Branchement correcte de la tension 94/ #

54 1234567 899 5 27

52

0V à 60V 0°

Ebn

13

53

0V à 60V

29

Ean=69V

104V 90°

Ecn

0V à 60V 180°

Le tableau-4.2 nous indique la rotation des branchements pour les différents essais.

12

0V à 60V

Voici deux propositions de montage en T. La figure-4.30 propose de disconnecter le neutre directement aux borniers du relais. La figure-4.31 propose d’isoler le neutre au bloc fusible, et enlever les lumières. Dans les deus cas, le neutre relais Nr est flotant et on aura 69V aux bornes de Ean.

9 5

Figure 4.30 - Proposition de montage en T #1

94/ #

54 29

52

0V à 60V 0°

Ebn

13

53

0V à 60V

1234567 899 5 27

Ean=69V

104V 90°

12

0V à 60V

Ecn

0V à 60V 180°

9 5

Figure 4.31 - Proposition de montage en T #2


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2

Tableau 4.2 - Branchement pour les différents essais Branchement AB

BC

CA

V3 = 104V 2+90°

C

A

B

V1 = 0V à 60V 20°

A

B

C

V2 = 0V à 60V 2180°

B

C

A

4.3.2.3 - Mauvais branchement des courants Nous avons traités de la perception d’un défaut à la terre par un gradin de défaut entre phases au chapitre 3, section 3.2.7 page 80. Fait par empressement, des erreurs peuvent se glisser lors du passage d’un montage pour la vérification de défaut à la terre, vers un montage pour vérification de défaut entre phases.

Ibc 12

1 2

6

3

13

12

4

Oublie de débrancher le neutre du courant du relais Nr avec le neutre de la source.

Figure 4.32 - Neutre du courant oublié branché La figure-4.33 montre la conséquence d’une telle erreur. Le gradin est plus petit. Votre essai n’est donc pas valide. La cause de la réduction de la grandeur du gradin est la suivante. En observant bien la figure-4.32, l’élément de courant de neutre du relais est en parallèle avec l’élément de courant de la phase C. Le courant poussé par la source, passe entièrement dans l’élément de courant de la phase B, et se divise en deux par la suite pour revenir en partie lar l’élément de courant de la phase C et celui du neutre. Selon le rapport d’impédance entre l’élément de courant du neutre et de celui de la phase, le retour du courant par la phase C sera plus ou moins grand. Vous devez donc pousser un plus fort courant pour combler le manque de courant de la phase C. Donc, l’impédance du gradin est plus petit.


Chapitre-4

&

9 Figure 4.33 - Conséquence du neutre courant branché à la source

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2

4.3.2.4 - Branchement correcte des courants La figure suivante représente les branchement à faire avec la source afin de vérifier le défaut entre phases.

Ibc

29

12

1234567 899 5 27

/

!

6

1

13

3

Vérifier que le neutre du courant du relais ne soit pas relié au neutre du banc d’essai.

Figure 4.34 - Branchement correcte des courants pour défaut entre phases Le tableau suivant indique les branchements à faire pour les différents essais de défaut entre phases. Branchement AB

BC

CA

Polarité de la source

A

B

C

Commun de la source

B

C

A

Tableau 4.3 - Branchement de la source de courant pour défau entre phases


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2

4.3.3 -PRÉSENTATION VECTORIELLE DU MONTAGE Le montage en T, déjà décrit précédemment, simule le défaut entre phases. La source V3 de la figure suivante demeure fixe à 104V7+90°. Les sources V1 et V2 créent le défaut entre phases. La source V1 représente la chute de tension dans la ligne qui va vers le défaut, et la source V2 représente la chute de tension dans la ligne de retour. La figure3.24 chapitre-3 page 76 montre le vecteur ELb pouvant être représenté par la source V1 et le vecteur ELc pouvant être représenté par la source V2. Comme la ligne par laquelle le courant va du poste vers le défaut est identique à la ligne par laquelle revient le courant de défaut, la tension de la source V1 doit être égale à la tension de la source V2. Donc, la manière de varier la tension est de varier simultanément V1 et V2 de sorte qu’ils aient toujours la même valeur. Pour le courant, on agit comme la section 4.2.2 page 99. Pour chaque angle du courant, on note dans un tableau la grandeur de la tension entre phases V1+V2, le courant, et l’angle du courant.

/

:236/ 474376

Le prochain chapitre traitera de la gestion des ces données.

V3 ∠+90°

Concernant l’angle du courant, il se mesure par rapport à la tension de référence. Le montage en T de la figure de droite vérifie un défaut entre phases BC. La phase B est la polarité et Ebc est la référence 0°. Donc, le fait d’avoir mis 0° à la source V1 fait que l’angle du courant sur la source n’a pas besoin de correction. 1

V2 ∠180° 3)

17*7*.< En ayant placé la polarité du défaut BC, soit B à 0°, l’angle du courant 1 représente directement l’angle réel entre le courant de défaut et la tension entre phase impliqué dans le défaut.

V1 ∠0°

!

3

6 Figure 4.35 - Représentation vectoriel du montage pour défaut entre phases


Chapitre-4

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1



Chapitre-4

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8 134 99 MÉTHODE DE MESURE ET CALCUL


Chapitre-5

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Dans ce chapitre nous verrons : 1 1 1 1 1

Comment calculer les impédances à partir des relevés Comment calculer la composante homopolaire Comment tracer le cercle d’impédance d’un gradin Les effets d’hystérésis appliqués aux gradins et comment les vérifiers Comment mesurer l’angle de couple maximum

5.1 - Calcul de l’impédance 5.1.0.1 - Calcul de l’impédance d’un point Premièrement il serait très important de faire la distinction entre un et le DIAGRAMME D’IMPÉDANCE.

DIAGRAMME

PHASE

DIAGRAMME

DE PHASE: Représentation vectorielle des grandeurs et des orientations de tension et courant. Un diagramme de phase permet de visualiser la relativité entre les vecteurs, qu’ils soient un courant ou une tension.

DIAGRAMME E

I

=Z.

D’IMPÉDANCE :

Représentation graphique de la relation :

Permet d’évaluer combien un vecteur d’impédance est résistif et

réactif.

Il ne faut pas mélanger ces deux diagrammes. En d’autres termes, on ne peut pas mélanger dans un même graphique un vecteur d’impédance avec un vecteur de tension.

4

XL

83

0 3

R Diagramme d’impédance

Diagramme de Phases

Z =

L’angle du courant par rapport à la tension représente toujours l’inverse de l’angle de l’impédance.

E 0° E E 0° + θ = θ = I −θ I I

Figure 5.1 - Calcul de l’impédance Pour le calcul de l’impédance, on considère la tension impliquée dans le défaut comme étant la référence 0°. Par exemple, si on veut tracer le cercle d’impédance du défaut à la terre Bn, et bien la tension de référence 0° est Ebn. Cette tension est ensuite divisée par le courant de défaut Ib pour le calcul de l’impédance Z. Observez bien l’angle du courant à la figure-5.1. Lorsqu’il passe du dénominateur vers numérateur, l’angle change de polarité. Donc, l’angle de l’impédance est toujours de polarité inverse à celui du courant.


Chapitre-5

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2

Le premier point à vérifier et à calculer est celui de l’angle de couple dont vous avez réglé votre relais. Par exemple, votre relais est réglé à 10579 66On injecte un courant de 1A7-85°, et ensuite on diminue la tension jusqu’à ce nous entrions dans le gradin. Cette valeur de tension devrait être 10Volt. Voir la chapitre 4, section 4.2 page 96 pour les branchements et explications. Si votre relais tient compte de la compensation homopolaire, vous entrez dans le cercle à une valeur plus grande que 10Volt. Voici comment tenir compte de la compensation homopolaire.

5.1.1 -MESURE DE PORTÉE AVEC COMPOSANTE HOMOPOLAIRE Les protections de ligne d’aujourd’hui prennent en compte la composante homopolaire du défaut à la terre. Le chapitre 3, section 3.1.2 page 66 explique clairement la composante homopolaire. Elle ne s’applique qu’au défaut à la terre. Le relais à besoin de connaître deux informations au niveau réglage pour faire la correction homopolaire : l’amplitude et l’angle de impédance de la terre. Il existe deux manières de régler l’amplitude de l’impédance homopolaire. fabricant utilise une des deux méthodes suivantes. 1 1

ko : Rapport entre l’impédance de la terre et l’impédance de la ligne. [Relais THR, LZ96]

Le

Zn ZL Zn : Amplitude de l’impédance de la terre. [Relais Quadramho, SHNB103] k0 =

L’angle de la composante homopolaire est relativement récent comme réglage. Anciennement, on la considérait comme égal à la ligne. On a commencé à voir ce genre de réglage dans les années 1980. Le fabricant a le choix entre les deux méthodes suivantes. 1

Valeur absolue : Il s’agit de donner l’angle réel de l’impédance de la terre. Par exemple : 73° [Relais Quadramho, SHNB103]

1

Valeur relative : L’angle de l’impédance de la terre se calcul à partir de l’impédance de la ligne. Comme la terre est plus résistive que la ligne, cette valeur se soustrait toujours à l’angle de la ligne. Exemple : réglage = 12°. Si l’angle de la ligne du relais est ajusté à 85°, alors l’angle de l’impédance de la terre est à (85°-12°) = 73°. [LZ96, Schweitzer]

Peu importe la méthode utilisée, le relais est informé à sa façon concernant la composante homopolaire. Maintenant, lors de l’essai d’un gradin de défaut à la terre, la portée du gradin sera l’impédance de la ligne à l’angle de couple, ajouté vectoriellement à l’impédance homopolaire. 12 12 12 Z gradin = Z ligne + Z terre


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2

Voici un exemple.

1 1

ZL = 105 ∠85° Zn = 85 ∠70° ou Ko = 0.8. En valeur relative, l’angle aurait été 15° Z L = 10Ω 85° = 0.87Ω + j9.96Ω Z N = 8Ω 70° = 2.74Ω + j7.52Ω Z L + Z N = 3.61Ω + j17.48Ω = 17.85Ω 78.34°

Pour vérifier le gradin, on injecte un courant à l’angle de l’impédance totale, calculé précédemment, soit 1A7-78°. Pour avoir 17.85, nous devrions entrer dans le gradin à 17.8Volt.

5.1.2 -TRACÉ DU CERCLE D’IMPÉDANCE La sections section 4.2.2 page 99 explique comment récolter les valeurs pour le défaut à la terre. Il en est de même avec la section 4.3.3 page 111 pour le défaut entre phases. Après avoir relevé les valeurs de tensions et courants pour différents angles de courant, on complète le tableau suivant en calculant l’impédance de chaque point.

Z =

E 0° E 0° + θ = = I −θ I

E

I

θ

Tension

Courant

Angle

Z

3

3.68 V 5.89 V 8.06 V 10.03 V 11.80 V 12.99 V 13.96 V 14.39 V 14.32 V 13.95 V 13.04 V 11.85 V 10.14 V 8.30 V 6.02 V 3.60 V 1.19 V

5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A 5.00 A

-160 ° -150 ° -140 ° -130 ° -120 ° -110 ° -100 ° -90 ° -80 ° -70 ° -60 ° -50 ° -40 ° -30 ° -20 ° -10 ° 0°

0.74 ohm 1.18 ohm 1.61 ohm 2.01 ohm 2.36 ohm 2.60 ohm 2.79 ohm 2.88 ohm 2.86 ohm 2.79 ohm 2.61 ohm 2.37 ohm 2.03 ohm 1.66 ohm 1.20 ohm 0.72 ohm 0.24 ohm

160 ° 150 ° 140 ° 130 ° 120 ° 110 ° 100 ° 90 ° 80 ° 70 ° 60 ° 50 ° 40 ° 30 ° 20 ° 10 ° 0°


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Ensuite on place chacun de ces points dans un diagramme polaire et on trace le cercle d’impédance. XL 90°

100°

120° 130°

/1

140°

/2

150° 160°

3

80°

0

70°

AXE DU COUPL E MAXIM SELON UM LE RÉG LAGE

110°

60° 50°

!1

!2

40°

3

170°

30° 20° 10° 0°

180°

2

R

Figure 5.2 - Tracé du cercle d’impédance du gradin vérifié Si le gradin que vous vérifiez est de type mho, c’est-à-dire que la forme du gradin est un cercle, quatre points suffisent à la vérification du gradin. Le comparateur qui fabrique ce gradin n’a pas le choix de tracer un cercle. Voir "Technologie des Protections de ligne 21" pour plus de détails sur le fonctionnement du comparateur. Cependant, une défectuosité peut modifier la position du cercle d’impédance. Voici en bref l’interprétation des quatre points montrés en figure-5.2. PORTÉE AVANT ET ARRIÈRE - POINTS Z ET O Seuls le réglage du relais et le transactor affectent ces deux points. Si l’un de ces points n’est pas à la bonne valeur, une des possibilités suivantes est en cause. 1 Erreur de montage pour la vérification 1 Vous avez pris vos lectures en sortant du cercle lors de vos essais 1 Erreur de calcul, soit de vos relevés, soit du réglage du relais 1 Mauvais réglage appliqué au relais, ou réglage défectueux 1 Transactor défectueux Nous allons voir dans les prochaines pages, comment mesurer l’angle du couple maximum. Cet essai peut confirmer que le transactor est en cause si l’angle du couple maximum ne correspond pas au réglage du relais. Notez que la température des éléments de courant affecte la précision du relais. Lorsque vous faites passer 1A dans un transactor pendant 30 minutes, la valeur de lecture change un peu. Il faut donc définir un pourcentage d’erreur raisonnable avant de conclure à un problème. Voir les caractéristiques du manufacturier. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

PORTÉE DE CÔTÉ - POINTS A ET B Les points Z et O doivent être corrects avant de passer aux points A et B. L’angle 3 séparant l’axe du point A et l’axe du couple maximum doit être le même que l’angle séparant l’axe du point B et l’axe du couple maximum. Si votre gradin ne subit pas de traitement spécial comme c’est la cas avec certains fabricants [LZ96, THR], le point A devrait être de même grandeur que le point B. Si ce n’est pas le cas, une des raisons suivantes peut être en cause. 1 Vous êtes en montage en T et le neutre du relais n’est pas centré. Voir chapitre 4, section 4.3.1.3 page 103

1 Votre relais possède une hystérésis angulaire et vous avez mesuré en sortant du cercle. [SHNB-103]

1 La polarisation croisée est défaillante. Soit qu’il vous manque une tension dans votre montage, soit que le relais a un problème. voir chapitre 4, section 4.2.1 page 96 pour la tension manquante.

1 Le comparateur d’angle du relais ne fonctionne pas à la bonne angle. voir fonctionnement des comparateurs dans "Technologie des Protections de ligne 21" Pour le gradin de type quadrilatère, on vérifie la portée avant et arrière à l’angle d’impédance réglé au relais. Par la suite, deux points par section de droite du quadrilatère afin de s’assurer que chaque section de droite est à sa place. XL 90°

100°

110°

80° 70°

120°

60°

AXE réglé au relais

130°

50°

0

140°

!2

40°

!1

/1

150°

30°

160°

12

20°

/2 170°

10°

11 0°

180°

2

R

Figure 5.3 - Gradin de type quadrilatère


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5.2 - Effet d’Hystérésis 5.2.1 -VACILLEMENT D’UN DÉFAUT Lorsqu’un défaut se produit, le contact de ce défaut est surtout un arc électrique. L’arc est dynamique et vacille en résistance. Par exemple l’arc trouve un bon chemin, pour établir un bon contact électrique, mais ce chemin ne dure qu’un instant. Il est aussitôt détruit par l’ampleur du courant et la haute température du défaut. Si le défaut se produit à la limite d’un gradin, ce vacillement crée une zone grise pouvant sortir à tout moment du gradin pour ensuite revenir à l’intérieur du gradin. Le problème est la minuterie du gradin. Par exemple, le défaut est à la limite du gradin-2. Chaque fois que le défaut sort du cercle d’impédance, la minuterie est remise à zéro et le compte à rebours recommence. Le gradin-2 ne pourra donc pas fonctionner

&

défaut

E

1234567897 385

t

5 946356 36 57732 I t

Z2 112

2

9

Figure 5.4 - Vacillement d’un défaut

5.2.2 -HYSTÉRÉSIS Si nous pouvions agrandir le cercle d’impédance pour englober la zone de vacillement, la minuterie pourrait maintenir son compte à rebours et se rendre à terme si le défaut n’est toujours pas isolé. Il faudrait donc un circuit qui modifie le réglage à la hausse d’environ 5% pour chaque gradin concerné, lorsqu’un défaut pénètre un gradin. La figure-5.5 montre que l’agrandissement du gradin englobe la zone grise qui représente la zone de vacillement. Figure 5.5 - Hystérésis


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& 1234567889 95 6 939

9

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Généralement, les fabricants créent l’effet d’hystérésis en amplifiant le courant de 5% dans le relais. Mais chaque fabricant a sa manière propre d’appliquer l’hystérésis. Il existe deux sortes d’hystérésis appliquées aux protections de ligne. Il y a d’abord l’hystérésis de portée. Elle s’applique à la totalité des gradins ayant une hystérésis. Le cercle d’impédance s’agrandit d’environ 5% dans le sens de l’axe de défaut. Ensuite, il y a l’hystérésis angulaire. Celle-ci est beaucoup plus rare et s’ajoute à l’hystérésis de portée. Le but de l’hystérésis angulaire est de créer un effet d’hystérésis de porté sur l’axe résistif afin d’englober la résistance d’arc.

&

&

123456537389 8 645

8234565373

76

89

895

4

123456537389 8 645

9

9

Figure 5.6 - Hystérésis de portée et hystérésis angulaire Voici quelques exemples de fabricants avec leurs produits. Vous noterez que l’hystérésis n’est pas appliquée partout. Il est possible de contrer le vacillement sans utiliser l’hystérésis. Si le comparateur à un temps de maintient suffisant pour faire en sorte qu’il conserve le gradin actif entre une sortie et un retour du défaut dans le cercle d’impédance, l’hystérésis peut devenir inutile. La nécessité d’utiliser l’hystérésis est étroitement liée au niveau technologique du relais.

RELAIS KD-4 THR de Reyrolle

Aucun Hystérésis

Technologie

Électronique transistor Électronique Ampli Linéaire et Porte Logique CMos

SHNB-103 de GEC

Électronique Ampli Linéaire et micro contrôleur

QUADRAMHO de GEC

Électronique Ampli Linéaire et micro contrôleur

SEL-321 de Schweitzer

Hystérésis de portée et angulaire

Électromagnétique

LZ96 de ABB

OPTIMHO de GEC

Hystérésis de portée

Sur le grand Gradin 10%

Tous les Gradins 5% Tous les Gradins 5%

Numérique Hardware Numérique avec Convertisseur AD

Tableau 5.1 - Exemple de relais et de l’application de l’hystérésis Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

5.2.3 -MÉTHODE DE MESURE D’UN GRADIN AVEC HYSTÉRÉSIS Si le gradin à vérifier possède un effet d’hystérésis, mesurer en entrant et en sortant du cercle d’impédance donne deux valeurs différentes. Même sans hystérésis, certains relais comme le THR ne donnent pas exactement la même valeur en entrant et en sortant. Ceci est dû à la baisse de l’alimentation des cartes électroniques suite à l’activation de charges comme les voyants et les relais de sortie. Ce problème relève de la conception du relais.

&

NE JAMAIS MESURER EN SORTANT DU CERCLE

Si le cercle est doté d’un hystérésis, vous ne tracerez pas le bon cercle si vous mesurez en sortant du cercle. A moins de vouloir vérifier le cercle hystérésis.

9 Figure 5.7 - Mesures différentes pour défaut entrant et sortant Lorsque vous êtes à l’extérieur du cercle, le cercle est à sa dimension normale. Dès que vous entrez dans le cercle, il s’agrandit de 5% à 10% selon le fabricant. Si vous mesurez toujours en sortant du cercle, vous tracerez le cercle agrandi de l’hystérésis. Si vous mesurez toujours en entrant dans le cercle, vous tracerez le cercle normal de surveillance de défaut. C’est le cercle normal qui nous intéresse. Donc, TOUJOURS MESURER EN ENTRANT DANS LE CERCLE

Mesurer en sortant ne sert qu’à vérifier l’hystérésis.


Chapitre-5

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5.3 - Mesure du couple maximum d’un cercle Un paramètre important à vérifier est la portée du cercle d’impédance. Il y a moyen de vérifier rapidement la portée d’un cercle sans avoir à le tracer complètement. Cette vérification permet de constater si les transactor ou transphaseur du relais fonctionnent correctement, et s’il n’y a pas eu inversion de tension ou courant quelque part.

5.3.1 -TECHNIQUE DE MESURE Voyons la bonne technique pour mesurer le couple maximum d’un cercle d’impédance. 1On connaît approximativement la portée du relais. Il suffit d’ajuster la tension et le courant de sorte que l’impédance soit environ à 10% à l’intérieur du cercle sur l’axe de défaut. La grandeur du courant et la grandeur de la tension doivent demeurer fixes par la suite. Seul l’angle du courant sera varié. 1Variez l’angle du courant pour sortir complètement du cercle, soit d’un côté ou de l’autre du cercle. Dès que vous êtes à l’extérieur du gradin, vous variez lentement l’angle pour revenir dans le cercle. Dès que vous entrez dans le cercle, notez la valeur de l’angle. On reprend la manoeuvre pour l’autre côté du cercle. Les angles notés sont et 6comme montré à la figure-5.8. 1Vous calculez la moyenne des angles et qui donne l’angle médian 3. L’angle 3 représente l’angle du couple maximum. 29

&

TOUJOURS EN ENTRANT

1234567 899 5 27

10%

89 761 5 34 435 12

θ=

α +β 2

3

9

Figure 5.8 - Mesure du couple maximum La mesure en sortant du cercle aurait peut-être fonctionée. Mais nous risquons d’avoir un résultat erroné si l’hystérésis s’en mêle. Voyons plus de détails à ce sujet.


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5.3.2 -MESURE DE PORTÉE D’UN CERCLE AVEC HYSTÉRÉSIS La figure-5.9 présente la mesure du couple maximum en entrant dans le cercle, et ensuite en sortant du cercle. Jusqu’à maintenant, la mesure en sortant du cercle ne cause pas de problème. 29 1234567 899 5 27

&

&

BONNE MÉTHODE TOUJOURS EN ENTRANT

EN SORTANT ! PAS À CONSEILLER

3

3

9

9 -

Figure 5.9 - Mesure du couple maximum avec cercle possédant un hystérésis Lorsque le gradin est doté d’un effet d’hystérésis de portée, il ne faut pas mélanger les méthodes de mesure, C’est-à-dire, un côté du cercle est mesuré en entrant alors que l’autre côté l’est en sortant. Ceci donne un fau résultat comme visualisé à la figure suivante.

&

NE PAS MÉLANGER entrant et sortant

3

9 -

Figure 5.10 - Mélange de méthodes de meusre


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5.3.3 -MESURE DE PORTÉE D’UN CERCLE AVEC HYSTÉRÉSIS ANGULAIRE Certains relais sont dotés d’effets hystérésis angulaires. [SHNB-103 (MicroMho) de GEC] Le SHNB a un effet d’hystérésis angulaire de 6°. Si le relais est réglé à une impédance de 85°, vérifier la portée du gradin en utilisant la méthode de mesure entrante donne 85°. Par contre, la méthode de mesure sortante donne 79°. Mesurer en sortant permet de vérifier l’hystérésis angulaire. Une particularité à l’hystérésis angulaire est la partie jaune des figures suivantes. Cette zone crée une oscillation. Lorsque nous entrons dans la partie jaune, nous entrons dans le cercle d’impédance. L’effet d’hystérésis angulaire tasse le cercle et nous met en dehors du cercle. Mais comme nous sommes en dehors, le cercle revient à sa place et nous replace à l’intérieur du cercle. Et le tout recommence. Pour la partie oscillante jaune, dès qu’il y a réaction du relais en entrant dans le cercle, on cesse tout et on prend la mesure. 29

&

BONNE MÉTHODE TOUJOURS EN ENTRANT

1234567 899 5 27

&

NE PAS MÉLANGER entrant et sortant à moins de vérifier l'hystérésis angulaire 12 1234567 899 5 27

3

3

Zone d'oscillation

9

9

Figure 5.11 - Couple maximum avec hystérésis angulaire


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8 134 99 CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT DES GRADINS


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Ce chapitre s’intéresse aux différentes conditions autorisant le gradin à déclencher le ou les disjoncteurs. Il est aussi question de la manière de déclencher les disjoncteurs, c’est-à-dire, un mode monotri ou triphasé; avec ou sans réenclenchement; temps de maintien. La gestion d’un gradin de défaut à la terre est différente de celle d’un gradin de défaut entre phases.

6.1 - Condition minimale de courant 6.1.1 -SITUATION À RISQUE Imaginons le scénario de la figure-6.1. Un poste 735Kv possède plusieurs départs de ligne tout accrochés sur la ou les mêmes barres du poste. L’inductance shunt de chaque ligne peut être connectée à la barre, pouvant servir à la compensation du réseau si nécessaire. L’inductance shunt est très importante pour le contrôle de la tension du réseau, et doit demeurer disponible en tout temps. Cependant, l’inductance est normalement intégrée à une ligne de transport, et est incluse dans la zone surveillée par la protection de ligne. Le transformateur de courant lit le courant total de la ligne et de l’inductance. Lorsque des travaux d’entretient s’exécutent sur la ligne, les employés doivent se protéger en ouvrant le sectionneur de ligne et en branchant la mise à la terre de la ligne. Cela n’empêche pas que l’inductance shunt demeure à la disposition de l’exploitant. Si l’exploitant sollicite l’inductance shunt, alors que la ligne est mise à la terre avec son sectionneur ouvert, les gradins de la protection de ligne deviennent tous actifs. Un courant réactif en provenance de l’inductance shunt associée à une tension nulle laisse croire au relais qu’il y a d’un défaut près du poste. Z=

E 0 = =0 I I

Disjoncteur fermé INDUCTANCE

CT

Barre - 2

Barre - 1

Protection de ligne

12

Lecture courant vers autres protections zéro Volt TT

CT

Ligne à protéger

Sectionneur ouvert Mise à la terre Disjoncteur Ouvert

Figure 6.1 - Ligne avec mise à la terre Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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6.1.2 -MISE AU TRAVAIL AVEC MINIMUM DE COURANT [50] Pour considérer qu’il y a un défaut, il ne suffit pas que l’impédance Z soit à l’intérieur d’un gradin. Comme vous avez pu le voir en figure-6.1, l’impédance perçue par le relais est Z = 0, et pourtant, il n’y a pas de défaut. Un autre paramètre important à considérer est la grandeur du courant. Une protection de ligne est très sensible. Elle peut analyser des tensions et courants résiduels provenant de phénomènes d’inductions [bruit électrique], et prendre action sur ces résidus. On exigera donc un seuil minimal de courant, afin de confirmer au gradin que le défaut qu’il perçoit en est vraiment un. Ce seuil devra évidemment être supérieur au courant d’exploitation d’une inductance. On utilise donc des éléments de surintensité 50 pour autoriser le fonctionnement des gradins. Voir figure-6.3. Leur réglage varie de 10% à 50% du courant nominal. Le parcours de la boucle du courant de défaut Iallée comprend l’allée et le retour. L’allée est le courant allant de la polarité de la source vers le défaut. Il s’agit toujours d’une phase. Le retour est ce même Défaut Es courant de défaut qui revient du défaut vers la source; soit par une autre phase si le défaut est entre phases; Iretour soit par la terre si le défaut est à la terre. La Figure 6.2 - Allée et retour protection de ligne exige normalement les minimums de courant dans l’allée et le retour selon le type de défaut. Par exemple, un gradin-1 de défaut entre phases BC devra avoir l’autorisation du 50B et du 50C pour pouvoir déclencher ses disjoncteurs.

Z1an

Z1bn

Z1cn

Z1ab

Z1bc

Z1ca

50A 50B 50C 50N

3456789 96

Figure 6.3 - Seuil de mise au travail avec relais de surintensité [50] Voir aussi l’avantage de ce circuit envers la fonction 60 chapitre 7, section 7.1.1 page 150. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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6.2 - Chevauchement des gradins øn et øø

&

AN AB

BC

CN CA

9

/

CA

AN

AB

Il existe six types de défaut par niveau de gradin. Par exemple, pour le gradin-1, il y a les défauts à la terre AN, BN et CN, et ensuite les défauts entre phases AB, BC et CA. Lorsque nous traçons un cercle d’impédance, l’angle du courant de défaut est évalué à partir de la tension impliquée dans le défaut. Traçons les six cercles d’impédance en conservant pour chacun d’eux, la même tension de référence Ean. Voir figure6.5 Les six cercles d’impédances occupent leur place relative l’un par rapport à l’autre. Les gradins de défaut entre phases sont à +30° des gradins de défaut à la terre si on se réfère à la figure-6.4.

3 BN

CN

BC

1

!

Figure 6.4 - Relation des vecteurs Supposons maintenant qu’un défaut à terre AN se produise près du poste. Voir le point rouge de la figure de gauche. Le chapitre 3, section 3.2.7 page 80 explique qu’un gradin de défaut entre phases est deux fois plus petites lors de défaut à la terre. Malgré tout, le défaut à la terre arrive tout de même à pénétrer le gradin entre phases s’il est près du poste. Le défaut chevauche donc simultanément deux gradins de type différent.

Le procédé de déclenchement du ou des disjoncteurs est différent entre un gradin de défaut à la terre et un gradin de défaut entre phases. Le tableau-6.1 énumère ces différents types d’actions. Par exemple, un Figure 6.5 - Chevauchement des cercles défaut à la terre AN se produit très près du poste. Le défaut se retrouve simultanément à l’intérieur des gradins-1 AN et AB. Nous avons choisi le mode de déclenchement monotri. Voir section 6.6.1 page 133 pour plus de détails. Le problème est que seul le gradin de défaut à la terre exécute le déclenchement monotri. Le gradin de défaut entre phases déclenche en mode triphasé en tout temps. De plus, si on choisit de BN


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bloquer le réenclencheur sur un défaut entre phases, il n’y aura pas de réenclenchement dû à la perception du défaut par le gradin-1 entre phases AB. Une fois le défaut isolé, vous allez relever l’affichage du relais afin de connaître la raison du déclenchement. L’affichage du relais indique la phase A, B et le neutre. Chaque fabricant a sa manière propre d’afficher le type de défaut et les phases concernées. Cependant, le relais ne vous donnera pas de bonnes informations Défaut en gradin-1, ou gradin-2 accéléré

Défaut ØN

Défaut ØØ

Possibilité de déclenchement monotrie

OUI

non

Réenclenchement

OUI

selon réglage

Indication de la phase en défaut

Affichage relais

Indication entre phase

Tableau 6.1 - Actions des types de déclenchement La solution aux problèmes du chevauchement des gradins est de ne pas laisser deux gradins de type différent travailler en même temps. Le défaut à la terre est prioritaire sur le défaut entre phases. Le courant de neutre est propre au défaut à la terre. On utilise donc une fonction de surintensité de courant de neutre [50N] afin de bloquer le fonctionnement des gradins de défaut entre phases. Voir figure-6.6. Dans l’exemple de la figure-6.5, seul le gradin à la terre AN fonctionne; la fonction 50N bloque le gradin entre phases AB.

Z1an

Z1bn

Z1cn

Z1ab

Z1bc

Z1ca

50A 50B 50C 50N

3456789 96

Figure 6.6 - Blocage des gragins de défaut entre phases


Chapitre-6

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1

2

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6.3 - Élément directionnel [67] Le chapitre 2, section 2.5 page 53 traite en profondeur de l’élément directionnel. Son utilité est bien expliquée à la section 2.5.2 page 54. En résumé, la fiabilité des gradins n’est pas absolue face aux régimes transitoires. Combiner le gradin avec un élément directionnel augmente de façon très appréciable la sélectivité et la fiabilité du relais. La présente section ne fait que situer la fonction [67] dans l’ensemble de la protection.

Z1

Z2

Z3 selon la philosophie de protection

67

Z1

67

Z2

12φ 112

2

113

112

2

3456789 96

4

Figure 6.7 - Branchement de l’élément directionnel L’élément directionnel [67] ne s’applique qu’aux gradins polarisés, c’est-à-dire, les gradins 1 et 2 passant par l’origine du diagramme d’impédance. La figure suivante montre l’exemple d’un tracé du relais SHNB-103 utilisé sur les lignes compensées série. Une partie du cercle d’impédance est impossible à tracer due à la fonction 67. Généralement, le fabricant n’indique pas la présence de l’élément 67. Il est sous-entendu. XL

50 5%

SHNB 103 Z1 ou Z2

40

Poste-2 Maximun torque entrant

Gr ad -1 in

t an Av ière r Ar

Gra din -2

45

35

30

25

20

R

15

ém Él

67 10

tD en io ct ire

5

67 el nn

Figure 6.8 -

0 -30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

-5

Position de l’élément directionel, et exemple d’un tracé avec le relais SHNB-103


Chapitre-6

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2

6.4 - Temporisation des gradins Au chapitre 2, nous voyons en détail la description de chaque gradin. Il est pratiquement inutile de reprendre chacune de ces explications. Voyons simplement une brève description de la minuterie de chaque gradin. Normalement, le gradin-1 est instantané. [Voir page 34] La seule exception s’applique aux protections de relève des lignes compensées série. Le délai est alors d’environ 10 cycles. Ceci afin d’accorder le temps au disjoncteur de contournement du banc de condensateur de faire son travail. De plus, sur une protection de relève, le gradin-1 ne fonctionne que lorsque les deux protections primaires sont hors services. Voir figure-6.9. Le gradin-2 est temporisé de l’ordre de 20 à 30 cycles. [Voir page 42] Le grand gradin est fortement temporisé s’il est utilisé. [Voir page 49] Cela dépend de la philosophie de protection utilisée par le relais. La temporisation du grand gradin est de l’ordre de 50 cycles et plus, et agit particulièrement comme protection de secours. Cependant, si le grand gradin est utilisé en vu arrière par une philosophie de protection quelconque, il n’a tout simplement pas le pouvoir de déclencher. Certains fabricants débranchent le grand gradin du circuit de déclenchement, d’autres ne le débranchent pas, mais règle la minuterie du gradin-3 à une valeur exagérément grande. «exemple: 10 secondes»

Z1

Selon le contexte réseau

Z3

Z2

Compensation série perte des 2 protections primaires

selon la philosophie de protection

67

4

112

4

50 cycles et plus

114

20 à 30 cycles

Compensation série 10 cycles

12φ 113

4

3456789 96 Figure 6.9 - Temporisation des gradins


Chapitre-6

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2

6.5 - Gradin accéléré ou assité Le gradin-2 est normalement temporisé par une minuterie TZ2. Sa portée minimale est de 120%. Voir chapitre 2, section 2.3.2.2 page 42. Lorsque le gradin-2 perçoit un défaut, il ne sait pas si le défaut appartient à sa ligne, ou s’il est au-delà de sa ligne. Il est possible d’accélérer le temps de réaction du gradin-2 en outrepassant la minuterie TZ2 pour un défaut sur la ligne. Cette accélération se fait avec la réception d’un signal [RX], provenant de la protection de l’autre extrémité de la ligne qui confirme l’appartenance du défaut à la ligne à surveiller. Pour cela, des liens de communications sont nécessaires. La protection de ligne d’une extrémité de la ligne doit communiquer avec la protection de ligne de l’autre extrémité. L’action de cette communication entre les relais est fonction du choix de la philosophie de protection. Voir les explications détaillées au Chapitre-9, ”Philosophies de protections de ligne”. Si le défaut perçu en gradin-2 perdure le temps de la minuterie TZ2, le signal Z2T est généré. Par la suite, ce signal déclenche les disjoncteurs en mode triphasé et bloque le réenclencheur [79BL]. Il n’est pas normal que la minuterie TZ2 se rende à terme. Il y a possiblement eu anomalie du gradin-1, ou problème de lien de communication.

Z1

Z2

RX

67 12φ 112

Si par contre le signal RX arrive avant la fin de la minuterie TZ2, le signal Z2A est généré et le mode de déclenchement est du même niveau qu’un gradin-1. C’est-à-dire que le déclenchement en mode monotri peut être appliqué, et que le réenclencheur n’est pas bloqué.

2

235 234

3456789 96

Il est possible d’accélérer en permance le gradin-2 lorsque les liens de communications sont hors service. Nous traiterons de ce sujet au Chapitre-9.

67 689 8

Figure 6.10 - Accélération du gradin-2.

Type de déclenchement Réenclencheur

Z2T Gradin-2 temporisé

Z2A Gradin-2 accéléré

Triphasé

triphasé ou monotri

bloqué

non bloqué

Tableau 6.2 - Actions du gradin-2


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2

6.6 - Déclenchement des disjoncteurs Les protections de ligne gèrent le mode de déclenchement des disjoncteurs. Il est possible de déclencher en mode monotri ou en mode triphasé seulement. Le temps de maintien du 94 est aussi appliqué. Voyons plus en détail.

6.6.1 -DÉCLENCHEMENT EN MODE TRIPHASÉ Normalement, lors de défaut, nous déclenchons triphasé, qu’il y ait réenclenchement ou non. Plusieurs raisons favorisent le déclenchement triphasé : Ne génère pas de composantes inverses Ne génère pas de composantes homopolaires Ensemble disjoncteur à déclenchement triphasé seulement. Moins coûteux

Le fait que le contrôle d’enclenchement et de déclenchement de disjoncteur est dédié aux trois phases simultanément, rend la quincaillerie moins coûteuse. Par exemple, une ligne reliant une zone de clients au grand réseau, est déclenché triphasée en tout temps. Il peut cependant y avoir des exceptions. G

Déclenchement triphasé

G Réseau client sans production Grand Réseau

Figure 6.11 - Réseau client seulement Au niveau du transport d’énergie, les lignes 735kV sont normalement déclenchées de manière triphasée en tout temps. Dans le cas d’un corridor de haut transit d’énergie, on s’assure que le nombre de lignes soit suffisant afin de continuer le transit lors de la perte d’une ligne. Pour une ligne à très fort transit de puissance, un déclenchement monophasé génère énormément de composantes inverses, très peu appréciées par les alternateurs. Corridor Ligne de transport

G G G

Méga Production

Déclenchement triphasé Grand Réseau

Figure 6.12 - Ligne de transport Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-6

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Plus le temps de réenclenchement est long, et plus les composantes inverses échauffent les alternateurs. Les enroulements amortisseurs en surface des pôles des alternateurs court-circuitent la tension de séquence inverse. À la limite, le déclenchement monophasé d’une ligne est supportable à court terme, mais l’avènement de la compensation série prolonge le temps du réenclenchement. Ce qui décourage le déclenchement monophasé. De toute manière, il est préférable de déclencher de manière triphasée avec les bancs de condensateurs de la compensation série.

6.6.2 -DÉCLENCHEMENT EN MODE MONOTRI Lors d’un véritable défaut, nous devons l’isoler par un déclenchement triphasé en tout temps. Mais la foudre peut laisser croire à la protection qu’il s’agit d’un défaut. Afin de vérifier, on réenclenche la ligne. S’il y a toujours un défaut, on redéclenche de manière triphasée et le processus est terminé. Ligne de Transport

Montréal

Réseau Fort

Ligne de Transport

Charge

CENTRALE

12

123425678925 92

12 12 12

92 Phase A

Phase A

Phase B

Phase B

XL1

XL1

Phase C

Phase C

Déclenchement Monophasé PAS DE DÉCROCHAGE

Déclenchement Triphasé DÉCROCHAGE

Figure 6.13 - Déclencjement monotri Cependant, s’il s’agit de la foudre, il n’y a plus de défaut lors du réenclenchement, et le réseau est rétabli. Si la ligne en question relie une zone de production à un grand réseau, il n’est plus possible de réenclencher la ligne si le premier déclenchement est triphasé. Dès Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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que les sources sont séparées du grand réseau, ils prennent de la vitesse et se désynchronisent du grand réseau. Tenter un réenclenchement risque d’une part d’endommager les alternateurs ou de les vieillir prématurément «déformation du Stator impact ur l’encrage des pôles». D’autre part, la perturbation provoquée par une synchronisation forcée n’est pas la bienvenue sur le réseau. Il existe une manière de remédier au problème. Le premier déclenchement doit être monophasé si le défaut ne touche qu’une seule phase. Ainsi, les deux autres phases maintiennent les alternateurs synchronisés au grand réseau. Comme la synchronisation est maintenue, le réenclenchement est possible. Si le défaut est toujours présent après un réenclenchement, on déclenche de manière triphasée et le processus est terminé. Donc, pour un défaut monophasé, le premier déclenchement est monophasé, et le deuxième déclenchement est triphasé s’il y a toujours défaut. D’où l’expression «monotri». Temps du réenclenchement Foudre Ligne en service

Ligne en service Ligne avec une phase hors service

Déclenchement MONOPHASÉ

Réenclenchement

Figure 6.14 - Déclenchement avec la foudre Temps du réenclenchement

Ligne en service

Défaut une 1

Défaut toujours présent Ligne avec une phase hors service

Déclenchement MONOPHASÉ

Ligne hors service

Réenclenchement

994 112 / 31

Déclenchement TRIPHASÉ

Figure 6.15 - Déclenchement sur un vrai défaut Supposons qu’une partie du réseau se trouve détachée du grand réseau par un véritable défaut. Concernant le petit réseau, il y aura soit perte de vitesse des alternateurs si la charge locale est trop grande, ou soit prise de vitesse si la charge est trop faible. Dans les deux cas, la bascule de vitesse de l’alternateur retirera l’alternateur du réseau à 85% ou 110% de la vitesse nominale. À moins que des automatismes locals de réseau se chargent de rééquilibrer rapidement le petit réseau séparé du grand réseau, le petit réseau se désintégrera complètement.


Chapitre-6

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Voici l’exemple de la région Outaouais, riche en production. Les lignes 3052 et 3053 relient la région Outaouais au grand réseau. Si par mégarde la région Outaouais se trouve déconnecté du grand réseau par le déclenchement des lignes 3052 et 3053, il faudra reconstruire et resynchroniser ce petit réseau au grand réseau.

Figure 6.16 - Exemple de lignes avec déclenchement monotri

6.6.3 -LOGIQUE DE DÉCLENCHEMENT ET TEMPS DE MAINTIEN La figure suivante nous montre la logique classique de déclenchement des disjoncteurs appliquée à l’intérieur des protections de ligne. La logique peut varier d’un fabricant à l’autre, mais le principe global ne change pas. = 1 si

Les entrées sont a, b, c, d et e

Ł Gradin temporisé tel Z2T ou Z3T Ł SOTF - Mise sous tension de la ligne

1

Ł Perte de lien de communication Ł Choix de déclencher triphasé en tout temps Il s'agit d'un réenclenchement

Si il y a plus de «0» que de «1» dans les entrées, Q=0

a b c d

Majority Gate

= 1 si

Si il y a plus de «1» que de «0» dans les entrées, Q=1

Si Q=1, déclenchement triphasé Q

Temps de MAINTIEN

e

3C

=41

Z1A ou Z2A assisté

S Q

=/

Q

=!

Q

=1

R

50A Z1B ou Z2B assisté

S R

50B Z1C ou Z2C assisté

S R

50C

Figure 6.17 - Logique de déclenchement


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6.6.3.1 - Majority Gate Une logique qui revient souvent est la «majority gate». La sortie «Q» prend l’état de la majorité des entrées. Par exemple, les entrées a, b et c sont au niveau logique «1» et les entrées d et e sont au niveau logique «0». Comme il y a une quantité plus élevée de niveau «1» que de «0», la sortie Q prend alors le niveau logique «1». Plusieurs fabricants utilisent cette logique. Si on opte pour un déclenchement monophasé et que les liens de communications sont fonctionnels, l’entrée «b» est au niveau logique «0», le relais est alors en mode de déclenchement monophasé. Il faut un défaut sur deux phases pour provoquer un déclenchement triphasé. Si par contre, on opte pour un déclenchement triphasé, ou que les liens de communications entre les relais soient hors services, l’entrée «b» prend le niveau logique «1». Dès la détection d’un défaut sur une seule phase, le déclenchement est triphasé.

6.6.3.2 - Déclenchement triphasé sur gradin temporisé et SOTF Il n’est pas permis de déclencher monophasé de manière permanente. Les composantes inverses générées par le déséquilibre du réseau suite à la perte d’une phase, ne sont pas le bienvenue par les moteurs triphasés «Alternateur, compensateur synchrone, moteur synchrone, moteur asynchrone». Les composantes inverses induisent le rotor à 120hz. Le rotor tourne déjà à la vitesse du réseau dans le sens direct alors que la séquence inverse crée un champ tournant inversé dans le moteur. Le rotor court-circuite donc cette séquence inverse pour la convertir en courant de court-circuit de séquence inverse. Ce courant provoque l’échauffement des moteurs ou alternateurs par effet Joule. Supporter la perte d’une phase à court terme n’est pas un problème. Le temps d’un réenclenchement convient parfaitement. Mais, il doit y avoir réenclenchement. Si il n’y a pas de réenclenhement, il ne doit pas y avoir de déclenchement monophasé. Pour cela, nous devons savoir si le réenclencheur est bloqué. C’est pourquoi les protections de ligne d’aujourd’hui ont la fonction de blocage du réenclencheur intégré dans leur logique interne. Il n’est pas normal qu’un gradin-2 ou gradin-3 atteigne la fin de sa minuterie. Si le cas se produit, c’est que plusieurs protections n’ont pas fait leur travail. «protection de ligne, protection de transformateur, protection de barre, etc.». Quand on soupçonne qu’il y a anomalie dans le Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Z1

Z3

Z2

SOTF

67 12φ 112

2

112

4 2

4

Logique

3

3

98 9 94

Figure 6.18 - Z2T, Z3T et SOTF Chapitre-6

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bon fonctionnement des protections, on ne tente pas de réenclenchement. déclenchement doit être triphasé et le réenclencheur bloqué.

Donc le

S’il y a défaut lors de la mise sous tension de la ligne «SOTF», il est évident que la foudre n’est pas en cause. Donc, il est inutile de tenter un réenclenchement. On déclenche triphasé et on bloque le réenclencheur.

6.6.3.3 - Perte du lien de communication Lors de la perte du lien de communication sur les protections A et B «si la protecion est doublée», et que nous utilisons une philosophie de protection nécessitant une accélération du gradin-2, il devient impossible de faire du déclenchement monophasé. Si on veut déclencher de manière monophasée, on doit le faire dans les deux extrémités de la ligne. La perte de communication ne nous garantit pas que la phase sera déclenchée à l’autre extrémité de la ligne. Par exemple, un défaut se produit près d’un poste de sorte que le défaut est perçu en gradin-1 dans une extrémité, et en gradin-2 dans l’autre extrémité. Un lien de communication en panne empêche le gradin-1 d’accélérer le gradin-2 de l’autre extrémité. Or, le gradin-2 n’étant pas accéléré, il se rend à terme de sa minuterie, déclenche triphasé et bloque le réenclencheur. Donc il n’y a pas de chance à prendre. On doit déclencher de manière triphasée dans les deux extrémités. Si les protections sont doublées, il faut que les deux liens de communication soient hors service pour rendre le déclenchement triphasé. La perte d’un seul lien ne pénalise pas l’autre protection qui continue à fonctionner normalement.

6.6.3.4 - Semblant de monotri alors que nous sommes en déclenchement triphasé

Malgré que la protection de ligne soit en mode monotri, le câblage est relié en déclenchement triphasé après l’unité UF100. Il ne faut donc pas prendre pour acquis que la protection déclenche en mode monotri simplement parce que son réglage le permette.

Z1

Z2 67 12φ 112

2 123

124

Logique

2 13 2 1

3 13 2 1

4 13

Vers enregistreur

À hydro québec, l’application de la figure-6.19 est généralisée. La protection de ligne est configurée en mode monotri. En réalité, l’ordre de déclenchement passe par une unité UF100. Cette unité sert à envoyer l’état des contacts à l’enregistreur chronologique d’événements ECE. Le mode monotri permet d’informer le UF100 sur la phase déclenchée lors du premier défaut monophasé. Il n’est cependant pas possible de connaître les phases en causes lors de défaut biphasé ou de défaut lors de mise sous tension de la ligne.

2 1

UF100

56781

Figure 6.19 Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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6.6.3.5 - Temps de maintien Un comparateur de gradin peut fonctionner aussi longtemps que les deux vecteurs «ÉLÉMENT D’OPÉRATION» et «ÉLÉMENT DE POLARISATION» sont présents. Lorsqu’un défaut triphasé se produit près du poste, la tension lue au poste disparaît. Le gradin-1 voit donc son autopolarisation et sa polarisation croisée disparaître. Voir "Technologie des Protections de ligne 21" pour plus de détails. La polarisation mémoire assure le fonctionnement du gradin-1, mais possiblement pour un temps trop court. Il n’est pas certain que le relais 94 soit tenu actif suffisamment longtemps pour compléter le déclenchement des disjoncteurs. Afin de garantir le déclenchement complet des disjoncteurs, on doit donc maintenir le relais 94 activé suffisamment longtemps. La protection de ligne à donc une minuterie de temps de maintien de l’ordre de 3 cycles. Voir figure-6.17. L’ordre de déclenchement est maintenu par des bascules Set-Reset. Il n’est possible de remettre les bascules à zéro qu’après un temps minimal de trois cycles. Le temps de maintien peut être réglable, ou fixé par le fabricant.


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6.7 - Réenclenchement La plupart des protections de ligne aujourd’hui, ont la possibilité de gérer le blocage du réenclencheur [79BL]. Comme la protection peut déclencher monophasé en mode monotri, voir “Déclenchement des disjoncteurs” à la page 133, elle doit avoir la possibilité de gérer le blocage du réenclencheur. Il est important que le réenclencheur ne soit pas bloqué lors de déclenchement monophasé.

6.7.1 -DÉFAUT CAUSÉ PAR LA FOUDRE La foudre est une des principales causes de déclenchement de ligne en période estivale. La protection de ligne distingue difficilement le défaut réel de la foudre, et déclenche aussitôt sa ligne. Sans méthode de vérification, le client se retrouve sans alimentation pour un défaut qui n’en était pas un. On équipe donc notre réseau d’un système de réenclenchement de disjoncteur afin vérifier si la ligne est toujours en défaut. Par exemple, la foudre provoque un déclenchement de la ligne. On réactive la ligne par le biais du réenclencheur en refermant les disjoncteurs. La protection de ligne ne perçoit plus de défaut et le client demeure alimenté. Temps du réenclenchement Foudre Ligne en service

Ligne en service Ligne hors service

Déclenchement

Réenclenchement

Figure 6.20 - Déclenchement par la foudre

6.7.2 -DÉFAUT DE LIGNE Un véritable défaut de ligne ne disparaît pas lors du réenclenchement de la ligne. La protection de ligne élimine donc à nouveau le défaut en redéclenchant les disjoncteurs. Il faut ensuite bloquer le réenclencheur afin de ne pas recommencer indéfiniment ce manège. En transport, (735kV, 315kV, …), le réenclencheur ne fait qu’une seule tentative de réenclenchement. En distribution et répartition, le réenclencheur (DRC par exemple) peut aller jusqu’à trois tentatives de réenclenchement. Le premier réenclenchement se fait très rapidement, et les autres ont un délai beaucoup plus important. Le réenclenchement peut se faire de deux manières différentes : soit avec le circuit de «mise sous tension de la ligne» SOTF; soit avec la philosophie de protection en vigueur. Le chapitre 9, section 9.1 page 183 traite du circuit de «mise sous tension de la ligne». Normalement, nous réenclenchons avec le circuit de «mise sous tension de la ligne».


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Temps du réenclenchement Défaut

Défaut

Ligne en service

Ligne hors service

Ligne hors service Déclenchement

Réenclenchement Déclenchement

Figure 6.21 - Déclenchement sur un vrai défaut

6.7.3 -BLOCAGE DU RÉENCLENCHEUR Une protection de ligne peut déclencher sur un défaut qui ne lui appartient pas. Il y a des conditions de déclenchement où il est préférable de ne pas faire de nouvelle tentative de réenclenchement.

6.7.3.1 - Conditions favorables au réenclenchement Lorsque nous sommes certains que le défaut se situe sur la ligne à protéger, nous pouvons faire une tentative de réenclenchement afin de vérifier qu’il ne s’agissait pas de la foudre. Donc, le déclenchement sur un défaut à la terre en gradin-1 ou gradin-2 accéléré ne bloque pas le réenclencheur. Si les lignes sont soumises à de forts vents et que le ballottage des lignes risque le défaut entre phases par arc électrique, il serait intéressant de ne pas bloquer le réenclencheur. Certains fabricants offrent le choix de bloquer ou non le réenclencheur sur le défaut entre phases de gradin-1 ou gradin-2 accéléré. 1!"#$15 15 %1"# Z1 Z2 assisté

2N

Perte du lien de communication

22

Z2 temporisé Z3 temporisé SOTF Toujours

Jamais Réglage

79BL

Figure 6.22 - Choix du blocage du réenclencheur [79BL]


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6.7.3.2 - Conditions favorables au BLOCAGE du réenclenchement [79BL] Il existe deux raisons favorables au blocage du réenclencheur. La première raison est le doute de l’appartenance du défaut à la ligne, la deuxième est la certitude que le défaut n’est pas provoqué par la foudre, et appartient à la ligne. Lorsque le doute subsiste sur l’appartenance du défaut à la ligne, on évite le réenclenchement. Il n’est pas normal que le déclenchement de la ligne se produise avec un gradin-2 à la fin de sa minuterie de 20 cycles. Encore plus catastrophique si le déclenchement a lieu avec le gradin-3 temporisé. Les protections qui auraient dû fonctionner ont fait défaut. Il est donc préférable de bloquer le réenclencheur. De plus, il est possible de bloquer le réenclencheur sur la perte des liens de communication aux deux protections A et B. Si le gradin-2 ne peut plus être accéléré, il n’est donc plus possible de savoir si le défaut appartient à la ligne ou non. Si les protections de lignes sont doublées «A et B», tant qu’il y a une protection en condition de fonctionnement normal, on ne bloque pas le réenclencheur. Lorsque nous sommes certains que le défaut appartient à la ligne, et ne provient pas de la foudre, on ne réenclenche pas inutilement. Le circuit de mise sous tension de la ligne SOTF n’est fonctionnel que les premiers 200 millisecondes suivant la fermeture du premier disjoncteur. Voir chapitre 9, section 9.1 page 183. Le délai de la discordance de phase est inclus dans cet interval de temps. Lors de la mise sous tension de la ligne, s’il y a un défaut sur la ligne, le déclenchement est instantané et triphasé. Il est très peu probable que la foudre se produise au même moment que la mise sous tension de la ligne. Donc, on bloque le réenclencheur s’il y a déclenchement lors de la mise sous tension de la ligne.

Conducteurs entremêlés par le vent

Figure 6.23 - Croisement de deux phases par ballottage, effet des vents Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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6.7.4 -CIRCUIT DE RÉCIDIVE La majorité des protections de lignes ont ce que l’on appelle une minuterie de récidive. Cette minuterie commence son compte à rebours dès la disparition du premier déclenchement. Voyons le chronogramme de la figure suivante. Sur la tombé du premier déclenchement, une minuterie de récidive s’active. La durée de cette minuterie excède largement le temps du réenclenchement. Tout déclenchement se produisant à l’intérieur de cette fenêtre de temps, se fait de manière triphasée et bloque le réenclencheur. C’est donc dire que le réenclenchement est couvert par cette fenêtre de temps.

Défaut Déclenchement du disjoncteur

Déclenchement monophasé

94

Déclenchement Triphasé

Réenclenchement du disjoncteur Minuterie de récidive Blocage du réenclencheur Temps de la pulse de récidive

Figure 6.24 - Chronogramme de la récidive La figure suivante représente le modèle de circuit de Schweitzer. La transition descendante du déclenchement active la minuterie de récidive. La durée est selon son temps de retombé. Schweitzer appelle ce signal TOP «Trip Open Pole». On peut voir que le premier déclenchement est monophasé. Si le deuxième déclenchement se produit à l’intérieur du délai de la minuterie de récidive, le déclenchement est triphasé.

Minuterie de récidive

123

Blocage du réenclencheur 79BL

Tdélai

bascule de temps de maintien

Déclenchement phase A Déclenchement phase B Déclenchement phase C

Défaut phase-A

Défaut phase-B

Défaut phase-C

Déclenchement phase A

Déclenchement phase B

Déclenchement phase C

Figure 6.25 - Circuit de récidive


Chapitre-6

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Le circuit de la figure suivante représente une partie de la protection du poste Tilly. Elle est conçue avec des relais électromécaniques. Le circuit ne contient que ce qui est nécessaire pour comprendre la minuterie de récidive.

+129Vcc

83L 85-2

60

Gradin-2

Réception 50

83L 85-2 94-2 31

62X

62-11 Gradin-2

Gradin-2

62-12

62-11

62-12

1 A 2

62X G9

E9

94-2A 31

94-2B 31

G10

E10

21

21

79-2 31

79-2 BL

11

62-11

62-12

11

-129Vcc

Figure 6.26 - Circuit de récidive d’une protection électromécanique «Poste Tilly» La figure-6.27 montre le chronogramme du circuit précédent. Pour accomplir la minuterie de récidive, on a besoin de deux minuterie «62-11 et 62-12» et d’un relais «62X». La minuterie 62-11 s’assure que le fenêtre de temps de récidive n’ouvre pas pendant le premier déclenchement afin d’éviter que le premier déclenchement devienne triphasé et que le réenclencheur soit bloqué. En fait, la minuterie 62-11 masque le premier déclenchement. Dès la retombé de la minuterie 62-11, le compte à rebours de la minuterie 62-12 commence. Le relais 62X prend le chevauchement de 62-11 non actif avec 62-12


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1

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actif. Tout déclenchement futur qui aura lieu pendant que le relais 62X est actif se fera de manière triphasée et le réenclencheur sera bloqué.

Défaut

1234356789 Déclenchement monophasé

Déclenchement du disjoncteur

Déclenchement Triphasé

Réenclenchement du disjoncteur

Minuterie de récidive

Blocage du réenclencheur

Temps de la pulse de récidive

Figure 6.27 - Chronogramme du circuit de la figure-6.26 La différence entre la figure-6.25 et la figure-6.26 est dans la manière de commencer la fenêtre de temps. La figure-6.25 commence la fenêtre de temps de la récidive à la disparition du premier déclenchement. La figure-6.26 alloue un temps 62-11 avant de commencer la fenêtre de temps de récidive. Finalement, les deux citcuits s’équivalent.

6.7.5 -RÉENCLENCHEMENT AVEC LE CIRCUIT SOTF Le premier déclenchement se fait en général par le gradin-1 ou le gradin-2 accéléré. Mais le réenclenchement peut se faire de deux manières différentes: Avec la philosophie de protection en cause Avec le circuit de mise sous tension de la ligne SOTF

Nous reviendrons en détail pour le circuit de mise sous tension SOTF au chapitre 9, section 9.1 page 183. Le choix de la manière de réenclencher se fait par un réglage de la protection de ligne. Il dépend du contexte du réseau où se trouve la protection. La plupart des protections qui font du monotri, ne rendent pas nécessairement le deuxième déclenchement triphasé. Commme le circuit de mise sous tension bloque le réenclencheur et déclenche de manière triphasée, réenclencher en mise sous tension de la ligne termine bien la séquence du réenclenchement.


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1



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8 134 99 FONCTIONS DE BLOCAGES DES GRADINS


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Il existe en réalité trois grands circuits de blocage dans une protection de ligne. 1

Défaillance de la protection elle-même

1

Perte d’un fusible

1

Oscillation de puissance du réseau

Nous ne traiterons pas de la défaillance de la protection. Elle est propre à chaque fabricant. Certains circuits sont tout de même classiques :

1 1

Watch Dog - Surveillance du bon fonctionnement du micro-processeur. S’applique aux relais numériques seulement. Surveillance de l’horloge interne. - Généralement, l’horlogerie utilisée pour l’échantillonnage et le traitement logique des vecteurs n’est pas le même que l’horloge du micro-processeur ou micro-contrôleur.

1

Surveillance de l’alimentation électrique.

1

Surveillance interne de certaines fonctions du relais.

Les pages qui suivent traitent du circuit de perte de fusible et de l’oscillation de puissance du réseau. Ces fonctions sont essentielles à toutes protections de ligne. Il existe une panoplie de réglages pour chacune de ces fonctions. Leur compréhension n’est pas toujours très évidente. Ce chapitre se consacre à une bonne compréhension de ces circuits de blocages, à leur application, et à leur configuration ou réglage.


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1


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2

7.1 - Détection de perte de fusible(s) «60» Il peut arriver que le relais de distance 21 perde une information de tension suite à une ouverture du circuit de tension sur une de ses phases. Généralement il s’agit de l’ouverture d’un fusible. Une erreur de manutention provoquant un court-circuit sur la tension d’une phase, ou un véritable défaut dans le circuit de câblage, peut griller un fusible. Il peut même s’agir d’un simple oubli de remettre un fusible en place. La perte de l’information de la tension d’une phase peut se situer n’importe où entre la protection de ligne et le transformateur de tension.

Poste / ! 1

Ia Ib Ic

12

Ea Eb Ec

Figure 7.1 - Perte d’un fusible Voici la perception du gradins «An» de la phase «A» avant la perte d’un fusible.

XL Gr -2 in ad

Vu Avant la perte de fusible phase A Gradin AN

Poste-2 Gr ad 1 in-

e la charg e d e n Zo

R

Avan t Arriè re

Figure 7.2 - Perception des gradins avant la perte de fusible


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Un gradin mesure la portée de devant avec la relation (E-IZ) et cette relation est appelée «élément d’opération». Voir chapitre 3, section 3.1.1.2 page 65 pour plus de détails. Suite à la perte d’un fusible, il ne peut plus y avoir comparaison entre la tension «E» et le courant image «IZ». Le gradin de type Mho «forme d’un cercle» devient donc un élément directionnel.

XL

Vu Après la perte de fusible phase A Gradin AN Poste-2

E 0 = =0 I I Opération = E − Iz = 0 − Iz Z=

rge e la cha Zone d Avan t Arriè re

R Grad in-1 et 2

Figure 7.3 - Perception des gradins ayant perdu un fusible La portée des gradins affectés par la perte de fusible est maintenant infinie. Le client est donc perçu par ces gradins. Le grand gradin «Z3», ayant une vue arrière, devient infiniment grand et englobe tout, aussi bien derrière comme devant. La protection est maintenant sans aucune sélectivité en ce qui concerne la phase affectée. Il faut donc prendre les précautions afin d’empêcher la protection d’opérer inutilement. Le circuit de détection de perte de fusible prend cette responsabilité.

7.1.1 -LIMITATION DES L’EFFETS CAUSÉS PAR LA PERTE DE FUSIBLE 7.1.1.1 - Limitation avec les seuils de mise au travail Le chapitre 6, section 6.1.2 page 127 traite des minimums de courant afin de permettre la mise au travail des gradins. Les gradins de défaut à la terre sont les plus affectés par la perte d’un fusible. Le circuit de minimum de courant pour la mise au travail du relais exige le minimum de courant allé et retour. Voir figure-7.4. Le courant de phase peut facilement excéder le seuil de mise au travail lors de transit normal de puissance. La perte d’un fusible provoque un déséquilibre de la tension au relais seulement, et non sur le réseau. Le vrai réseau demeure équilibré et ne génère pas de courant de neutre. Pour qu’un gradin de défaut à la terre puisse déclencher ses disjoncteurs, il lui faut aussi un minimum de courant de neutre, courant de retour de défaut à la terre, ce que le réseau n’offre pas en exploitation normale. Donc, malgré que les gradins affectés perçoivent très loin incluant la charge, ils ne franchissent pas le seuil de mise au travail dû au courant de neutre 50N, et il n’y a pas de déclenchement.


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Z1an

Z1bn

Z1cn

Z1ab

Z1bc

2

Z1ca

50A 50B 50C 50N

3456789 96 5496478475(# !4 #(97/758/#47/

Figure 7.4 - Blocage du gradin en défaut, faute de courant de neutre

7.1.1.2 - Limitation par les enroulements delta de transformateur Malgré que la protection soit bloquée par un des seuils minimaux de courant «50N», les gradins affectés par la perte de fusible sont toujours actifs et n’attendent que l’apparition d’un courant de neutre excédant le 50N pour agir. Tout défaut capable de générer un courant de neutre, active la protection de ligne ayant perdu un fusible. Évidemment, il faut que ce courant de neutre soit perceptible par la protection de ligne défectueuse, et cette protection n’est plus sélective. Elle peut agir sur des défauts qui ne lui appartiennent pas du tout. L’exemple suivant montre un court-circuit à la terre au-delà de la portée normale de la protection défectueuse. La phase en défaut est la même que la phase du fusible grillé de la protection. La protection perçoit ce court-circuit puisque ses gradins affectés par la perte du fusible ne limitent plus leur portée. Le court-circuit engendre un courant de neutre qui est perceptible par la protection défectueuse, et provoque ensuite le déclenchement de cette dernière en permettant aux gradins d’agir. Poste où la protection a perdu un fusible

In

In Terre

Figure 7.5 - Défaut n’appartenant pas à la protection défectueuse


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L’enroulement delta d’un transformateur ne laisse pas passer les composantes homopolaires. Les exemples des figure-7.6 et figure-7.7 montrent comment un défaut à la terre se produisant au-delà d’un enroulement delta, est perçu par la protection de ligne défectueuse. Poste où la protection a perdu un fusible

In Terre

Figure 7.6 - Réseau avec enroulement delta - Courant de neutre bloqué Le courant de neutre ne traverse pas l’enroulement delta. La portée des gradins de défaut à la terre ayant perdu un fusible se termine donc au prochain enroulement delta du réseau. Poste où la protection a perdu un fusible

In Terre

Figure 7.7 - Réseau avec enroulement delta - Courant de neutre bloqué


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7.1.2 -DÉTECTION DE LA DÉBALANCE DE LA TENSION La débalance de tension caractérise la perte d’un fusible. Normalement, la somme des tensions est Ean + Ebn + Ecn = 0. La perte d’un fusible déséquilibre la somme des tensions à la valeur nominale. Supposons que la tension nominale du relais est 69V. La perdre d’un fusible à la phase A donne la tension de neutre suivante. En = Ean + Ebn + Ecn En = 0 + 69V −120° − 69V +120° En = 69V Cependant, il faut définir un seuil de débalance raisonnable afin de ne pas réagir sur le moindre déséquilibre des charges. Ce seuil varie entre 20V et 30V selon le fabricant. Ean Ebn Ecn

En 20V à 30 V Selon le fabricant

> =

∆E

Figure 7.8 - Circuit de détection de débalance de tension Il existe deux manières de détecter le déséquilibre de tension. La méthode la plus répandue, est la tension homoplaire comme montrée en figure-7.8. L’autre méthode, moins populaire mais de plus en plus convoitée, est la méthode des composantes inverses. Cette méthode utilise les techniques des composantes symétriques.

7.1.2.1 - Détection de la débalance utilisant la composante homopolaire Lorsque nous additionnons les trois tensions ensemble, nous obtenons la composante de neutre «En», ou trois fois la composante homopolaire «3E0». Reste ensuite à comparer si la grandeur de tension de neutre excède une valeur fixée par le fabricant pour considérer qu’il s’agisse d’une débalance causée par la perte d’un fusible. Voir figure-7.8. Vous interprétez la tension de neutre de deux manières différentes; Soit par la tension de neutre directement «En»; Soit par la composante homopolaire «E0» qui représente le tiers de la tension de neutre «En». Il est important de définir avec quel système vous travaillez. Généralement, les réglages sont exprimés en composante hompolaire. La figure-7.9 montre la différence entre les deux nomenclatures. Quoique le relais traite directement la tension de neutre «En» au niveau des circuits, le fabricant s’exprime généralement en termes de tension homopolaire «E0». Par exemple, on vous dit que le seuil de la tension hompolaire est réglé à 10V. Vous faites les essais, et vous constatez que la débalance est en réalité de 30V. Lorsque nous savons que En=3E0,


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∆ Ea

Ea 3Eo

Ec

Eb

Eb En Ec

Homopolaire Ea+Eb+Ec = En = 3Eo

Figure 7.9 - Tension de déballance «En» et «3E0» il est facile comprendre la différence entre le réglage qui est exprimé en composante homopolaire, et la vraie déballance à l’état brut.

Ean Ebn Ecn

123143 15675829 5657532

E0

> =

Débalance ∆E

∆ ≅ 10Volt 3 Figure 7.10 - Détection de la débalance utilisant la composante homopolaire


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7.1.2.2 - Détection de la débalance utilisant la composante inverse En utilisant les techniques de calcul de composantes symétriques, décomposons la débalance de la figure-7.9 en composantes directes, inverses et homopolaires. Nous réalisons que les composantes inverses et homopolaires sont de mêmes grandeurs et représentent le tiers de la débalance 4.

|E2| = |EO| POUR UNE DÉBALANCE

Ea1 18

4

Ec2

Eb2 Ea2

Ec1

1234564

Eb1

∆/3

78943 4

Ea0 Eb0 Ec0

∆/3 234

Figure 7.11 - Décomposition de la débalance en composantes symétriques Seule la grandeur du vecteur nous intéresse pour le seuil de débalance. Donc, utiliser une composante homopolaire ou une composante inverse revient finalement au même résultat. Comme ils représentent le tiers de la débalance, on règle le seuil au tiers de la valeur réelle de la débalance. Par exemple pour une débalance réelle de 30Volt, le seuil doit être à 10Volt. Voyons l’exemple du relais SEL-321. Le seuil se règle avec le paramètre 59QL (mise au travail de surtension de séquence inverse). Supposons que le réglage est à 14Volt. Nous devons avoir une débalance réelle de tension de 42Volt pour activer le 59QL. Le circuit suivant est similaire à la figure-7.10, à la différence que nous traitons la composante inverse E2 plutôt que la composante homopolaire E0. Tension nominale 69Vφn

:

Ean Ebn Ecn

123143 15675829

98

E2

> =

Débalance ∆E

∆ ≅ 10Volt 3 Figure 7.12 - Détection de la débalance utilisant la composante inverse Il y a un avantage à utiliser la composante inverse. Si nous inversons accidentellement deux phases de tension aux branchements du relais, la fonction «60» détecte cette inversion et exécute l’action proposée par ses réglages. Par exemple, inverser les phases B et C représente une composante inverse pure qui donne E2 = 69V en réseau normal.


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7.1.3 -DISCRIMINATION ENTRE LE DÉFAUT ET PERTE D’UN FUSIBLE Par exemple, un court-circuit entre la phase A et la terre se produit sur la ligne, près du poste. La débalance de tension provoquée par le défaut dépasse assurément le seuil de 30 Volt. Elle laisse croire à la fonction «60» qu’il y a possiblement une perte de fusible. La protection de ligne réagit sans problème à ce défaut. Cependant, l’intervention de la fonction «60» peut retarder légèrement l’opération des comparateurs concernés, et donner une fausse alarme, nous mettant sur une fausse piste. La temps de réaction de la fonction 60 est plus rapide que le temps de réaction des comparateurs Z1, Z2, et Z3. Généralement, le temps de réponse d’une fonction «60» est de l’ordre de ¼ à ½ de cycle, alors que le temps de réponse des comparateurs est de l’ordre de ½ à 1 cycle. Il ne faut pas que la fonction «60» interprète le défaut à la terre comme une perte de fusible. Il faut donc trouver le moyen de bloquer la fonction «60» lors de défaut à la terre. Voici les deux observations suivantes. 1

Une perte de fusible ne débalance pas les courants du réseau. Il n’y a donc pas de courant de neutre. In = 0

1

Un défaut à la terre débalance le réseau et crée un courant de neutre. In ≠ 0

Ia

Ib

Ia

Ic

In

Ic Ib

Iao

Ibo

Ico

Homopolaire Ia+Ib+Ic = In = 3Io

Figure 7.13 - Courant de neutre généré par le défaut à la terre

7.1.3.1 - Discrimination par le courant de neutre Le courant de neutre nuance le défaut à la terre et la perte de fusible. Le relais de minimum de courant de neutre 50N est donc le discriminateur. Supposons que nous ayons une débalance de tension excédant 30 Volt «4E=1», et pas de courant de neutre présent au réseau «50N=0». Cela ne peut être autre chose que la perte de l’information d’une tension. Une débalance supérieure à 40% sur le véritable réseau engendrerait un très fort courant de neutre normalement. 40% de 69V ≈ 30V 50N 4E

Perte de fusible

Figure 7.14 - Discrimination du défaut à la terre par le 50N Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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7.1.3.2 - Discrimination avec le courant de séquence inverse La technique de la figure-7.11, s’applique aussi au courant. Pour un défaut à la terre, le courant de séquence inverse est sensiblement de même grandeur que le courant de séquence homopolaire. La différence se situe au niveau du défaut entre phases. La composante homopolaire ne détecte pas le défaut entre phases, alors que la composante inverse le détecte. Ia1

Ic1 Ib1

1234564

Ib2

Ia2

Ic2

78943 4

Ia0 Ib0 Ic0

234

50Q 4E

Perte de fusible

Figure 7.15 - Discrimination du défaut à la terre par le 50Q «Séquence inverse» La composante homopolaire et la composante inverse s’équivalent pour discriminer le défaut à la terre de la perte d’un fusible. Le fabricant choisit la méthode qu’il préfère.


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7.1.4 -ACTIONS DE LA FONCTION «60» Le circuit suivant résume bien en bonne partie, les explications précédentes. Mais, il reste à voir quelques fonctionnalités internes à la fonction «60».

89 9 2 Détection de défaut à la terre 942 32 9232 127 126

Bloque la fonction 60 lors de conditions suivantes: Pendant le déclenchement monophasé du mono-tri Lors de discordance de phase sur une mise soustension de la ligne

P1

P2

t T1

P3

Perte de fusible si pas de courant de neutre avec débalance de tension.

ZAN

ZBN

ZCN

ZAB

ZBC

ZCA

4664 6639 P4

S Q P5

R Rappel

Débalance de tension 942 32 9232 9 2 2

Alarme

Réglage: Blocage des gradins = 1

3456789 96

Figure 7.16 - Circuit global de la fonction «60»

7.1.4.1 - Verrouillage de la fonction «60» en blocage de comparateur Lors de la mise sous tension de la ligne, la discordance de phases peut être momentanément perçue comme une perte de fusible. La durée de la discordance de phase peut dépasser un cycle, ce qui laisse largement le temps à la fonction «60» de réagir. Le déclenchement en mode monophasé peut aussi laisser croire à une perte de fusible si le transit est très faible. C’est-à-dire que la débalance de courant n’excède pas le 50N. Voir chapitre 6, section 6.6.2 page 134 pour les détails du monotri. La bascule «P5» de la figure-7.16 sert à verrouiller la fonction «60» en mode blocage des comparateurs. C’est-à-dire que tous les comparateurs Z1, Z2 et Z3 sont bloqués en permanence. Cependant, il faudra attendre un certain temps avant d’activer la bascule «P5» de sorte à laisser la discordance de phase et le monotri terminer leur travail. Il serait stupide de bloquer de manière permanente le fonctionnement d’une protection de ligne juste pour une simple discordance de phase. Le temps de la minuterie «T1» est suffisamment long pour couvrir une séquence complète de réenclenchement de type Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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monotri. Lors du réenclenchement, si le défaut est disparu, la fonction «60» ne voit plus de perte de fusible et se retire. Si le diagnostique de perte de fusible dure plus longtemps que le temps «T1», il ne s’agit plus d’un déclenchement en mode monophasé, mais plutôt d’une véritable perte de fusible. La bascule «P5» est donc armée et le blocage des comparateurs devient permanent. L’alarme de perte de fusible n’est formelle qu’avec l’activation de la bascule «P5». La durée normale de la minuterie «T1» est de l’ordre de 5 à 10 secondes. L’alarme peut portée des différents nom suivants selon le fabricant.

1 1 1 1

VTS ⇒ Voltage Transformer Supervision «nomenclature standard» LC ⇒ Line Chect «Reyrolle - protection de ligne THR» LOP ⇒ Loss Of Potential «Schweitzer» Surveillance alimentation

Le rappel de la bascule «P5» peut se faire de deux manières. Le fabricant peut offrir une des deux méthodes. 1

Rappel manuel

1

Rappel automatique lorsque les tensions sont rééquilibrées

Cependant, l’alarme ne peut être rappelée que manuellement.

7.1.4.2 - Choix du blocage des comparateurs Supposons qu’une ligne ne possède qu’une seule protection de ligne. Si la protection perd un fusible et bloque ses comparateurs, la ligne n’est plus protégée. Donc, la fonction «60» ne doit pas bloquer ses comparateurs si nous voulons continuer à protéger la ligne. Le problème est la perte de la sélectivité du relais vu en page 150. Il faut donc réagir rapidement et remplacer le fusible afin d’éviter un déclenchement pour un défaut qui n’ appartient pas à la ligne à protéger. Si par contre la protection de ligne est doublée ou possède une relève, il devient donc intéressant de bloquer les comparateurs de la protection lors de perte de fusible. L’autre protection ne possède pas les mêmes fusibles et on suppose qu’elle continue de travailler normalement. Protection simple

La fonction 60 ne doit pas bloquer ses comparateurs

Protection doublée

La fonction 60 doit bloquer ses comparateurs

Pour la fonction «60», la protection de ligne offre normalement le choix entre bloquer ou nepas bloquer les comparateurs. Ce choix se situe au niveau des réglages du relais.


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7.1.4.3 - Blocage de la fonction «60» sur discordance de phases ou monotri La minuterie «T1» de la figure-7.16 permet une fenêtre de temps à l’intérieur duquel, il est impossible de verrouiller la fonction «60» en mode de blocage permanent des comparateurs. Cette fenêtre de temps couvre la discordance de phases et le réenclenchement. Cependant, malgré qu’il soit impossible de verrouiller le blocage des comparateurs, il est tout de même possible de bloquer transitoirement les comparateurs par les portes P2, P3 et P4 de la figure-7.16. Ce blocage n’est qu’illusoire. Voyons un exemple. Notre protection est configurée en déclenchement monotri. Un défaut à la terre se produit sur une ligne et provoque le déclenchement d’une seule phase. Le transit est faible et la débalance de courant ne génère pas suffisamment de courant de neutre. Donc la fonction «60» perçoit une débalance de tension et pas de courant de neutre. Voir la porte P1 figure-7.16 Elle conclut donc à une perte de fusible et bloque les comparateurs par les portes P3 et P4. Lors du réenclenchement, le défaut est réalimenté et le courant de neutre devient élevé. La porte P1 revient à zéro due au courant de neutre existant, et retire le blocage des comparateurs. Par la suite, la protection déclenche les disjoncteurs en mode triphasé et la séquence est terminée.

Vous direz sûrement qu’il n’y a pas de problème puisque le relais à réagi au réenclenchement. Mais il y a effectivement un problème. Nous sommes en récidive «page 143» et il faut éliminer le défaut le plus rapidement possible. Le temps de réaction de la chaîne de circuits qui enlève le blocage des comparateurs fait perdre du temps précieux aux comparateurs. Ces délais peuvent prolonger facilement le temps de réaction du relais de un cycle à trois cycles selon la technologie et la conception des circuits. Il serait donc très utile de détecter qu’au moins une phase est hors tension, et empêcher la fonction «60» de bloquer inutilement les comparateurs. Le circuit suivant permet cette détection de phase hors tension. Lorsqu’une phase ne possède ni tension et ni courant, le disjoncteur est forcément ouvert.

Phase hors tension (Pole Dead) (Pole Open)

501 271 LDLS1 LDOV1

LDPD1

Level Detector Over Voltage Level Detector Low Set

Exemple de GEC

Level Detector Pole Dead

271 501 Phase Ouverte

Quadtamho, Optimho, Micromho

Figure 7.17 - Détection de phase hors tension Le circuit de la figure-9.7 chapitre-9 page 187 montre le fonctionnement détaillé du circuit de détection de phases ouvertes. Lorsque nous détectons «au moins une phase ouverte», nous empêchons la fonction «60» de bloquer les comparateurs avec la porte P2 de la figure-7.16. Le temps de réaction de la protection est donc à son meilleur lors du réenclenchement.


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2

7.2 - Oscillation de puissance L’oscillation de puissance peut menacer les protections de lignes qui couvrent de longues lignes de transport. La protection de ligne a donc une fonction gérant ce genre de situation. Les fabricants ont différentes manières d’itentifier la fonction d’oscillation de puissance.

1 1 1

Oscillation de puissance Pendulaison de puissance Power Swing

Voici la description détaillé de cette fonction.

7.2.1 -ANALOGIE MÉCANIQUE Pour bien comprendre le phénomène d’oscillation de puissance, voyons l’exemple du modèle mécanique de la figure-7.18.

18/9 4 - Montré Char ge

#2(914

al

BAIE-JAM

ES

Écart

Ligne de Transport INDUCTANCE

Vitesse <=> Fréquence

Figure 7.18 - Modèle mécanique du réseau électrique Le tracteur représente l’alternateur. La charrue représente la charge électrique. Le ressort qui relie le tracteur à la charrue représente la ligne de transport reliant les centrales électriques à ses charges. La vitesse du tracteur correspond à la vitesse angulaire du réseau, soi 60 tours à la seconde. L’étirement de l’attelage correspond à l’écart angulaire de notre réseau. Vitesse de rotation

(9 2 #

14 Écart Angulaire

18/9 4 Figure 7.19 - Modèle vectoriel du réseau électrique Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

Il y a cependant sur une défaillance dans notre modèle mécanique. Le ressort se comporte différemment de l’inductance. Plus l’écart entre le tracteur et la charrue est grand et plus la force du ressort augmente. Inversement, plus l’écart angulaire est grand sur le réseau électrique, et plus le couple angulaire diminue. Nous ferons donc le correctif lorsqu’il sera nécessaire de le mentionner. Cependant, le modèle représente bien le phénomène oscillatoire.

7.2.2 -RÉSEAU EN EXPLOITATION NORMAL Voyons l’exemple de la figure-7.20 représentant les sources de la Baie-James jusqu’à la charge dont Montréal. La source est reliée à la charge par le corridor contenant trois lignes de transport en parallèles.

Baie-James 12

XL1 3

XL2 3

XL3 3

XL4 3

Montréal

12 12 12

Poste

Poste

Poste

&12345467

CENTRALE

Figure 7.20 - Exemple d’un corridor Dans notre exemple, on ne prend pas en considération l’aspect capacitif de la ligne. Nous idéalisons la ligne à une inductance pure afin de simplifier notre démarche. La charge résistive place le courant «I» en phase avec la tension aux bornes de la charge, soi EMontréal. Ce courant passe ensuite dans l’inductance des lignes de transport. La chute de tension aux bornes d’une inductance est de 90° en avance sur le courant, d’où la position de la tension EXL à la figure-7.21. La tension source égale la somme de la chute de tension dans la ligne avec la tension aux bornes de la charge.

E Écart Angulaire

B

es am J aie

θ

EXL1

12 12 12 E Baie − James = E XL + E Montréal 12 2 E XL = I ∗ j XL1

EMontréal

Figure 7.21 - Écart angulaire avant la perte d’une ligne Comme la tension EXL est en avance de 90° par rapport à la tension EMontréal, il en résulte un écart angulaire «3» entre la tension E Montréal et la tension source EBaie-James. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

Plus la charge est importante, plus le courant «I» augmente, plus la chute de tension dans la ligne EXL augmente, et plus l’écart angulaire augmente. En d’autres termes, plus la puissance est grande et plus l’écart angulaire est élevé. P=

EMontréal ⋅ EBaie − James * sin θ XL

1 2 343567

7.2.3 -PERTE DE LIGNE Dans l’exemple suivant, nous perdons une ligne1. L’impédance globale de la ligne vient d’augmenter. Donc, selon équation 7.1 l’écart angulaire augmente. En fait, la chute de tension dans la ligne est plus grande et cause une augmentation de l’écart angulaire selon figure-7.22.

Baie-James

XL2 2

XL1 3

12

XL3 3

XL4 3

Montréal

12 12 12

Poste

Poste

Poste

&12345467

CENTRALE

Figure 7.22 - Perte de une ligne dans le corridor Dans notre exemple mécanique, si l’attelage est fait de plusieurs ressorts en parallèles, la charrue est à une certaine distance du tracteur. Avec un ressort en moins, les ressorts restants étirent et la charrue s’éloigne du tracteur. Il en est de même entre le vecteur charge et le vecteur source sur le plan angulaire.

E

EB

ant Av s me -Ja aie

EXL1

Perte d’une ligne importante

i Ba

ès pr A es m a J e-

Écart Angulaire

θ

EXL2

XL2 > XL1 alors E XL 2 > E XL1

EMontréal

Figure 7.23 - Augmentation de l’écart angulalire 1.Ne pas confondre la ligne avec une phase. La perte d’une ligne signifie la perte de ses 3 phases. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-7

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1

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2

7.2.4 -OSCILLATION ANGULAIRE Conservons l’exemple de l’attelage à plusieurs ressorts en parallèles. Lorsqu’un ressort cède, les ressorts restants étirent pour augmenter la distance entre la charrue et le tracteur, et cela avec un certain régime oscillatoire. La charge de la charrue n’a pas changé. La puissance moyenne du tracteur demeure donc inchangée, mais l’oscillation de puissance qui en résulte se fait autour de cette puissance moyenne. Il en est de même pour le réseau. La figure-7.24 présente l’oscillation angulaire du vecteur de tension source. En supposant que la tension à la charge «EMontréal» soit relativement stabilisée par le reste du réseau, l’inertie des rotors des alternateurs en tête de notre corridor, fait que le vecteur de tension passe tout droit à l’endroit où il devrait se stabiliser. Même principe qu’une balançoire. Au retour du vecteur, le manège recommence. La résultante verticale de tension EXL est proportionnelle au courant de la charge, donc proportionnelle à la puissance transitée. L’oscillation du vecteur tension fait donc osciller la puissance. D’où l’expression «Power Swing», «Pendulaison de puissance» ou «Oscillation de puissance».

Pmax

P

Pmoyen

E

Os

c

o at i ill

n

g an

ula

am

Pmin

ire

Oscillation angulaire = Oscilation de puissance

t

EXL

Position finale

-J ie Ba

es

θ

Nouvel Écart Angulaire

EMontréal

Figure 7.24 - Oscillation angulaire


Chapitre-7

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2

7.2.5 -EFFET DE L’OSCILLATION ANGULAIRE SUR LA PROTECTION DE LIGNE Supposons que notre protection de ligne couvre une très longue ligne. Le transit de puissance est élevé, ramenant le point de charge B de la figure-7.26 près des gradins de la protection. Le chapitre 2, section 2.3.2.6 page 46 traite du gradin-2 face à une ligne longue. Le chapitre 2, section 2.4.5 page 51 traite du gradin-3 face à une ligne longue. Décomposons l’oscillation de puissance en trois points et voyons la relation de ces points entre la figure7.25 et la figure-7.26.

Pmax [A]

P Pmoyen [B] Pmin [C] Oscillation angulaire = Oscilation de puissance

t

Figure 7.25 - Power Swing

1) Puissance moyenne « B » La puissance moyenne correspond à la véritable puissance transitée. L’oscillation terminée, la puissance de transit se stabilisera à cette valeur.

2) Puissance Maximum « A » Le moment de l’oscillation où la puissance est au maximum. Ce point crée une impression de charge très élevée. Ce point peut facilement entrer à l’intérieur d’un gradin si d’une part le gradin est très grand, et d’autre part la puissance de transit est élevée.

3) Puissance Minimum « C » Le moment de l’oscillation où la puissance est à son minimum. Ce point crée l’impression que la charge est plus faible. Il ne représente aucune menace.

XL Gra

Gra

din -3

A- Puissance Maximum B- Puissance Moyenne C- Puissance Minimum

din

-2 Gr a di

Oscillation Angulaire

n-1

/ ! Zone

1

R

de c harg e

Figure 7.26 - Oscillation de puissance vue d’un gradin Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

Chapitre-7

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7.2.6 -VITESSE DE L’OSCILLATION

P

Zone-3

Zone-6

L’oscillation angulaire du réseau est reliée à l’inertie des rotors. Il est difficile d’accélérer et de décélérer la vitesse angulaire de l’ensemble des rotors. L’inertie globale est très élevée. L’oscillation angulaire du réseau est donc très lente. La période de l’oscillation dépasse facilement les deux secondes. /

!

!

! 1

4t

t

Figure 7.27 - Période entre Z3 et Z6

7.2.6.1 - Pénétration de l’oscillation dans les gradins de défaut entre phases L’oscillation de puissance conserve le réseau balancé et ne génère pas de courant de neutre. Les seuls types de gradins menacés sont les gradins de défaut entre phases. Comme nous sommes en fort transit, les seuils minimums de courant pour la mise au travail des gradins entre phases sont largement dépassés. Dû à la lenteur de l’oscillation, le point A en figure-7.26 et figure-7.27 peut donc résider suffisamment longtemps à l’intérieur des gradins de défaut entre phases pour les emmener au déclenchement de la ligne. Ce déclenchement retire une autre ligne du réseau, déstabilisant davantage le réseau, et encourageant encore plus l’oscillation de puissance. Le danger est la désintégration complète du réseau. Il faut donc éviter que l’oscillation de puissance entraîne le déclenchement de protection de ligne.

7.2.6.2 - Gradin-6 [AB], détection de l’oscillation angulaire Nous utiliserons la lenteur de l’oscillation afin de détecter l’oscillation de puissance du réseau. On fabrique un gradin de défaut entre phases identique au gradin-3 mais plus grand de 5% à 10%. La majorité des fabricant surnomme ce gradin «Z6». Possiblement puisque le plus grand nombre de gradin dans le passé se rendait jusqu’à cinq avec les relais de type commuté. La plupart des fabricants fabriquent le gradin-6 à partir des réglages du gradin-3. Comme l’oscillation de puissance est balancée, un seul gradin suffit. Le gradin entre phases AB est souvent le choix des fabricants.


Chapitre-7

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2

7.2.6.3 - Méthode de détection L’oscillation de puissance crée une charge fictive se déplaçant du point A au point C dans les figure-7.27 et figure-7.28. La manière de détecter l’oscillation de puissance est de mesurer le temps 4t dont ce point fictif d’impédance réside entre le gradin-3 et le gradin-6. Voir figure-7.27 S’il s’agit d’un véritable défaut, le temps 4t est moins de 2 millisecondes. Le point d’impédance entre à la vitesse de l’éclair à l’intérieur des gradins. Mais s’il s’agit d’une oscillation de puissance, le temps 4t excède facilement les 20 millisecondes. Observons la figure-7.27 et supposons que la période de l’oscillation de puissance est de l’ordre de 2 secondes. Si l’espace entre Z3 et Z6 crée un 4T de l’ordre du dixième de ce cycle d’oscillation, le 4t est donc de 20 millisecondes. Il suffit donc d’établir un temps minimal à partir duquel on considère qu’il s’agit d’une oscillation de puissance.

XL

Gra

Gra

din -

di n

6

-3

A- Puissance Maximum B- Puissance Moyenne C- Puissance Minimum

Gra din

-2 Gra d -1 in

Oscillation Angulaire

/ ! Zone

1

R

de c harg e

Délai ∆t du passage de l’oscillation angulaire entre le gradin-3 et le gradin-6

Figure 7.28 - Détection de l’oscillation de puissance avec Z3 et Z6


Chapitre-7

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7.2.7 -DÉTECTION DE L’OSCILLATION DE PUISSANCE ET ACTION À PRENDRE Le circuit suivant représente la méthode classique du fonctionnement des circuits de détections de l’oscillation de puissance. Nous détectons le moment où nous sommes entre le gradin-3 et le gradin-6,

{Z 6 • Z 3}

et nous évaluons le temps. Si le temps dépasse un temps T1 fixé par réglage, et bien nous bloquons les gradins à risque. En fait, ce ne sont pas tous les gradins qui sont menacés par l’oscillation. Seuls les gradins à risque sont sélectionnés par les réglages du relais afin d’être bloqués lors d’oscillation de puissance. Ces gradins resteront bloqués tant que nous ne serons pas ressortis du gradin-6.

Z6 15

4

6 7

Z1

Z2

8

Z3 Gradin-1 Gradin-2 Gradin-3

Power Swing On/Off

Réglage Choix des gradins menacés

67 12φ 112

4

113

4

3456789 96

Exemple Quadramho

Figure 7.29 - Circuit de blocage lors d’oscillation de puissance


Chapitre-7

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2

7.2.8 -AUTRES MÉTHODES DE CONTRER L’OSCILLATION DE PUISSANCE La forme lenticulaire du grand gradin peut suffire à contrer l’oscillation de puissance sans avoir recours au circuit de la figure-7.29. Voir chapitre 2, section 2.4.5.1 page 51 pour les détails sur la forme lenticulaire. L’autre technique est d’empêcher les oscillations de puissance du réseau par des techniques plus coûteuses. Placer un amortisseur entre le tracteur et la charge limite appréciablement le régime oscillatoire. Le réseau de Hydro-Québec est parsemé d’éléments amortisseurs. En voici quelques exemples.

14

ent

Écart Angulaire

ssem orti Am

9 2( # 4

418/9 4 Figure 7.30 -

7.2.8.1 - Régulateur de tension des alternateurs Pour les centrales électriques éloignées de la charge, et particulièrement pour le réseau radial de Hydro-Québec, une bonne régulation de tension adéquate est primordiale pour la stabilité du réseau. Le gain élevé du régulateur de tension assure une sensibilité accrue aux moindres oscillations polaires de l’alternateur. La fonction «stabilisateur» du régulateur de tension modifie la fonction de transfert de l’alternateur, lui permettant une grande stabilité malgré le gain élevé. L’alternateur n’est donc pas complice aux oscillations de puissance, mais il est plutôt un élément stabilisant, cherchant à cesser ces oscillations.

7.2.8.2 - Compensateur synchrone ou statique Les explications précédentes s’appliquent au compensateur synchrone. Cependant un compensateur ne génère pas de puissance active (Watt). Ce genre d’équipement ne connaît pas de décrochage et peut allouer 100% de sa fonction uniquement à la stabilité du réseau. Un réseau bien stabilisé ne nécessite pas l’usage de circuit blocage par détection d’écart angulaire dans les protections de ligne.


Chapitre-7

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1


Baie-James

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2

Montréal

4)

Régulateur de tension avec son gain élevé combiné à son stabilisateur

41 Compensateur Synchrone ou Statique

Figure 7.31 -


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2

8 134 99 NOTIONS DE CONFIGURATION RÉSEAU DE LA LIGNE


Chapitre-8

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2

Avant d’entamer les philosophies de protection en détail, définissons les différentes configurations du réseau auxquelles sont appliquées les protections de ligne. Le choix de la philosophie de protection est fonction de la configuration du réseau.

8.1 - Longueur de la ligne La longueur de la ligne est relative. Le plus important critère à considérer est la relation entre la réactance de la ligne XL, et la plus grande résistance d’arc possible générée lors de défaut à la terre. La nature du sol, la grosseur des conducteurs, le niveau de tension de la ligne (735KV, 315KV), la configuration des conducteurs, sont tous des facteurs agissant sur la relation entre la résistance de l’arc du défaut et la réactance de la ligne. Nous avons vu au chapitre 2, section 2.3.1.5 page 35 combien la résistance de l’arc du défaut peut altérer le bon fonctionnement d’un gradin. L’expression «LIGNE COURTE» et «LIGNE LONGUE» dépend donc de plusieurs facteurs agissant sur le bon fonctionnement des gradins. Poste-1

Poste-2 Ligne-A

Poste-3

Ligne-B

Ligne longue non menacée par la résistance d'arc

X L 3 RARC

RARC ≥ X L

Ligne Courte menacée par la résistance d'arc

Figure 8.1 - Longueur de la ligne et la résistance de l’arc

8.1.1 -LIGNE COURTE Nous considérons qu’une ligne est courte lorsque le bon fonctionnement du gradin-1 est menacé par la résistance de l’arc du défaut. Nous savons que l’impédance de ligne est en relation directe avec sa longueur. La résistance de l’arc de défaut dépend de la qualité du contact entre le conducteur et le sol. En supposant que la résistance de l’arc soit constant, plus une ligne est courte, plus le gradin-1 est petit, et plus la résistance de l’arc commence à sortir du cercle de l’impédance. Les zones perdues montrées en figure-8.2 mettent le gradin-1 hors d’usage. Il existe deux manières de contrer ce problème. La première est d’adopter une forme de gradin capable d’englober la résistance de l’arc du défaut. Voir chapitre 2, section 2.3.1.6 page 38 pour la carte DSR et la section 2.3.2.7 page 47 pour la forme quadrilatère.La deuxième méthode est la philosophie accélérée avec dépassement «POR». Voir chapitre 9, section 9.4 page 208.


Chapitre-8

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80%

ut e d éf a

XL

A xe d

A xe d e p ar l a d éf a u t d é p r é s is tance lacé d’arc

A xe d

XL

e dé f

au t


80%

2

Ax e d e par la défaut dé p résis t a n c e la c é d’arc

1

Portée perdue partiellement Portée perdue COMPLÈTEMENT

Ligne courte

R

R Ligne très courte

Figure 8.2 - Effet de la ligne courte sur la portée du gradin-1

8.1.2 -LIGNE LONGUE Dès l’instant où la réactance de la ligne est suffisamment grande pour que la résistance de l’arc du défaut à la terre ne représente plus une menace pour le gradin-1, on dit que la ligne est longue. Le gradin-1 est fiable et la philosophie standard accélérée sans dépassement «PUR» s’applique. Cette philosophie est fiable et très simple. Voir chapitre 9, section 9.3 page 201.

8.1.3 -LIGNE TRÈS LONGUE Dans le cas d’une ligne très longue, la résistance de l’arc est totalement négligeable. Cependant, la zone de charge peut voisiner les plus grands gradins. Voir figure-8.3 Lors de fort transit de puissance, il peut devenir risqué de pénétrer un gradin lors d’oscillation de puissance, et provoquer ensuite un déclenchement non désiré. Pour contrer ce problème, il y a deux grandes techniques. La forme lenticulaire du grand gradin expliqué au chapitre 2, section 2.4.5.1 page 51, et la technique du blocage des gradins par détection de l’oscillation de puissance expliquée au chapitre 7, section 7.2 page 161. La philosophie accélérée avec dépassement «POR» convient parfaitement pour les lignes très longues. Il peut arriver qu’une très longue ligne soit compensée par des condensateurs en séries «Compensation série». Le choix de la protection différentielle analysant le front d’onde du courant, ou le régime transitoire UI, convient mieux que la protection de ligne conventionnelle.


Chapitre-8

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2

XL

G

min 120%

ou in-3 din ad Gra Gr rand

150% à 180%

Gr ad -1 in

-2 adin Gr

Poste-2

2) *7;))

R

Avan t Arriè re

Zone La portée arrière provoque un croisement important de l'axe R

Cha rg

e

Figure 8.3 - Ligne très longue


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8.2 - Extrémité Forte ou Faible Seulement l’extrémité de la ligne reliée à des sources alimente un court-circuit se produisant sur cette ligne de transport. Il peut arriver qu’une extrémité de la ligne ne possède pas, ou plus de source. Le choix de la philosophie de protection est sensible à la configuration du réseau. Une protection exige l’existence d’un courant de défaut pour fonctionner. Voyons donc les nuances apportées aux extrémités de ligne.

8.2.1 -DEUX EXTRÉMITÉS FORTES Une ligne de transport reliée à des sources par ses deux extrémités ne représente aucun problème pour le fonctionnement de ses protections de ligne. On dit que les deux extrémités sont fortes. Un défaut sur la ligne est alimenté par les deux extrémités de cette ligne. Les protections de ligne de chaque extrémité peuvent donc analyser leurs courants de défaut et leurs tensions, et agir si nécessaire. Les philosophies de protection suivantes peuvent être appliquées puisque les protections de chaque extrémité de la ligne sont capables de rendre un verdict et communiquer avec la protection de l’autre extrémité. 1 1 1

Accéléré avec dépassement PUR Accéléré sans dépassement POR Mode blocage

Poste-1

Poste-2 Ligne-A

Source

4)

Courant de défaut

Source

4)

Courant de défaut

EXTRÉMITÉ FORTE Figure 8.4 - Les deux extrémités sont fortes

8.2.2 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC RÉPARTITION Il est évident qu’une ligne de transport ait au moins une extrémité reliée à une source. Cependant, l’autre extrémité n’est pas nécessairement reliée à une source. Poste-2

Poste-1 Ligne-A

Source

4)

Courant de défaut

EXTRÉMITÉ FORTE

Extrémité faible

Village

Village

Village

Figure 8.5 - Une extrémité faible


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Un territoire ne possédant que des charges, est relié au grand réseau par une ligne électrique. L’extrémité forte de cette ligne est reliée aux sources. L’autre extrémité que nous appellerons «extrémité faible», est reliée à un poste de répartition n’accédant qu’à des charges. L’extrémité faible ne peut alimenter un défaut de ligne. Il est inutile d’installer une protection de ligne du côté de l’extrémité faible puisqu’il n’y aura jamais de courant de défaut allant de la charge vers de la ligne. Afin d’éviter le déclenchement inutile de la ligne pour un défaut appartenant à l’un des clients, on peut utiliser la philosophie de protection écho «WI - Weak Infeed». Elle nous permet une meilleure sélectivité du défaut et ne pénalise pas les autres clients. Voir chapitre 9, section 9.10 page 237

8.2.3 -EXTRÉMITÉ FAIBLE DISTRIBUÉE OU SANS DISJONCTEUR Au niveau d’un poste de distribution, la ligne distribue l’énergie à une multitude de petits postes desservant des villages et petites industries. «Exemple d’une ligne de 161kV» Dans la figure-8.6, la protection de ligne du poste-1 protège la ligne A. Chaque petit poste peut être doté de protections de surintensité pour leur défaut local. Dû au coût des systèmes de communication, la protection de ligne utilise la philosophie de base ne nécessitant pas de communication. Voir chapitre 9, section 9.2.1 page 195. Poste-1 Ligne-A

Source

4)

Extrémité faible

Courant de défaut

EXTRÉMITÉ FORTE

Village

Village

Village

Figure 8.6 - Une extrémité faible distribué Pour fin d’économie, l’extrémité faible ne possède pas nécessairement de disjoncteur. Le point de coupure du poste-1 de la figure-8.7 suffit amplement pour ce réseau. Cependant, la réactance du transformateur abaisseur du client limite trop le courant de défaut. Afin de forcer la protection de ligne à opérer avec suffisamment de courant de défaut, un relais de surintensité de neutre du côté client active un sectionneur de mise à la terre rapide du côté de la ligne. Poste-1 Ligne-A

Source

4)

Village Courant de défaut

Extrémité faible

EXTRÉMITÉ FORTE Figure 8.7 - Extrémité faible sans disjoncteur


Chapitre-8

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8.2.4 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC LIGNE ADJACENTE Des clients ou secteurs de réseau peuvent exiger une continuité de service. Une aluminerie n’apprécie guère une panne électrique qui lui engendre par la suite de forts coûts en dommage. Le convertisseur CC de Radisson à la Baie-James exige aussi une continuité de service. Il suffit donc d’alimenter ces clients avec deux lignes adjacentes. Il reste toujours une ligne pour alimenter le client lors de la perte d’une ligne suite à un défaut. Le poste du côté source est l’extrémité forte. Le poste côté charge est considéré comme une extrémité forte s’il y a deux lignes adjacentes. Lorsqu’une de ces deux lignes adjacentes est en défaut, la barre du poste côté charge continue d’être alimentée par l’autre ligne. Donc, une protection de ligne située au poste côté charge est capable de traiter le défaut de la ligne. Cependant, si une seule ligne est en service, l’extrémité de la charge devient faible. Lors d’un défaut sur la ligne, l’autre ligne n’est plus présente pour assurer l’alimentation de la barre du poste côté charge. La protection ne peut plus fonctionner correctement. Elle devra donc se convertir en mode de protection écho «WI - Weak Infeed». Poste-1

Poste-2 Ligne-A Courant de défaut

Courant de défaut

Source

Charge

4)

Ligne-B

EXTRÉMITÉ FORTE

EXTRÉMITÉ FORTE

Poste-1

Poste-2 Ligne-A Courant de défaut

Source

Charge

4)

Ligne-B

EXTRÉMITÉ FORTE

Extrémité Faible

Figure 8.8 - Extrémité variable - Forte ou faible Les protections de ligne d’aujourd’hui ont cette souplesse de détecter l’état de l’extrémité de la ligne, et d’utiliser la philosophie qu’il convient. Si l’extrémité charge est alimentée, la philosophie accélérée avec dépassement «POR» est utilisée. Si par contre elle n’est pas alimentée, la protection se configure en philosophie de protection écho «WI». Voir chapitre 9, section 9.10 page 237pour plus de détails.


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8.2.5 -COMMUTATION DE LIGNE Il existe des postes pouvant être alimentés par diverses sources, mais reliés à une seule de ces sources à la fois. Un permutateur gère cette configuration. Si la ligne alimentant la charge est en défaut, elle est aussitôt dégager et on permute sur une autre ligne non en défaut afin d’assurer la continuité de l’alimentation. Cette philosophie n’a pas besoin de lien de communication. Les protections de ligne ne résident qu’aux postes étant l’extrémité forte. Le commutateur situé au poste de l’extrémité faible n’a besoin que de détecter la présence de tension avec la fonction 27 pour gérer la commutation. Solution très économique. Poste-1

Poste-1

Source

Source

12

12

Poste-3

Ligne-A

Poste-3

Ligne-A EXTRÉMITÉ FORTE

EXTRÉMITÉ FORTE

Poste-2

Extrémité Faible

Poste-2

Charge

Ligne-B

Extrémité Faible

Charge

Ligne-B

Source

Source

12

12

EXTRÉMITÉ FORTE

Ligne A en service et arrivée d'un défaut par la suite

EXTRÉMITÉ FORTE

Isolation de la ligne A et permutation sur la Ligne B

Figure 8.9 Ce manuel ne traite pas du fonctionnement du permutateur. Il est cependant intéressant de connaître sa raison d’être. Deux sources provenant d’endroits géographiquement différents sur le grand réseau, n’ont pas nécessairement le même angle, ou écart angulaire. L’angle peut différer du fait que les jeux de transformateur sont différents entre les deux sources. Le passage de la configuration étoile à delta, ou l’inverse, peut occasionner un déphasage appréciable entre les lignes A et B de la figure ci-haut. Il est donc impossible de les relier ensemble simultanément. Si par contre les jeux de déphasages sont les mêmes entre les sources du poste 1 et 2, l’écart angulaire peut différer selon les charges à différents moments de la journée. Par exemple, le poste-1 connaît une forte demande et son écart angulaire est grand. Le poste-2 connaît moins de demandes et son écart angulaire est beaucoup plus faible. Relier les postes-1 au poste-2 par le biais du poste-3, risque une forte circulation de courant réactif dans les lignes, provoquant l’échauffement inutile des transformateurs confrontés à cette boucle. Surtout si les postes 1 & 2 sont des postes de répartition assez puissants alors que les lignes B et C de la figure précédente ne sont que des lignes de distribution.


Chapitre-8

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8.3 - Client ou source connectés sur le parcours d’une ligne Voyons l’exemple de la région de Charlevoix. Les lignes 3011 et 3020 relient les postes principaux : POSTE BERSIMIS-2; POSTE LAURENTIDE. Deux petits postes collectent l’énergie de ces lignes sur le parcours. Poste Poste Bersimis-2 Laurentide Source Charge 3011

4)

3020

Source

4)

Charlevoix

Beaupré

Figure 8.10 - Source ou charge reliées à une ligne Il est important de préserver les lignes de transport d’énergie lors de défaut chez un client relié sur le parcours des lignes. D’un autre côté, nous ne voulons pas investir inutilement dans des systèmes de communications pour les petits postes Charlevoix et Beaupré. Il existe cependant des systèmes de communications entre les postes principaux POSTE BERSIMIS-1 et POSTE LAURENTIDE. Il existe deux philosophies de protection permettant de protéger les lignes de transport sans tenir compte des clients. 1

Le mode blocage

1

Accéléré avec dépassement mais avec un retard sur le gradin-2


Chapitre-8

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2

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2

8 134 99 PHILOSOPHIES DE PROTECTIONS DE LIGNE


Chapitre-9

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2

Ce chapitre traite du coeur même de la protection de ligne. Il s’agit des philosophies de protection. En d’autres termes, il est question des stratégies utilisées par la protection de ligne afin qu’elle soit le plus sélective possible. Voici les philosophies les plus communes : Mise sous tension de la ligne, SOTF (Switch On To Fault). Mode de base, sans aucune accélération. Accéléré sans dépassement, PUR (Permissive Under Reach). Accéléré avec dépassement, POR (Permissive Over Reach). Extrémité faible, ou écho, WI (Weak Infeed). Mode Blocage.

Normalement, un lien de communication est nécessaire pour appliquer ces philosophies. Voici la liste des contextes réseaux traités au Chapitre-8, associés à la philosophie de protection appropriée.

Extrémité fort Ligne Longue

PUR

Ligne Courte

POR

Ligne Adjacente Courte

POR WI

Client branché sur la ligne

Blocage

entre deux postes

Uniquement des clients en vue

Extrémité faible

WI

POR* Base

Figure 9.1 - Choix des philosophies de protection Comme la philosophie de protection est une stratégie d’analyse, utile à cerner avec certitude l’appartenance du défaut, nous avons la possibilité d’imaginer et d’ajuster chaque philosophie en fonction du contexte réseau avec ses particularités. Les philosophies à venir dans ce chapitre ne sont donc pas les seules qui existent. Cependant, nous pouvons présumer que ce chapitre couvre la très grande majorité des philosophies utilisées à Hydro-Québec.


Chapitre-9

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9.1 - Mise sous tension de la ligne Il est très rare qu’un défaut provienne de la foudre au même moment que nous fermions les disjoncteurs afin de mettre la ligne en service. De plus, s’il n’y a pas de défaut avant la fermeture des disjoncteurs, et qu’un défaut apparaisse dès la fermeture des disjoncteurs, il est pratiquement évident que le défaut se situe sur la ligne. La notion de sélectivité est donc inutile, vu la certitude de l’appartenance du défaut. Il existe un circuit n’étant actif que lors de la mise sous tension de la ligne. Tout défaut perçu dans un intervalle de l’ordre de 200 millisecondes suivant la fermeture des disjoncteurs, est donc éliminé instantanément sans réenclenchement. Ce circuit porte le nom de SOTF «Switch On To Fault» ou circuit de mise sous tension de la ligne. Le Chapitre-6 explique le contexte de déclenchement et de blocage du réenclencheur. Voir page 137 et page 142. La figure suivante positionne le circuit SOTF relativement aux comparateurs Z1, Z2 et Z3. Vous constatez qu’il est autonome et assez direct. Il déclenche triphasé et bloque le réenclencheur. Voyons plus en détail son fonctionnement.

Z1

Z3

Z2

88629 48369

67

12φ 112

2

112

4 2

SOTF 4

Logique

3

3

98 9 94

Figure 9.2 - Circuit de mise sous tension de la ligne Voici la signification de certains termes : SOTF :

(Switch On To Fault) Mise sous tension de la ligne. S’il y a défaut lors de la mise sous tension de la ligne, la fonction SOTF déclenche la ligne de manière triphasée et sans possibilité de réenclenchement.

SOTFE :

(Switch On To Fault Enable) Fenêtre de temps à l’intérieur duquel le fonctionnement du SOTF est possible.


Chapitre-9

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2

Détection de défaut de ligne : Il existe deux méthodes de détecter la présence de défaut sur la ligne lors de la mise sous tension. 1

Par les seuils de tension (27) et courant (50)

1

Par les comparateurs (Gradin 1, 2 et 3)

Lorsque la fenêtre de temps SOTFE est armée, le circuit de mise sous tension de la ligne est actif. Le circuit de détection de l’état de la ligne «en ou hors service» arme ou désarme le circuit de mise sous tension de la ligne SOTFE. La commande d’armement du SOTFE est temporisée selon un délai fixé par le réglage du relais. Le désarmement est aussi temporisé à une valeur fixe variant de 200 à 250 millisecondes selon le fabricant. Délai du réarmement du SOTF

/ Détection de ligne hors service

1 T1

12345267897 962 7 4 S

Ajustable

Q SOTFE

Délai du SOTF fonctionnel

! Détection de ligne en service

8 T2

R

200ms

5

Détection de la discordance de phase

Déclenchement par mise sous tension de la ligne

Bloque la fonction 60

8

Détection de défaut sur la ligne

#265

Déclenchement Triphasé sans Réenclenchement

Figure 9.3 - Vue détaillé du circuit SOTF


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9.1.1 -DÉTECTION DE L’ÉTAT DE LA LIGNE Cette section décrit le fonctionnement des blocs «A», «B» et «F» de la figure-9.3. La logique du circuit de détection de l’état de la ligne doit reconnaître deux états distincts. 1 1

Ligne hors service Ligne en service

La ligne en service doit reconnaître les deux sous états suivants : 1 1

Ligne en discordance de phase, ou en déclenchement monophasé Ligne avec ses trois phases en service

Une ligne est considérée sous tension ou en service dès qu’au moins un disjoncteur est fermé, ou qu’il y a présence d’une tension ET/OU d’un courant sur au moins une phase. Il y a discordance de phase quand seulement une ou deux phases sont alimentées. La ligne est considérée comme hors tension ou hors service losque les trois phases sont désalimentées. Ligne

Ligne

123456789 6 592 5

Au moins un disjoncteur de fermé

disjoncteurs ouverts sur les 3 phases Poste disj. ouvert

123456546 592 5

Poste disj. fermé Disjoncteur fermé

Disj. A

Disjoncteur ouvert

Disj. B

Disjoncteur ouvert

Disj. C

Disjoncteur ouvert

Disjoncteur fermé

Disjoncteur fermé

Ligne hors service

Ligne en service Discordance de phase

Délai de mise sous tension de la ligne Généralement entre 200 à 250 ms

Figure 9.4 - États de la ligne


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1


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2

9.1.1.1 - Détection de l’état d’une phase Une phase est considérée comme ouverte quand il n’y a plus de tension ni de courant, ou quand le disjoncteur est ouvert. La figure suivante identifie deux façons de procéder. Les anciennes protections ne considéraient que la tension avec la fonction 27. Le courant n’était pas pris en compte pour la mise sous tension de la ligne. Les nouvelles protections de ligne considèrent maintenant la tension et le courant afin de définir l’état de la ligne. 456789 3

6 38 6 826

27A

0: Phase A vivante puisque présence de tension ou courant

50A

1: Phase A ouverte puisque pas de présence de tension ni courant

456789 866 2

9 9386 2 Phase A 52b

Phase A vivante si contact ouvert

Figure 9.5 - Méthode de détection pour une phase Les relais électroniques ou numériques utilisent la technique des fonctions 27-50. Voici par exemple, l’appellation des signaux spécifiant l’état d’une phase hors service chez les fabricants GEC et Schweitzer : Exemple de nomenclature pour une phase ouverte

Schweitzer GEC

SPO Single Pole Open LDPDA Level Detector Pole Dead

Figure 9.6 - Nomenclature de signaux Cependant, les fabricants ne se limitent pas uniquement aux fonctions 27-50. Certains petits postes électriques ne lisent pas la tension de la ligne, mais plutôt la tension de la barre pour des fins d’économie. Dans ce genre de situation, on a pas d’autres choix que d’utiliser les contacts auxiliaires «52b» des disjoncteurs. La tension lue par la protection de ligne demeure présente même avec les disjoncteurs ouverts.


Chapitre-9

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1

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2

9.1.1.2 - Détection de l’état d’une ligne Le circuit suivant détecte tous les états mentionnés en page 185. Le signal «Z» détecte si la ligne est «en» ou «hors» service; Le signal «X» détecte lorsque la ligne est entièrement en service; Finalement, le signal «Y» détecte la discordance de phase. Ces signaux sont utiles pour bloquer ou activer certaines fonctions de la protection de ligne. Par exemple, le circuit de détection de perte de fusible ne doit pas interpréter la discordance de phase comme étant une perte de fusible. Le signal «X» ou «Y» peut alors bloquer la fonction 60. Voir chapitre 7, section 7.1.4.3 page 160. Le signal «Z» pilote les minuteries T1 et T2 de la figure-9.3 page 184.

27A

12

50A 27B

12

50B 27C

12

50C

3

3

3

Pa

X

0: Au moins une phase d'ouverte 1: Trois phases fermées

Pb

Y

1: Discordance de phase

Pc

Z

0: Ligne en service, Au moins une phase d'ouverte 1: Ligne hors service, les 3 phases sont hors services

Les temps de réaction des détecteurs de sous tensions 27 et des minimums de courants 50 ne sont pas les mêmes. Généralement la fonction 50 est plus rapide que la fonction 27.

Ligne hors service

Pour éviter la zone grise séparant les deux temps de réaction, il est préférable de retarder la décision avec l'aide d'une minuterie. Le temps T3 est au minimum une fois et demie le temps du plus lent des détecteurs. Ceci évite d'affirmer par erreur qu'une ligne est hors service.

Pc

Pa

Ligne en service

Pb

X Y Z

Figure 9.7 - Ligne en ou hors service Voici par exemple, l’appellation du signal «Z» spécifiant l’état de la ligne hors service chez les fabricants GEC et Schweitzer : Exemple de nomenclature pour trois phases ouvertes

Schweitzer GEC

3PO LDPD

Three Pole Open Level Detector Pole Dead

Figure 9.8 - Nomenclature de la ligne hors service


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9.1.2 -FENÊTRE DE TEMPS POUR LA MISE SOUS TENSION Lors de la mise sous tension de la ligne, on ne désire pas que le circuit de mise sous tension SOTF demeure actif trop longtemps. S’il n’y a pas eu de détection de défaut lors des premiers 200 millisecondes, la mise sous tension est réussie. On fabrique donc une fenêtre de temps de 200 à 250 millisecondes, valide après la mise sous tension de la ligne. Le circuit de mise sous tension ne peut fonctionner que dans cet intervalle. Voici la manière de procéder. Une bascule S-R génère un signal SOTFE à la figure-9.3 page 184. «Swith On To Fault Enable» On définit le signal SOTFE comme étant la fenêtre de temps d’opération du circuit de mise sous tension. Le circuit de mise sous tension est fonctionnel lorsque SOTFE = 1. Lorsque la ligne est hors tension, la bascule de SOTFE est armée. Lors de la mise sous tension, cette bascule est désarmée après le temps de la minuterie T2 = 200ms. Le signal SOTFE demeure donc actif dans les 200ms suivant la mise sous tension de la ligne. Donc, tout défaut perçu dans ces premiers 200 millisecondes sera éliminé par le circuit de mise sous tension de la ligne. Au moins un disjoncteur fermé

Disj.

Disjoncteurs ouverts

SOTFE 6 Ligne hors service

Délai de mise sous tension de la ligne Généralement entre 200 à 250 ms

Ligne en service

Période où toute détection de défaut de la ligne est soumise à un déclenchement triphasé instantané sans réenclenchement. Figure 9.9 - Mise sous tension Le terme SOTF est assez généralisé d’un fabricant à l’autre. Certains fabricants utilisent le terme LC ou Line Check pour stipuler le circuit de mise sous tension de la ligne. Le terme de la fenêtre de temps SOTFE est moins utilisé. La plupart des fabricants ne donnent tout simplement pas de nom à ce signal.


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9.1.3 -RÉARMEMENT DE LA MISE SOUS TENSION Lorsqu’une ligne devient hors service, deux choix se présente pour le réarmement du circuit de mise sous tension de la ligne SOTF. 1

Armement rapide Réenclenchement avec SOTF

1

Armement lent Réenclenchement sans SOTF

Le chapitre 6, section 6.7 page 140 traite du réenclenchement en détail. Selon le contexte réseau, il peut être préférable que le réenclenchement se fasse soi avec le circuit de mise sous tension, soi avec la philosophie sélectionné par la protection. Le choix revient aux experts des réglages.

9.1.3.1 - Réenclenchement avec SOTF Si nous désirons réenclencher avec le circuit de mise sous tension de la ligne, il faut réarmer la fenêtre de temps SOTFE avant le réenclenchement de la ligne. Il y a une pratique populaire dans le monde des protections. On filtre les bruits électriques en temporisant toute action décisionnelle. Les appareils de protections vivent dans un environnement riche en bruit électrique. L’opération d’un disjoncteur ou d’un sectionneur est un excellent émetteur de bruit électrique, capable d’affecter le bon fonctionnement d’un appareil électronique mal filtré ou mal protégé. Donc, on ne se presse pas pour réarmer la fenêtre de temps SOTFE suite à la mise hors tension de la ligne. Les fabricants fixent en général un délai de 200ms avant de réarmer la fenêtre de temps. Il est évident que l’état de ligne hors service après 200ms ne relève pas d’une mauvaise information due à un bruit ou un manquement quelconque. Le temps d’un réenclenchement excède normalement 800ms, ce qui est largement supérieur au temps du réarmement de la fenêtre de temps. Donc, en réglant le temps de la minuterie T1 de la figure-9.3 page 184 à 200ms, le réenclenchement se fera avec le circuit de mise sous tension de la ligne. Arrivée d'un défaut nécessitant un réenclenchement

Réenclenchement

Au moins un disjoncteur fermé

Disj.


SOTFE 6

Délai de réarmement du SOTF Généralement entre 200ms

Ligne en service

Ligne hors service, normalement plus de 800ms

Période où la fonction de mise sous tension de la ligne SOTF n'est pas fonctionnelle.

Ligne en service

Circuit de mise sous tension réarmé, donc réenclenchement avec mise sous tension de la ligne fonctionnelle.

Figure 9.10 - Réenclenchement avec le circuit SOTF


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9.1.3.2 - Réenclenchement sans SOTF Nous désirons réarmer sans le circuit de mise sous tension de la ligne. Il s’agit donc de fixer le temps de la minuterie T1 de la figure-9.3 page 184 à une valeur largement plus grande que le temps du réenclenchement.

Arrivée d'un défaut nécessitant un réenclenchement

Réenclenchement

Au moins un disjoncteur fermé

Disj.


SOTFE 6

Délai de réarmement du SOTF

Délai dépassant amplement le temps d'un réenclenchement Ligne en service

Ligne hors service, normalement plus de 800ms

Ligne en service

Période où la fonction de mise sous tension de la ligne SOTF n'est pas fonctionnelle.

Figure 9.11 - Réenclenchement sans le circuit SOTF Voici quelques exemples de temps de réarmement de SOTFE selon différents fabricants. Exemple de temps de réarmement de SOTFE par différents fabricants pour réenclencher sans SOTF.

THR = 2 ou 7 secondes GEC = 110 secondes SEL-321 = ajustable par réglage Figure 9.12 - Exemple de temps de réarmement


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2

9.1.4 -CIRCUITS DE DÉTECTION DE DÉFAUT Lors de la mise sous tension de la ligne sur un défaut, la sélectivité ne représente pas un problème. Simplement le fait de savoir que la ligne est en défaut, peu importe où, cela suffit. Il existe deux manières de détecter un défaut pour la mise sous tension de la ligne. 1

Par les seuils de tension (27) et courant (50)

1

Par les comparateurs (Gradin 1, 2 et 3)

Le fabricant utilise une de ces deux méthodes. Il peut même offrir le choix de la méthode. Voyons plus en détail le fonctionnement de chacune de ces méthodes de détection de défaut.

9.1.4.1 - Méthode des comparateurs Les comparateurs Gradin-1, 2 et 3 détectent un défaut de ligne avec un bon niveau d’immunité. C’est-à-dire qu’un comparateur filtre les divers perturbations du réseau dont les harmoniques, composante CC et transients électriques. Normalement les comparateurs doivent franchir leur propre minuterie et la logique de leur philosophie de protection avant de pouvoir déclencher les disjoncteurs. Le circuit de mise sous tension de la ligne SOTF permet aux comparateurs de déclencher directement les disjoncteurs pendant la fenêtre de temps SOTFE. Voir figure-9.13. Certains fabricants n’utilisent que le grand gradin «gradin-3» pour faire le travail de mise sous tension.

Z1

Z2

Z3

67 12φ

88629 48369 112

2

112

4 2

4

SOTF

Logique

3

3

98 9 94

Figure 9.13 - SOTF - Méthode des comparateurs Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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Il reste cependant un petit problème à prendre en considération. Lorsque nous avons à travailler physiquement sur une ligne, ou un équipement qui s’y rapporte «sectionneur, disjoncteur, etc.», nous devons nous protéger contre les phénomènes d’induction en reliant la ligne à la terre avec des sectionneurs de mise à la terre, ou des bretelles de mise à la terre. Si nous oublions d’enlever ces mises à la terre, lors de la mise sous tension de la ligne, un fort courant de défaut apparaît, mais il n’y a aucune tension due à la qualité du court-circuit. Tous les gradins polarisés ne fonctionnent pas. Polarisé veut dire que le gradin passe par l’origine et est purement directionnel. Voir chapitre 2, section 2.1.1 page 24 pour plus de détails. Les gradins 1 et 2 sont donc hors d’usage. Le manuel "Technologie des Protections de ligne 21" explique en détail le fonctionnement des comparateurs. Le comparateur constituant le gradin compare deux vecteurs dont l’un se nomme ÉLÉMENT D’OPÉRATION et l’autre ÉLÉMENT DE POLARISATION. Les deux vecteurs doivent obligatoirement exister pour que le comparateur fonctionne. L’élément d’opération E-IZ définit la portée avant du gradin et il est composé de tension et de courant. Voir chapitre 3, section 3.1.1.2 page 65. Ce vecteur existe en tout temps lors de la mise sous tension de la ligne puisqu’il utilise la tension et le courant. Cependant, l’élément de polarisation n’est composé que d’une tension pour les gradins passant par l’origine. C’est le cas des gradins 1 et 2. L’oublie des mises à la terre menace donc le bon fonctionnement de ces comparateurs. Le chapitre 2, section 2.4 page 48 explique la raison d’être du grand gradin. Son usage est limité à la protection de secours dans les protections de ligne modernes. Il sert aussi à certaines philosophies de protections. Lorsque son usage est limité à la simple protection de secours, on se permet de lui injecter un courant IZ à sa polarisation. Ceci permet l’existence du vecteur de polarisation lors de mise sous tension de la ligne avec les mises à la terre oubliées. Le comparateur du gradin-3 peut donc fonctionner correctement. Cependant, l’injection d’un courant à la polarisation cause une vue arrière au grand gradin. Cela ne nous importe peu face au concept de protection de secours. Ceci explique :)7?7776.77;) @7)777;

XL Gr a d in3

ou gr d an

Gr

in ad

Fonctionnel Opération: E-IZ existe Polarisation: E+IZ existe

-1

is Gradin po lar

-2

din

in ad

é

Non Fonctionnel Opération: E-IZ existe Polarisation: E NUL

g ra

Gr

R

IZ représente la l'image du courant. Il se mesure en volt. Il est converti par un transactor corrigeant aussi son orientation angulaire.

Figure 9.14 - Ajout de courant IZ à la polarisation


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2

pourquoi certains fabricants n’utilisent que le gradin-3 pour le circuit de mise sous tension de la ligne. Les relais électromécaniques KD4 par exemple, n’ont pas de grand gradin. Il ne serait pas utile d’investir beaucoup d’argent pour une fonction aussi transitoire que le circuit de mise sous tension de la ligne. Il existe cependant une solution très intéressante. Voyons l’exemple du relais D2S de Westinghouse. L’encadré «OMX» de la figure suivante représente le relais D2S. Lorsque la bobine HGS est alimentée, le relais D2S injecte un courant IZ à la polarisation du gradin-2, et crée une vue arrière qui englobe l’origine. Son utilité est de verrouiller le gradin-2 sur un défaut près du poste. Autrement dit, un défaut très près du poste diminue trop la tension, le fait d’injecter un courant à la polarisation assure la continuité du fonctionnement du gradin-2. La figure suivante montre que le(s) contact(s) du gradin-2 actionne la bobine HGS lorsque le défaut est à l’intérieur du gradin2. Le même principe peut s’appliquer au gradin-1. Lorsque la ligne est hors service, le relais de sous tension 27x active la bobine HGS et maintient la vue arrière du gradin. Lors de la mise sous tension de la ligne, s’il n’y a pas +129Vcc

27/59 2

62X

Gradin-2

27X

27

27X 10

OMX

1 2

10

27X

HGS

R

62X

94-2 31

59

27X 62-11

HGS 62-12

62-11

62-12

1

1 A 2

62X G9

E9

94-2A 31

94-2B 31

G10

21

79-2 BL

E10

62-11

62-12

11

-129Vcc 21-2 1A

21-2 1B

21-2 1C

21-2 31

Gradin-2

Figure 9.15 - Logique pour injection de courant IZ - Relias électromécanique Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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de défaut, le relais de sous tension 27 se retire et la bobine HGS prend entre 200ms et 400ms à se désalimenter. Un condensateur à l’intérieur du relais D2S est responsable de se temps de maintien de la bobine HGS. Donc, la période de mise sous tension est couverte par le délai de retombé de la bobine HGS. Par la suite, le gradin-2 est polarisé. C’est à dire qu’il passe par l’origine et n’a plus de vue arrière. Si la mise sous tension se fait avec les mises à la terre oubliées, le gradin-2 est capable de fonctionner dû à l’injection de courant IZ par le D2S à la polarisation du gradin-2.

9.1.4.2 - Méthode des seuils Pour la mise sous tension de la ligne, si nous optons pour la méthode des seuils de tension et courant 27-50, le gradin qui englobe l’origine n’est plus nécessaire. Par exemple, tous les gradins du relais SEL-321 de Schweitzer passent par l’origine puisque ce relais n’utilise que la méthode 27-50 pour la mise sous tension de la ligne.

27A 50A 27B 50B

13

2

27C 50C

Une situation peut nous obliger à Z1 Z2 Z3 utiliser la méthode des seuils 27-50 67 1234536789 4 plutôt que les comparateurs pour le

2 39 49684 12φ circuit de mise sous tension de la ligne. Le choix d’une philosophie de 112 114 protection utilisant le blocage pour un 2 2 SOTF défaut arrière. Pour détecter ce défaut arrière, on doit orienter le grand gradin 235 234 24 complètement vers l’arrière. Pour ne Logique voir qu’en arrière, ce gradin doit passer 1 1 126 par l’origine. Ce gradin ne peut plus 6789 être utilisé comme protection de 97 9 secours, et il ne peut plus déclencher les disjoncteurs. Certains fabricants comme Figure 9.16 - SOTF avec les seuils Schweitzer ont un quatrième gradin pouvant prendre la relève de la protection de secours. Lors de la mise sous tension de la ligne, il n’est pas normal que la tension soit inférieure à un certain seuil « relais 27 actif », et de dépasser un seuil minimum de courant « relais 50 actif ». Si le cas se produit à l’intérieur de la fenêtre de temps SOTFE, on déclenche aussitôt la ligne. Afin de laisser les fonctions 27 et 50 compléter leurs actions, on attend le temps de la minuterie T4. Voir figure précédente. Ceci empêche le chevauchement défavorable des fonctions 27-50. Par exemple, à l’intérieur de la fenêtre de temps SOTFE, sans minuterie T4, si la fonction 50 répond avant la fonction 27, il y a déclenchement de la ligne alors qu’il n’y avait pas de défaut.


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9.2 - Mode de base 9.2.1 -CLIENT SEULEMENT EN VUE Imaginons que nous voulions protéger une ligne alimentant que des villes, villages et industries. Si un défaut se produit chez un client, il serait dommage de déclencher la ligne de répartition électrique, et pénaliser inutilement tous les clients qui ne sont pas en cause avec le défaut. Premièrement chaque ville, village et industrie possède un poste de distribution électrique avec des transformateurs abaisseurs de tension appropriés à leur besoin. Ce petit poste est équipé de protections élémentaires dont des relais de surintensité 50 et/ou surintensité de neutre 50N, et de protections différentiels. Si un défaut se produit chez un client, la surintensité actionnera la protection de surintensité du petit poste, s’empressant ainsi de libérer la localité en défaut seulement.

EXTRÉMITÉ FORTE

Extrémité faible

Ligne-A

12

12

12

Poste-1

0

0 112

Circuit 21 du poste-1 Village

Papetière

Village

2

PROTECTION LIGNE-A

Figure 9.17 - Réseau avec clients en vue seulement La protection de ligne 21 de la ligne de répartition doit protéger la ligne en entier. Elle peut percevoir les défauts jusqu’au transformateur abaisseur chez le client. Généralement, la réactance XT du transformateur ne permet pas au gradin de traverser le transformateur. Cependant, un défaut se produisant à l’intérieur du poste client, dans la zone visible par le gradin-2 de la protection de ligne, risque de pénaliser les autres clients inutilement. L’astuce afin d’éviter l’indésirable est la base du temps. Le gradin-1 est instantané et ne doit pas percevoir de client. On réduira donc sa portée de sorte qu’il ne perçoive pas de client. Il est même possible de mettre le gradin-1 hors service si le Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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0

0 112

Circuit 21 du poste-1

4

PROTECTION LIGNE-A

Figure 9.18 -

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2

premier client est trop près du poste de répartition. Le deuxième gradin est temporisé. On peut ajuster le temps de réaction du gradin-2 TZ2, afin de laisser amplement le temps aux protections d’opérer chez les clients s’ils détectent un défaut dans leur localité. Ainsi, un défaut du côté client est rapidement isolé par ses propres protections, et évite de pénaliser les autres clients en préservant la ligne de répartition.

EXTRÉMITÉ FORTE

Courant de défaut

Ligne-A

12

Extrémité faible 12

12

Poste-1

0

0 112


Papetière

Village

2

PROTECTION LIGNE-A

Figure 9.19 - Défaut visible par Z2 se produisant du côté client

EXTRÉMITÉ FORTE

Courant de défaut

Ligne-A

12

Extrémité faible

12

12

Poste-1

0

0 112


Papetière

Village

2

PROTECTION LIGNE-A

Figure 9.20 - Défaut se produisant sur la ligne Si par contre le défaut se produit sur la ligne de répartition, le courant de défaut est en amont des clients. C’est à dire que le courant de défaut n’est pas perçu par aucune Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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protection chez les clients. Le gradin-2 de la protection de ligne perçoit le défaut et attend le délai TZ2. À la fin du délai, la protection de ligne 21 déclenche la ligne. Aucun lien de communication est nécessaire dans le contexte actuel. La stratégie est de définir le niveau de priorité de chaque protection par le temps de leur réaction. Les relais de surintensité 50 et protections différentielles sont pratiquement instantanés, donc prioritaires. Vient ensuite le gradin-2 de la protection de ligne. Évidemment le gradin-1, si existant dans la protection de ligne, demeure instantané mais ne voit aucun client dû à sa portée très courte.

9.2.2 -MALT RAPIDE - RÉACTANCE DU TRANSFORMATEUR La figure suivante nous montre une ligne protégée par une protection de ligne. L’autre extrémité possède un transformateur abaisseur. Pour une question d’économie et/ou de contexte réseau, nous désirons déclencher la ligne pour tout défaut de ligne en aval du transformateur. Le problème est que la réactance du transformateur empêche les gradins de la protection de ligne de percevoir les défauts sur la ligne côté basse tension. Afin de s’assurer que la protection de ligne fonctionne, on ferme des sectionneurs de mise à la terre rapide «MALT rapide» côté haute tension afin de provoquer un défaut visible par la protection.

EXTRÉMITÉ FORTE

Ligne-A

0 112

Courant de défaut

Sectionneur de mise à la terre rapide

Poste-1

0

123

Circuit 21 du poste-1

Village

Extrémité faible

2

PROTECTION LIGNE-A

Figure 9.21 - Sectionneur de mise à la terre rapide


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9.2.3 -MODE DE BASE AVEC LA COMPENSATION SÉRIE La compensation série est digne d’un chapitre à elle seule. Brièvement, une protection de ligne 21 ne peut pas fonctionner proprement avec la compensation série. Des protections primaires tels le LFCB et le LR91 sont des protections de type différentielles capables de fonctionner avec la compensation série. Cependant ces protections sont totalement dépendantes des liens de communication puisqu’ils doivent se parler entre eux. On se doit donc d’avoir une protection autonome ne dépendant pas de lien de communication. Les protections de ligne 21 dont le LZ96 et le SHNB-103 accomplissent la tâche de protection de relève. Les protections de lignes servant de relève sur la compensation série doivent avoir certaines particularités non habituelles dans les protections standards. Voici en bref les différences avec les protections conventionnelles : Protection de ligne conventionnelle

Protection de ligne pour compensation série

Délai du Gradin-1

Instantané

Temporisé à environ 150 ms

Gradin-1 en service

Toujours

Seulement si les liens de communications du relais LFCB et LR91 sont rompus sur les deux protections pour une raison quelconque.

Mémoire de la polarisation

Toujours en circuit et mémoire de courte durée.

Se découple du réseau lors de défaut. Mémoire de longue durée pour le SHNB. Mémoire de courte durée pour le LZ96.

Tableau 9.1 - Comparaison de protections de ligne Bien d’autres particularités concernent ces protections mais il serait préférable de traiter du contexte de la compensation série en un chapitre à part.


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2

9.2.4 -MODE DE BASE AVEC SOURCE À HAUTE RÉACTANCE EN RÉSEAU ILOTÉ. Cette particularité s’applique aux Iles de la Madeleine qui ne possède qu’une seule centrale électrique. Chaque alternateur possède une réactance synchrone très élevée (Xd = 2.5 Pu). Dès qu’un défaut se produit sur une ligne de transport, la relation entre la réactance XL de la ligne et la réactance synchrone Xs des alternateurs crée une chute de tension très importante dans la centrale. La réactance de la ligne est très faible par rapport à la réactance synchrone de l’alternateur. Comme la centrale fonctionne avec d’immenses moteurs diesels, la chute de tension affecte le bon fonctionnement de certains organes (pompe ou compresseur) essentiels au bon fonctionnement de ces moteurs, ce qui entraîne l’arrêt de la centrale. Donc, la protection de ligne doit éliminer le défaut le plus rapidement possible afin d’empêcher la perte de la centrale. Le délai du gradin-2 pose un problème puisque son temps de réaction est trop long. Il faut donc développer une stratégie. La stratégie habituelle de la figure suivante ne convient plus pour le cas des Iles de la Madeleine.

Client Poste - Centrale Centrale des Iles

4)

492 &) Source

& Ligne

CT PT

Relais 21 Client

ARRANGEMENT PROBLÉMATIQUE

Figure 9.22 - Réactance synchrone Xs trop élevée MODÈLE DU TRANSFORMATEUR

Les lignes de transport des Iles de la Madeleine sont de longueur relativement courte. La réactance des transformateurs de distribution sur le parcours de la ligne est relativement importante par rapport à la réactance XL de la ligne. La figure-9.23 montre le modèle électrique du transformateur.


MODÈLE TRANSFORMATEUR &1234

&789

Client

&456 Client

On exclut ici le rapport de transformation

Figure 9.23 - Modèle du transformateur

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1

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2

La réactance totale du transformateur XT = Xprim + Xsec correspond en équivalence à des centaines de kilomètres de ligne. La stratégie est donc d’ajuster la portée du premier gradin afin qu’il termine sa course à l’intérieur des transformateurs de distribution. De cette façon, la protection perçoit la ligne en entier, mais ne perçoit pas le client. De plus, le gradin-1 est instantané et libère donc le défaut avant même que la centrale soit perturbée.

Poste - Centrale Centrale des Iles

4)

Source

11234

1567

Client

12

123453647

13

Transformateur plus loin

Ligne

CT PT

Relais 21

11234

1567

Client

Transformateur plus près ARRANGEMENT FONCTIONNEL

Figure 9.24 - Gradin-1 avec dépassement, exploitant la réactance des transformateurs L’exemple des Iles de la Madeleine démontre qu’il est possible d’imaginer une stratégie propre à un contexte de réseau particulier. Les liens de communication sont totalement inutiles et trop coûteux dans ce contexte. L’idée de limiter la portée d’un gradin-1 dans un transformateur s’applique aussi à certaines protections de ligne regardant d’un poste élévateur vers une centrale. Nous reviendrons ultérieurement pour les protections de ligne entre poste et centrale.


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2

9.3 - Accéléré sans dépassement (PUR) 9.3.1 -MISE EN SITUATION Voyons d’abord la situation. Nous avions vu au chapitre 2, section 2.3.1 page 33 que le gradin-1 couvre au maximum 80% le la ligne à protéger et section 2.3.2 page 41 que le gradin-2 couvre au minimum 120%. Lorsqu’un défaut se produit entre 20% et 80% de la ligne, les premiers gradins des deux extrémités de la ligne perçoivent ce défaut et déclenchent instantanément leur disjoncteur. Mais, que se passe-t-il lorsque le défaut se produit entre 0% et 20%, ou entre 80% et 100% de la ligne ? Il s’agit de zones grises. La protection qui perçoit un défaut entre 0% et 20%, traite ce défaut en premier et deuxième gradin. Voir le poste-D de la figure suivante. La protection de l’autre extrémité qui perçoit le défaut entre 80% et 100%, ne traite ce défaut qu’en deuxième gradin. Voir le poste-G de la figure suivante. 120%

80%

Poste-G

vu du poste-D

8

Ligne-X02

Ligne-X01

vu du poste-G

Poste-D Ligne-X03

80% 120%

1

0

0 112

2

Le fait de percevoir le défaut en zone-1 m'assure que le défaut est véritablement sur ma ligne. Lorsque je perçoit le défaut en zone-2 seulement, s'agit-il de : ma ligne (X) du poste ou de l'autre ligne (Y)

PROTECTION LIGNE-X02

Disjoncteur fermé Disjoncteur en déclenchement Disjoncteur ouvert

2 0

0 112

2


Figure 9.25 - Défaut dans un premier 20% de la ligne La protection du poste-D qui perçoit le défaut en premier gradin ne représente aucun problème. Son action est instantanée. Par contre, la protection du poste-G qui ne perçoit le défaut qu’en deuxième gradin est indécise concernant la véritable appartenance du défaut. Le défaut est-il sur la ligne à protéger (Ligne-X02 section X de la figure précédente), ou est-il au-delà de la ligne à protéger (Section Y de la figure précédente) ? Dans le doute, on doit attendre avant d’agir. La minuterie du deuxième gradin TZ2 offre ce délai d’attente. Si le Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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temps d’activation du gradin-2 excède le délai TZ2, alors la protection déclenche son disjoncteur de ligne. Normalement ce délai se situe entre 20 et 30 cycles. Si le défaut se produit à l’intérieur du poste-D, les protections internes au poste-D (différentiel de barre, surintensité, … ) ont amplement le temps d’isoler le défaut avant même que le deuxième gradin du poste-G ait le temps de réagir. Si le défaut se produit sur la ligne-X03, à un endroit dont le gradin-2 du poste-G peut le percevoir, voir figure suivante, la protection de ligne située au poste-D protégeant la ligne-X03 perçoit ce même défaut en gradin-1 et élimine très rapidement le défaut.

Poste-G

Ligne-X02

Ligne-X03

Ligne-X01

Poste-D

0 112

Circuit du poste-G

4

Circuit du poste-D


0 112

4

0

Circuit du poste-D


Figure 9.26 - Défaut hors zone Il est très rare qu’un gradin-2 se rende à terme de sa minuterie. Si tel est le cas, nous avons de sérieux problèmes avec plusieurs protections.


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9.3.2 -SOLUTION AVEC LIEN DE COMMUNICATION Si le défaut a lieu entre 80% et 120% de la ligne (Voir zone X de la figure suivante), le deuxième gradin du poste-G apprécierait en avoir une confirmation. Avoir la certitude que le défaut est sur la ligne à protéger (Ligne-X02), le deuxième gradin du poste-G pourrait outrepasser la minuterie TZ2 et déclencher son disjoncteur le plus rapidement possible. Seuls les gradins 1 ou 2 du poste-D peuvent fournir cette information. Dû au fait que les gradins 1 et 2 du poste-D soient directionnels, ils ne peuvent percevoir que les défauts étant sur la ligne-X021. Considérons le gradin-1 du poste-D. Ce gradin peut confirmer au gradin-2 du poste-G que le défaut qu’il perçoit est bien sur la ligne à protéger. 120%

80%

Poste-G

vu du poste-D

123456

Ligne-X02

Ligne-X01

vu du poste-G Disjoncteur fermé Disjoncteur en déclenchement Disjoncteur ouvert

34

35 112

678

Poste-D Ligne-X03

80% 120%

1

Le gradin-1 du poste-D peut confirmer au gradin-2 du poste-G que le défaut qu'il perçoit est bien la portion X. Soit un défaut sur la ligne X02.

6789

34

35 112

2

12234353 6176893 166 7

12

123456657289 238 2


123365

2

678

5

12

6789


123345

Figure 9.27 - Confirmation par lien de communication Donc dans l’exemple de la figure précédente, le défaut se produit dans le dernier 20% de la ligne. Le gradin-1 du poste-D le perçoit. Au poste-G, le défaut n’est perçu que par le gradin-2. Le gradin-1 du poste-D, qui est un gradin sans dépassement (voir chapitre 2, section 2.3.1 page 33), émet un signal à la protection du poste-G pour aviser le gradin-2 d’outrepasser sa minuterie. On dit que le gradin-2 est accéléré dans le temps. En anglais on utilise l’expression Aided Trip pour dire que le deuxième gradin est aidé pour opérer plus rapidement. D’autres comme Schweitzer donneront l’indication COM pour faire allusion que le lien de communication a été utilisé.

1.Le gradin-2 du poste-D perçoit une partie de la ligne X01. Mais cela ne dérange en rien la confirmation du gradin-2 du poste-G par les gradins 1 ou 2 du poste D. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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L’expression ACCÉLÉRÉ SANS DÉPASSEMENT peut être dite comme suit : Le gradin-2 est accéléré dans le temps avec l’aide du gradin-1 de l’autre extrémité de la ligne qui est un gradin sans dépassement. C’est à dire que la portée du premier gradin ne dépasse pas la longueur de la ligne, sa portée n’étant que de 80%. L’expression PUR 6Permissive Under Reach peut être dite comme suit : Le gradin-1 qui ne dépasse pas la longueur de la ligne (Under Reach), permet (permissive) au gradin-2 de l’autre extrémité de fonctionner immédiatement.

CONDITIONS NÉCESSAIRES À L’APPLICATION DE LA PHILOSOPHIE Afin de pouvoir appliquer cette philosophie, les critères suivants doivent être rencontrés. La ligne est suffisamment longue de sorte que la résistance de l’arc ne menace pas le bon fonctionnement du gradin-1. Il est possible d’appliquer la philosophie Accélérée Sans Dépassement sur une ligne courte si nous adoptons la forme quadrilatère du gradin afin d’englober la résistance de l’arc. Voir chapitre 2, section 2.3.1.5 page 35 La ligne n’est pas soumise à la compensation série. Pas d’extrémité faible. Les deux extrémités de la ligne doivent être capables d’alimenter un défaut sur la ligne.


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9.3.3 -DÉFAUT HORS ZONE La figure-9.26 représente une vue simplifiée du défaut hors zone. La figure suivante montre le même défaut en tenant compte de la philosophie POR. Seul le deuxième gradin du poste-G perçoit le défaut. Cependant, il ne reçoit aucune confirmation du gradin-1 du poste-D. Le gradin-1 du poste-D est orienté vers la ligne X02. Un défaut sur la ligne X03 est donc considéré comme en arrière pour ce gradin, et est donc hors zone. Conséquemment, le gradin-2 du poste-G est limité à sa minuterie TZ21. Normalement, le défaut de la figure suivante doit être isolé rapidement2 par les protections de la ligne X03. Une fois le défaut isolé par les protections de la ligne X03, le gradin-2 du poste-G ne perçoit plus de défaut. 120%

80%

Poste-G

vu du poste-D

Poste-D

Ligne-X02

Ligne-X01

vu du poste-G

Ligne-X03


34

35 112

678

6789

12

120%

34

Le gradin-1 du poste-D protégeant la ligne X02 ne voit pas le défaut de la ligne X03. Ce défaut se trouve derrière pour ce gradin. Donc il n'y a pas d'accélération.

2


123456

80%

12234353 6176893 166 7

35 112

678

5

123456657289 238 2

6789

2

12 PROTECTION LIGNE-X02

Figure 9.28 - Défaut hors zone

1.De l’ordre de 20 à 30 cycles. 2.Le temps normal pour isoler un défaut est de l’ordre de 4 à 6 cycles. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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9.3.4 -PROBLÈME CONSÉQUENT D’UN DISJONCTEUR DÉJÀ OUVERT LORS D’UN DÉFAUT Jusqu’à maintenant, le défaut était alimenté par les deux extrémités de la ligne, assurant ainsi le bon fonctionnement des protections de ligne dans les deux extrémités de la ligne. Mais, qu’arrive-t-il si une extrémité de la ligne n’est pas alimentée suite à un disjoncteur ouvert ? En regardant la figure suivante, on voit que le disjoncteur de la ligne X02 est ouvert au poste-D. Un défaut sur la ligne X02 n’est donc pas alimenté par le poste-D, empêchant ainsi la protection de ce même poste de fonctionner normalement. Si le défaut se produit dans le gradin-1 de la protection du poste-G, le défaut sera rapidement isolé. Mais si le défaut se produit à l’extérieur du gradin-1 de la protection du poste-G, soit entre 80% et 100% à partir du poste-G, nous avons un problème. La figure suivante montre un défaut perçu que par le gradin-2 du poste-G. Ce gradin-2 est temporisé1 et attend un signal d’accélération. Comme la protection du poste-D ne fonctionne pas faute d’alimentation, il n’y aura pas d’émission de signal d’accélération de la part du poste-D. Ce qui présente un problème à notre philosophie. 120%

80%

Poste-G

vu du poste-D

8

Ligne-X02

Ligne-X01

vu du poste-G Disjoncteur fermé Disjoncteur en déclenchement Disjoncteur ouvert

0

0 312

4

120%

0

0 312

8 ! "

$%76&

Ligne-X03

80%

La protection de ligne du poste D ne fonctionne pas puisque le défaut n'est pas alimenté. Le disjoncteur est ouvert. La protection du poste G ne peut donc pas recevoir d'accélération en provenance du poste D.

$%79&

Poste-D

123456657289 238 2

123365

4

$%76&

#


$%79&


123345

Figure 9.29 - Problème généré par un disjoncteur ouvert Si la grandeur du courant de court-circuit est élevée, laisser perdurer un défaut le temps de TZ2 ne sera pas très apprécié.

1.Minuterie TZ2 temporisé de 20 à 30 cycles. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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La solution est d’une grande simplicité. Le gradin-2 du poste-G ne pourra jamais percevoir un défaut plus loin que le disjoncteur ouvert. Il est donc évident que tout défaut perçu par la protection du poste-G appartienne obligatoirement à la ligne lorsque le disjoncteur de l’autre extrémité est ouvert. On peut donc considérer l’état du disjoncteur avec son contact auxiliaire 52b1. Si le disjoncteur est ouvert au poste-D, on émet en permanence un signal d’accélération vers le poste-G afin de confirmer l’appartenance du défaut à la ligne. 120%

80%

Poste-G


34

123456

Ligne-X02

Ligne-X01

75

vu du poste-D

35 112

vu du poste-G

Ligne-X03

80%

120%

Afin d'assurer l'accélération du poste G lors de l'ouverture du disjoncteur au poste D, on utilise les contacts auxiliaires 52b des disjoncteurs afin d'émetre en permanence.

6789

Poste-D

75

34

35 112

2

12234353 6176893 166 7

678

678

5

12

123456657289 238 2


123365

6789

2

12 PROTECTION LIGNE-X02

123345

Figure 9.30 - Émission par l’état du disjoncteur Cette technique d’accélération par l’état du disjoncteur s’applique dans les deux extrémités de la ligne.

1.La position du contact auxiliaire 52b d’un disjoncteur est toujours l’inverse de celui du disjoncteur. Si le disjoncteur est ouvert, le 52b est fermé. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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9.4 - Accéléré avec dépassement (POR) 9.4.1 -MISE EN SITUATION Lorsqu’une ligne est très courte, la résistance d’arc du défaut n’est plus négligeable. Le gradin-1 risque de ne pas fonctionner correctement. Il est donc possible que le signal d’accélération ne soit pas émis pour un défaut très près du poste. Voir figure-2.17 chapitre-2 page 37. Cette situation n’est pas acceptable. Il existe deux manières de corriger la situation. La première solution consiste à modifier la forme du gradin-1 afin d’englober la résistance de l’arc. Voir lesfigure-2.20 page 39 et figure-2.22 page 40. Cette solution ne convient pas toujours. La technologie de la protection de ligne en cause ne permet peutêtre pas de modifier la forme du gradin. Si la ligne est extrêmement courte, il est possible que le gradin-1 soit mis hors service. La deuxième solution consiste à utiliser le gradin-2 comme émetteur de signal d’accélération. Supposons que le contexte oblige l’usage de la deuxième solution. La figure suivante ne considère plus le gradin-1, même s’il est toujours actif. Le problème du gradin-2 est de discerner l’appartenance du défaut à la ligne dû au fait qu’il perçoit aussi les défauts entre 100% et 120%. Le gradin-2 est avec dépassement. La temporisation TZ2 corrige ce problème en retardant l’opération du gradin-2. Mais si le défaut est bien sur la ligne, il serait intéressant d’accélérer le fonctionnement du gradin-2 afin de dégager rapidement le défaut. 120%

vu du poste-D

Poste-G

Poste-D Ligne-X02

Ligne-X01

Ligne-X03

8 vu du poste-G

0 112

2

120%


0 112

Nous ne travaillons qu'avec les gradins-2. Les gradins-1 sont hors services ou non fiable. Lorsque le défaut est perçu en gradin-2, nous ne savons pas si le défaut appartient à la ligne X02 ou non.


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Figure 9.31 - Usage de gradin-2 seulement Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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9.4.2 -SOLUTION AVEC LIEN DE COMMUNICATION La portée du gradin-2 est purement directionnelle. Cette caractéristique peut aider à la protection de l’autre extrémité de la ligne à connaître l’appartenance du défaut. Par exemple, le gradin-2 du poste-G de la figure suivante perçoit un défaut. Si le gradin-2 du poste-D perçoit aussi le défaut, ce défaut se produit sur la ligne à protéger. L’usage des liens de communication permet aux gradins-2 d’accélérer l’autre extrémité. Comme la portée du gradin-2 dépasse la longueur de la ligne, on dit que l’accélération est faite avec dépassement, d’où l’expression Accéléré avec Dépassement. Le terme anglais est Permissive Over Reach POR. 120%

vu du poste-D

Poste-G

Poste-D Ligne-X02

Ligne-X01

Ligne-X03

8 vu du poste-G

%6

0 112

120%

Les gradins-2 sont directionnels. Ils peuvent donc s'autoconfirmer ou s'autoaccélérer pour un défaut appartenant à la ligne.

$%79&

$ 8 ! "

2

$%76&

%6

112

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2

$%76&

%

1234566572897238 2

0




Figure 9.32 - Accélération avec le gradin-2 La philosophie «Accéléré avec dépassement POR» connaît certains problèmes que la philosophie «Accéléré sans dépassement PUR» n’a pas. Avec la philosophie de protection PUR, si les liens de communication ne fonctionnent pas et que le défaut se produit entre 0% et 20% de la ligne, l’extrémité éloignée ne déclenche pas avant le délai TZ2. Cependant, avec la philosophie de protection POR, si les liens de communication ne fonctionnent pas et que le défaut se produit entre 0% et 100% de la ligne, les deux extrémités ne déclenchent pas avant leur délai TZ2. La section 9.7 page 215 explique aussi un autre problème que peut vivre la philosophie POR lors d’inversion de courant sur des lignes adjacentes.


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9.4.3 -UN DISJONCTEUR EST DÉJÀ OUVERT EN EXTRÉMITÉ DE LIGNE En regardant la figure suivante, on voit que le disjoncteur de la ligne X02 est ouvert au poste-D. Un défaut sur la ligne X02 n’est donc pas alimenté par le poste-D, empêchant ainsi la protection de ce même poste de fonctionner normalement. Si un défaut se produit sur la ligne X02, le fait que la protection du poste-D ne fonctionne pas, empêche l’émission d’un signal d’accélération vers le poste-G. Le gradin-2 du poste-G n’est donc pas accéléré et doit attendre la fin de la minuterie TZ21. La situation n’est pas acceptable. On utilise donc l’état du disjoncteur par son contact auxiliaire 52b2. Si le disjoncteur est ouvert, on émet en permanence un signal d’accélération vers l’autre extrémité. De toute manière, la protection du poste-G ne peut percevoir un défaut au delà du disjoncteur ouvert au poste-D. 120%

vu du poste-D

Poste-G

Poste-D Ligne-X02

Ligne-X01

Ligne-X03

8 vu du poste-G

%6

0 112

$%79&

3333 120%

Si le disjoncteur est ouvert au poste-D, le gradin-2 du poste-G ne peut pas percevoir de défaut au delà de ce disjoncteur ouvert. La protection du poste-D ne peut fonctionner puisque le défaut n'est pas alimenté par cette extrémité. On utilise donc le contacte auxiliaire 52b du disjoncteur pour émettre un signal d'accélération en permanence.

2

$ 8 ! "

$%76&

%

1234566572897238 2


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0 112

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2

$%76& PROTECTION LIGNE-X02


Figure 9.33 - Émission du signal d’accélération avec le contact 52b

1.Minuterie TZ2 temporisé de 20 à 30 cycles. 2.La position du contact auxiliaire 52b d’un disjoncteur est toujours l’inverse de celui du disjoncteur. Si le disjoncteur est ouvert, le 52b est fermé. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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9.4.4 -DÉFAUT HORS ZONE À la figure suivante, un défaut se produit en dehors de la zone à protéger. Le gradin-2 du poste-G perçoit le défaut, mais ne reçoit pas de signal d’accélération de la part du poste-D, puisque le gradin-2 du poste-D ne perçoit pas le défaut. Si le défaut est à l’intérieur du poste-D, il revient donc aux protections différentielles ou protection de surintensité d’isoler ce défaut. Si le défaut se situe sur la ligne X03, il revient donc aux protections de la ligne X03 à isoler le défaut. Les protections de la ligne X02 ne doivent pas réagir sur un défaut qui ne leur appartienne pas. 120%

vu du poste-D

Poste-G

Poste-D Ligne-X02

Ligne-X01

Ligne-X03

8 vu du poste-G

%6

0 113

120%

%6

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2

%

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1234566572897238 2

0 113

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2

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Figure 9.34 - Défaut hors zone


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9.5 - Protection de ligne Poste-Centrale Voici un exemple de protection utilisant le mode de base au poste-D, et le mode accéléré avec dépassement «POR» au poste-G. Il est possible de mélanger certaines philosophies de protection selon le besoin. L’exemple de la figure suivante ne s’applique pas à toutes les centrales. Tout dépend de la configuration du réseau électrique de la centrale. Prenons un exemple de la région manicouagan. En général, les alternateurs ont un transformateur élévateur de 13.8 kV à 315 kV. Ce transformateur est réactif et son impédance se situe entre 0,15 PU et 0,25 PU. Le poste-G de la centrale connecte une ligne de 315 kV vers un poste-D de transport, poste élévateur de 315 kV à 735 kV. Supposons la centrale de Manic-3 avec le poste Micoua. La protection du poste-G regardant vers le poste-D de transport, ne doit pas traiter les défauts à l’intérieur du poste-D. Voir figure-9.36. Le gradin-2 devra donc être temporisé avec une minuterie TZ2 et recevoir une confirmation de la protection du poste-D afin d’être accéléré si le défaut est sur la ligne 315 kV. Généralement, la centrale est relativement près du poste de transport. La courte longueur des lignes 315 kV peut même exiger la mise hors circuit du gradin-1, l’impédance de la ligne étant beaucoup trop faible.

3

ALTERNATEUR Source

4 5 Km

4)

Transfo. de puissance 13.8 à 315 KV

CT

CT

123456

PT

PT

Relais 21

Relais 21

Poste - Centrale

34

Autres sources

56789

315KV à 735KV

Poste - Élévateur Protection de ligne Au poste

112

2

5679

3

34 112

12

2

Protection de ligne À la centrale

12

12234353 1672893 17 7

97897817

123365

123345

Figure 9.35 - Exemple de protection poste-centrale Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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La protection de ligne du poste-D de transport regardant en direction de la centrale agit différemment. Si la ligne 315 kV ne se relie qu’à un seul transformateur 13,8 kV à 315 kV, il faudra libérer la ligne d’une manière ou d’une autre si il y a défaut. Donc, les gradin-1 et gradin-2 de la protection du poste-D peuvent être réglés pour percevoir la ligne entière jusqu’à l’intérieur du transformateur élévateur de l’alternateur, environ 40% à 60% des enroulements. Comme ce transformateur est très réactif, il peut équivaloir à des centaines de kilomètres de ligne. Il est donc facile de régler la porté des gradins du posteD vers la centrale. La protection du poste-D ne nécessite pas d’accélération. Si la topologie de la centrale exige une meilleur sélectivité du défaut de la ligne, il peut devenir nécessaire d’utiliser l’accélération à la protection de ligne du poste-D et d’abandonner le gradin-1.

3

ALTERNATEUR Source

4 5 Km

4)

Transfo. de puissance 13.8 à 315 KV

CT

CT PT

PT

Relais 21

Relais 21

Poste - Centrale

Autres sources

123456 315KV à 735KV

34

56789

Poste - Élévateur Protection de ligne Au poste

112

2

5679

3

34 112

12

2

Protection de ligne À la centrale

12

12234353 1672893 17 7

97897817

123365 123345 Figure 9.36 - Défaut à l’intérieur du poste élévateur


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9.6 - Liens de communication hors service Pour les philosophies de protection accélérées avec ou sans dépassement (POR, PUR), la perte du lien de communication représente un problème. Sans lien de communication, il n’y a plus d’accélération du gradin-2. Nous devons donc choisir un mode par défaut. Selon le contexte local du réseau où se trouve la protection, il peut être préférable de maintenir le gradin-2 accéléré en permanence, ou de ne pas l’accélérer du tout. Si le courant de court-circuit est tel que le défaut doit être isolé très rapidement, on opte pour l’accélération permanente lors de la perte du lien de communication. Si par contre le courant de court-circuit est supportable et que le délai TZ2 du gradin-2 en cause permet une meilleure coordination avec d’autres protections environnantes, et bien on n’accélère pas le gradin-2 lors de perte de lien de communication. La note-6 de la figure suivante représente ce choix. Les contacts 83L/85 représentent l’état des liens de communication. Normalement, les protections de ligne sont doublées à Hydro-Québec. Tant qu’une protection fonctionne correctement, l’autre protection en faute ne modifie rien à la philosophie. Mais si les deux protections perdent simultanément leur lien de communication, alors la règle s’applique.

Protection A Hors service si fermé Contact de l’unité de tonalité

À être branché à la demande

de la direction réseau de transport et interconnexions.

Protection B Hors service si fermé

Opto Coupleur de la protection sevant à accélérer le Gradin-2

Exemple du Quadramho

Figure 9.37 - Perte de lien de communication Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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9.7 - Problème causé par l’inversion de courant La philosophie de protection «Accéléré avec dépassement» POR, nous expose à un problème que l’on ne retrouve pas avec la philosophie «Accéléré sans dépassement» PUR. Une inversion de courant de défaut passant sur une ligne, peut entraîner le déclenchement de cette même ligne, alors que le défaut ne lui appartient pas. L’expression Déclenchement par sympathie peut être utilisée pour signifier ce phénomène. On retrouve ce problème dans la configuration suivante du réseau: Deux lignes très courtes, adjacentes, dont les deux extrémités sont reliées à des sources. Voyons en détail ce problème en question.

9.7.1 -MISE EN SITUATION Selon la figure suivante, nous avons deux lignes adjacentes extrêmement courtes. Une source forte est reliée au poste D, et une source plus faible est reliée au poste G. Il est impossible d’utiliser les gradins-1 dus à la trop faible longueur des lignes X01 et X02. Afin d’englober la résistance de l’arc, les gradins-2 sont ajustés à plus de 180%. Les deux lignes sont en service dans le but de garantir une continuité de service au cas où une des deux lignes déclenche. Exemple d’une aluminerie. Le défaut se produit sur la ligne X01, à l’intérieur du chevauchement des gradins-2 des protections de la ligne X02. Le fait que les gradins-2 soient à 180%, leur portée se chevauche sur la ligne adjacente Chevauchement des gradins

Poste-G Disj-1G

Ligne-X01

Poste-D Disj-1D

Source

12

Portée du gradin-2, ligne X02, poste D Disj-2G

Ligne-X02

4) Disj-2D

Portée du gradin-2, ligne X02, poste G

Figure 9.38 - Chevauchement des gradins-2 de la ligne X02

9.7.2 -CAS D’INVERSION DE COURANT AVEC CIRCUIT CONVENTIONNEL 9.7.2.1 - Étape 1 : Arrivée du défaut Voir la figure-9.39. La tension de barre au poste D du côté de la source la plus forte est supérieure à la tension de barre du poste G côté source faible. Donc l’extrémité de la source forte au poste D aide le poste G à alimenter le défaut par le biais de la ligne X02. Ceci engendre un courant dans la ligne X02, allant du poste D vers le poste G. Le gradin2 de la ligne X02 au poste D, perçoit le défaut de la ligne X01. Il émet donc un signal d’accélération vers la protection de la ligne X02 au poste G. Cependant, le gradin-2 de la ligne X02 poste G ne perçoit pas le défaut puisqu’il est en arrière dû au sens du courant. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1

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Poste-G

Poste-D Ligne-X01

Disj-1G Courant de défaut

Source

2

Disj-1D

Courant de défaut

12

4)

Courant de défaut Ligne-X02

Disj-2G

0

$%79&

Disj-2D

0

$%79&

$%76& 112

112

2

2

Disj-2G


Disj-2D


Figure 9.39 - Défaut de la ligne X01 perçu par le gradin-2 de la ligne X02 Notez que les protections de la ligne X01 traitent le défaut de la ligne X01. Nous présumons que ces protections feront correctement leur travail. Ce qui nous intéresse ici, c’est la perception du défaut de la ligne X01 par les protections de la ligne adjacente X02. En principe, les protections de la ligne X02 ne doivent pas réagir sur le défaut de la ligne X01. La figure suivante montre le chronogramme de la situation précédente. Il y a d’abord la détection du défaut par le gradin-2 de la ligne X02 au poste D. Il y a ensuite émission du signal d’accélération vers la protection de la ligne X02 au poste G. Après un court délai de l’ordre de 15ms à 20 ms, la protection de la ligne X02 au poste G reçoit le signal d’accélération qui n’accélère rien pour l’instant puisque le gradin-2 du poste G ne perçoit pas de défaut.

Z2 Poste-D TX poste-D RX poste-G

&

A

Z2 Poste-G

Figure 9.40 - Chronogramme Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1

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2

9.7.2.2 - Étape 2 : Déclenchement du disjoncteur provoquant ’inversion de courant Le temps que prend une protection de ligne à isoler un défaut est de l’ordre de 4 à 6 cycles. Le temps de réaction total de la protection peut être différent d’une extrémité à l’autre de la ligne en défaut. Supposons que la protection du poste G est 1 cycle plus rapide que la protection du poste D. Le disjoncteur de la ligne X01 du poste G ouvre en premier. La barre du poste G est donc dégagée du défaut de ligne et sa tension relève à une valeur supérieure à la barre du poste D. Maintenant, le poste G aide le poste D à alimenter le défaut par le biais de la ligne X02. Le courant de la ligne X02 change donc de direction. L’inversion de courant de la ligne X02 fait que la protection de ligne X02 au poste G perçoit maintenant le défaut, le courant étant dans le bon sens. La protection de ligne X02 au poste D ne perçoit plus de défaut, le défaut se retrouvant derrière dû au sens du courant. Le temps que prend un comparateur de gradin pour réagir est de l’ordre de ½ cycle. Poste-G

Poste-D Disj-1G

Ligne-X01

Disj-1D

Courant de défaut

Source

4)

4)

Courant de défaut Disj-2G

0

Ligne-X02

$%79&

Disj-2D

0

$%79&

$%76& 112

112

2

Chevauchement

PROTECTION LIGNE X02

2


Déclenchement par inversion de courant de la ligne X02.

Figure 9.41 - Inversion de courant Le gradin-2 du poste D cesse d’émettre, mais il y a un délai avant qu’il n’y ait plus de réception 85RX au poste G. Le gradin-2 du poste G s’active plus rapidement que le retrait de la réception 85RX. Le chevauchement du gradin-2 du poste G avec le vestige de réception du signal d’accélération 85RX permet le déclenchement de la ligne X02.


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1

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2

La ligne X01 est entièrement dégagée par ses propres protections de ligne. La ligne X02 a hélas déclenché en se laissant tromper par le phénomène d’inversion de courant. Le client qui espérait une continuité de service n’apprécie sûrement pas ce genre d’événement. Poste-G Disj-1G

Poste-D Ligne-X01

Disj-1D

Source

12

4)

Ligne-X02 Disj-2G

0

Disj-2D

$%79&

0

$%79&

$%76& 112

112

2

2



Figure 9.42 - Déclenchement par sympathie


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1

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2

9.7.3 -CIRCUIT DE BLOCAGE DE SIGNAL RX SANS Z2 Observation et solution du problème En regardant bien le chronogramme suivant, partie de couleur rosée, on voit que le retrait tardif du signal de réception RX au poste G chevauche avec l’apparition du gradin2. Le gradin-2 est donc accéléré par un vestige de réception et déclenche aussitôt son disjoncteur. Ce déclenchement n’aurait pas dû se produire. Il existe pourtant un avertissement au risque de l’inversion de courant. En regardant bien la partie en jaune, juste avant l’inversion de courant, le fait de recevoir un signal d’accélération alors que le gradin-2 est absent nous expose au risque de déclencher lors d’inversion de courant. Inversion de courant

Situation indésirable entraînant au déclenchement

Z2 Poste D TX poste D RX poste G Z2 Poste G Déclenchement du poste-G ligne X02

Figure 9.43 - Chronogramme complet du déclenchement par sympathie On utilise donc cette condition «présence de RX avec l’absence du gradin-2», afin de bloquer toute accélération à venir. Bloquer une accélération ne doit pas être fait à la légère. Il serait dommage qu’un bruit électrique crée une fausse condition par effet d’induction dans les circuits, et bloque ensuite une accélération qui aurait dû avoir lieu. L’induction par un bruit électrique ne dure qu’un très court moment. Si on exige que la Inversion de courant

Z2 Poste D TX poste D RX poste G

&

A

Z2 Poste G Pas de déclenchement

Minuterie TpTd - Blocage

Bloque toute accélération Tp Td

Figure 9.44 - Chronogramme avec minuterie de blocage Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

condition soit présente de manière continue pendant un certain temps Tp, il est possible de filtrer les bruits électriques en ajustant ce temps à une valeur supérieure à la durée maximale d’un bruit ou induction. L’opération d’un disjoncteur ou d’un sectionneur dans un poste constitue un excellent générateur de bruit électrique. Lorsque la condition «présence de RX avec l’absence du gradin-2» est détectée, après le temps Tp, une minuterie Td est initiée et bloque toute accélération à venir. La minuterie de retombé Td bloque toute accélération du gradin-2, et peut aussi bloquer toute émission de signal d’accélération TX selon le fabricant. 0 0

$%79& 112

112

$%79&

2

Tp

2

Td Blocage

349



Figure 9.45 - Circuit de blocage Tp-Td Tp signifie Time PickUp qui est le délai d’amorçage de la fonction de blocage de signal d’accélération. Td signifie Time DropOut qui est la durée de ce blocage.

9.7.4 -CAS D’INVERSION DE COURANT AVEC CIRCUIT DE BLOCAGE TP-TD Reprenons le même scénario que la section 9.7.2 page 215, mais cette fois-ci en tenant compte du circuit de blocage de la figure-9.45. À la figure-9.46, le défaut se produit sur la ligne X01. Le gradin-2 de la ligne X02 du poste D perçoit ce défaut et émet un signal d’accélération à la protection du poste G. La protection de la ligne X02 au poste G reçoit le signal d’accélération, mais le gradin-2 est inactif. La condition de blocage «présence de RX avec l’absence du gradin-2», toujours présente après le temps Tp, actionne la minuterie Td et bloque toute future accélération. À la figure-9.47, la protection de la ligne X01 poste G agit en premier et ouvre son disjoncteur. Le courant change de direction dans la ligne X02 et le gradin-2 du poste G s’active. Le circuit de blocage Td empêche l’accélération de se produire et évite le déclenchement du disjoncteur de la ligne X02.


Chapitre-9

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1

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Poste-G

2

Poste-D Disj-1G Courant de défaut

Source

Ligne-X01

Disj-1D

Courant de défaut

12

Courant de défaut Disj-2G

34

Ligne-X02

56789

Disj-2D

34

56789

567 9 112

212

1

1

Tp

Tp Td

Td

12

12



Figure 9.46 - Défaut avec circuit de blocage Tp-Td Poste-G

Poste-D Disj-1G

Ligne-X01

Disj-1D

Courant de défaut

Source

12

Courant de défaut Ligne-X02

Disj-2G

34

56789

Disj-2D

34

56789

567 9 212

212

1

Tp

1

Tp Td

Td Chevauchement

12 PROTECTION LIGNE X02

Blocage du déclenchement assisté


Figure 9.47 - Blocage de l’accélétration par la minuterie Td


Chapitre-9

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1

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2

Le circuit de blocage Tp-Td a évité la perte de la ligne par sympathie. Le client continue donc à être alimenté sans pénalité. Poste-G

Poste-D Disj-1G

Ligne-X01

Disj-1D

Source

12

Ligne-X02 Disj-2D

Disj-2G

34

56789

34

56789

567 9 112

112

2

Tp

2

Tp

Td

Td

12



Figure 9.48 - Ligne X02 préservée


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1

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2

9.7.5 -MÉTHODE DE BLOCAGE AVEC LE GRADIN-3 INVERSÉ L’absence de gradin-2 lors de réception de signal est la condition normale de blocage de l’accélération. Le gradin-2 est absent puisque le défaut se trouve en arrière de la zone protégée par la protection, voir figure-9.46. Certains fabricants offrent la possibilité de renverser la direction du gradin-3 et de prendre la logique suivante: Lorsque le défaut est en arrière «gradin-3» et que je reçoive un signal de réception «85RX», alors je bloque l’accélération. Rien n’empêche de préserver l’ancienne condition de l’absence du gradin2 comme montré en figure suivante. Avec cette méthode, la filtration avec le temps Tp n’est plus nécessaire. La construction d’un comparateur de gradin filtre déjà les bruits, harmoniques et composantes CC.

AVEC Z3 INVERSÉ

23

34

Z2

3

56789

Z1

112

2

Td

1

Z3


Figure 9.49 - Blocage de l’accélération par le gradin-3 inversé Ce qui motive à utiliser cette méthode est la possibilité d’avoir un poste en extrémité faible que nous verrons au chapitre 9, section 9.10 page 237. Si la source faible alimentant le poste G de la figure-9.46 est hors service, ainsi que la ligne X02, la protection du poste G doit passer en mode «Extrémité Faible». La philosophie de protection «Extrémité faible» est aussi connue sous le nom de «Protection Écho» ou «WI 1 Weak Infeed». Dans cette philosophie, le gradin-3 doit être orienté vers l’arrière. Hors, si la source est présente ainsi que les deux lignes adjacentes, la protection doit pouvoir se protéger contre les déclenchements par sympathie. La technique du gradin-3 inversé permet à la protection de ligne de supporter deux philosophies de protections différentes simultanément, sans avoir recourt à des interventions extérieures.


Chapitre-9

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1

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2

9.8 - Client branché sur le parcourt de la ligne Il arrive régulièrement que des petits postes de répartition ou distribution soient reliés sur le parcours d’une ligne de transport d’énergie. Il serait trop onéreux d’équiper ces petits postes de lien de communication et de systèmes de protection sophistiqués. Les postes principaux G et D de la figure suivante doivent donc composer avec ces petits postes, toute en préservant la sélectivité du défaut. Les protections de ligne des postes G et D ne doivent pas réagir sur des défauts appartenant aux petits postes, mais doivent isoler les défauts appartenant à la ligne. Il y aura donc de la coordination à faire afin de prioriser les protections des petits postes avec les protections de ligne. Z3 poste D Z2 poste D Z1 poste D

Poste G Poste M poste client

Z1 poste G

Z2 poste G

Poste D Z3 poste G

Figure 9.50 - Client branché au centre de la ligne Le premier gradin est instantané, donc il ne doit jamais couvrir un client branché sur la ligne. La portée du premier gradin est limitée au premier tronçon de ligne sans client. Par exemple, à la figure précédente, le gradin-1 du poste G peut couvrir 80% du tronçon de ligne entre les postes G et M. Les premiers gradins ne peuvent donc plus se chevaucher, et la philosophie PUR de la section 9.3 page 201 ne s’applique pas à ce contexte. Les gradins-2 conservent leur caractéristique de dépassement, soit 120% de la ligne totale.

9 Z3 Z2

Z1

8

Figure 9.51 - Portée normale des gradins sauf pour le gradin-1 La philosophie qui convient le mieux à ce contexte réseau est le mode accéléré avec dépassement «POR» vu en section 9.4 page 208. Cependant, le gradin-2 ou l’accélération du gradin-2 devra subir un retard «Tp» afin de laisser le temps aux protections des postes clients de réagir si le défaut appartient à un de ces petits postes. Voir figure-9.52.


Chapitre-9

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1

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2

ARRIVÉE DU DÉFAUT Minuterie Tp

Moment où l'accélération du deuxième gradin peut commencer à fonctionner

Délai de réaction de la protection instantanée du petit poste Temps

Figure 9.52 - Délai Tp sur l’accélération du gradin-2 Le fait que les gradins-1 ne se chevauchent pas, une zone grise est créée à la figure9.53. Seule la philosophie accélérée avec dépassement «POR» peut couvrir cette zone. Les gradin-2 couvrent la ligne en entier, et perçoivent aussi les défauts à l’intérieur des postes clients. Cependant, ils ne doivent pas traiter un défaut qui est isolable par le poste client. Zone invisible rendant le mode PUR impossible Z2 poste D Z1 poste D

Poste G Poste M poste client

Z1 poste G

Poste D

Z2 poste G

Figure 9.53 - Zone invisible aux gradins-1 Voyons trois exemples de défauts que nous décrirons dans les pages suivantes. Le défaut-1 situé à l’intérieur du poste client. Le défaut-2 situé dans la zone grise de la ligne à protéger. Et un défaut-3 perceptible par les protections de la ligne à protéger, mais sur une ligne avoisinante. Poste G

Poste D Ligne X01

Poste client M Défaut-2

Défaut-1

Défaut-3

Client

Figure 9.54 - Trois exemples de défaut


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1


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2

La philosophie utilisée est de type «accéléré avec dépassement». Cependant, il y a une légère modification à apporter à la philosophie. Il faut retarder l’accélération du gradin-2 afin de laisser le temps aux protections du poste client d’opérer. Il est préférable que le compte à rebours se fasse à partir de l’état du gradin-2 et non à la réception du signal de réception 85RX. Sinon, le délai de réception risque de retarder le fonctionnement de la protection. 3

56789

34 112

2

567 9

Tp

3123


Circuit du poste G ou D

Figure 9.55 - Schéma de la philosophie POR avec délai sur l’accélération du gradin-2


Chapitre-9

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1


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2

9.8.1 -DÉFAUT DANS LE POSTE CLIENT Le poste client M est un poste de distribution ou de répartition branché directement sur une ligne de transport. Normalement, la réactance du transformateur abaisseur de tension au poste M ne permet pas aux gradins-2 des postes D et G de percevoir un défaut du côté client. Mais si le défaut se produit à l’intérieur du transformateur ou du côté haute tension du poste client, le défaut est perçu par les gradin-2 des protections de ligne. Normalement, un petit poste client possède des protections de base comme des relais de surintensité ou des protections différentielles. Poste G

Poste D Ligne X01

Poste M

Défaut-1

Client

Figure 9.56 - Défaut chez le client Voyons le chronogramme suivant. À l’apparition du défaut dans le poste client, figure9.56, les gradins-2 des postes G et D s’activent et actionnent leur minuterie Tp. Ils émettent un signal d’accélération TX vers le poste de l’autre extrémité, G vers D, et D vers G. Les postes reçoivent leur signal d’accélération RX, mais il est impossible d’accélérer le gradin-2 tant que le délai Tp n’a pas terminé son compte. Entre temps, la protection du poste client M perçoit son propre défaut et l’isole. Une fois le défaut isolé, les gradins-2 des postes G et D ne perçoivent plus de défaut et se retirent. Ils cessent d’émettre leur signal d’accélération TX, et le signal de réception RX se retire par la suite. Le défaut est isolé et la ligne de transport demeure en service. Nous avons évité de déclencher inutilement une région complète pour un simple défaut de petit client. 1223456789785 9

Z2 Z2Tp

7

Rx Tx Z2 Z2Tp

7

Rx Tx 5 9 735

7

50

Figure 9.57 - Chronogramme d’un défaut au poste client. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1

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2

9.8.2 -DÉFAUT DANS LA ZONE GRISE DE LA LIGNE Un défaut se produit dans la zone grise de la ligne. C’est à dire à un endroit non perçu par les gradins-1. Ce défaut n’est pas perçu par les protections du poste client M puisqu’il est en amont. Donc, seule les protections de lignes aux postes G et D traitent ce défaut. Poste G

Poste D Ligne X01

Poste M Défaut-2

Client

Figure 9.58 - Défaut dans la zone grise de la ligne Voyons le chronogramme suivant. À l’apparition du défaut dans la zone grise de la ligne, figure-9.58, les gradins-2 des postes G et D s’activent et actionnent leur minuterie Tp. Ils émettent un signal d’accélération TX vers le poste de l’autre extrémité, G vers D, et D vers G. Les postes reçoivent leur signal d’accélération RX, mais il est impossible d’accélérer le gradin-2 tant que le délai Tp n’a pas terminé son compte. À la fin du compte de la minuterie Tp, l’accélération a lieu et la ligne est déclenchée. Le défaut est maintenant isolé. 1223456789785 9

5 9 735

Z2 Z2Tp

7

Rx Tx Z2 Z2Tp

7

Rx Tx

7

50

Figure 9.59 - Chronogramme d’un défaut en zone grise de la ligne


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1


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2

9.8.3 -DÉFAUT AVOISINANT La figure suivante montre un défaut avoisinant, pouvant être perçu par le gradin-2 du poste G, et n’appartenant pas à la ligne à protéger. Voyons comment notre philosophie traite ce défaut Poste G

Poste D Ligne X01

Poste M Ligne X02

Défaut-3

Client

Figure 9.60 - Défaut avoisinant Le poste G perçoit le défaut et émet un signal d’accélération vers le poste D. Le poste D reçoit en vain le signal d’accélération RX puisque son gradin-2 ne voit pas ce défaut. Le défaut se situe en arrière pour la protection de la ligne X01 au poste D. La protection du poste D n’émet donc pas de signal d’accélération vers le poste G. Le gradin-2 du poste G ne reçoit pas d’accélération et doit donc attendre sa minuterie TZ21 avant de pouvoir déclencher. Voir figure-9.55. Dans l’exemple de la figure-9.60, le défaut réside sur la ligne X02. Cette ligne possède ses propres protections. Ils devront isoler très rapidement le défaut, bien avant la minuterie TZ2, et selon la philosophie utilisée pour la ligne X02, bien avant la minuterie Tp. Le chronogramme suivant laisse croire que le défaut est isolé après un temps Tp, mais cela est voulu pour l’exemple afin de montrer que même après un temps Tp, il n’y aura pas de déclenchement sur la ligne X01. 1223456789785 9

5 9 73572772 6 378677367

Z2 Z2Tp

7

Rx Tx Z2 Z2Tp

7

Rx Tx

7

50

Figure 9.61 - Chronogramme de défaut avoisinant 1.Délai du gradin-2 de l’ordre 20 à 30 cycles Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

9.9 - Mode blocage Reprenons la section 9.8 page 224, mais cette fois-ci avec une philosophie différente. Il arrive régulièrement que des petits postes de répartition ou distribution soient reliés sur le parcours d’une ligne de transport d’énergie. Il serait trop onéreux d’équiper ces petits postes de lien de communication et de systèmes de protection sophistiqués. Les postes principaux G et D de la figure suivante doivent donc composer avec ces petits postes, toute en préservant la sélectivité du défaut. Les protections de ligne des postes G et D ne doivent pas réagir sur des défauts appartenant aux petits postes, mais doivent isoler les défauts appartenant à la ligne. Il y aura donc de la coordination à faire afin de prioriser les protections des petits postes avec les protections de ligne. Z2 poste D

Z3 poste D Z1 poste D

Poste G Z1 poste G Z3 poste G

Poste M poste client

Poste D

Z2 poste G

Figure 9.62 - Poste client branché à la ligne Le premier gradin est instantané, donc il ne doit jamais couvrir un client branché sur la ligne. La portée du premier gradin est limitée au premier tronçon de ligne sans client. Par exemple, à la figure précédente, le gradin1 du poste G peut couvrir 80% du tronçon de ligne entre les postes G et M. Les premiers gradins ne peuvent donc plus se chevaucher, et la philosophie PUR de la section 9.3 page 201 ne s’applique pas à ce contexte. Les gradins2 conservent leur caractéristique de dépassement, soit 120% de la ligne totale. Il y a cependant une différence avec la section précédente. Le gradin-3 est orienté vers l’arrière et est utiliser bloquer le gradin-2 de l’autre extrémité de la ligne si le défaut est en arrière.

9

Z2

Z1

8 Z3

12345667863 593 4 4 46773

Figure 9.63 - Portée des gradins La philosophie «accéléré avec dépassement» «POR» vu en section 9.4 page 208 ne sera pas utilisée ici. L’opération du gradin-2 sera accélérée par la minuterie «Tp» et non par un signal de réception Rx. Le signal de réception Rx servira plutôt à bloquer cette accélération. Donc, la minuterie d’accélération Tp doit laisser le temps au signal de blocage Rx d’arriver, et laisser le temps aux protections des postes clients de réagir si le défaut appartient à un de ces petits postes. Voir figure-9.64. Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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2

ARRIVÉE DU DÉFAUT Minuterie Tp

Moment où le deuxième gradin instantané peut commencer à fonctionner

Délai d'arrivée du signal de blocage Délai de réaction de la protection instantanée du poste client Temps

Figure 9.64 - Fenêtre de temps Tp Le fait que les gradins-1 ne se chevauchent pas, une zone grise est créée à la figure9.65. Seule la philosophie accélérée avec dépassement «POR» peut couvrir cette zone. Les gradins-2 couvrent la ligne en entier, et perçoivent aussi les défauts à l’intérieur des postes clients. Cependant, ils ne doivent pas traiter un défaut qui est isolable par le poste client. Zone invisible rendant le mode PUR impossible Z2 poste D

Z3 poste D Z1 poste D

Poste G Z3 poste G

Z1 poste G

Poste M poste client

Poste D

Z2 poste G

Figure 9.65 - Zone grise des gradins-1 La philosophie «Accéléré avec dépassement» est légèrement modifiée dans le mode blocage. L’accélération est maintenant faite avec la minuterie Tp. Le lien de communication servira plutôt à bloquer cette accélération. Le gradin-3 perçoit les défauts en arrière. Si le défaut est en arrière, le défaut n’est donc pas sur la ligne à protéger. On doit bloquer la minuterie Tp de la protection de l’autre extrémité de la ligne en utilisant les liens de communication. Voyons en détail le fonctionnement de cette philosophie.

3

56789

34 112

2

Tp

3123


3

Td

567 9

Circuit du poste G ou D

Figure 9.66 - Circuit du mode blocage


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Poste G

2

Poste D Ligne X01

Poste client M Défaut-2

Défaut-1

Défaut-3

Client

Figure 9.67 - Exemple de trois défauts à analyser Voyons trois exemples de défauts à la figure-9.67 que nous décrirons dans les pages suivantes. Le défaut-1 situé à l’intérieur du poste client. Le défaut-2 situé dans la zone grise de la ligne à protéger. Et un défaut-3 perceptible par les protections de la ligne à protéger, mais sur une ligne avoisinante.


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1


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2

9.9.1 -DÉFAUT DANS LE POSTE CLIENT Le poste client M est un poste de distribution ou de répartition branché directement sur une ligne de transport. Normalement, la réactance du transformateur abaisseur de tension au poste M ne permet pas aux gradins-2 des postes D et G de percevoir un défaut du côté client. Mais si le défaut se produit à l’intérieur du transformateur ou du côté haute tension du poste client, le défaut est perçu par les gradin-2 des protections de ligne. Normalement, un petit poste client possède des protections de base comme des relais de surintensité ou des protections différentielles. Poste G

Poste D Ligne X01

Poste M

Défaut-1

Client

Figure 9.68 - Défaut dans le poste client Voyons le chronogramme suivant. Le défaut est perçu par les gradins-2 des postes G D. Le compte de la minuterie Tp est initié. Nous ne tiendrons pas compte de la minuterie TZ2 dû à son délai élevé de l’ordre de 20 à 30 cycles. Les gradins-2 doivent attendre la fin du compte de la minuterie TP avant de pouvoir déclencher la ligne. Cependant, le défaut est à l’intérieur du poste client M. Les protections du poste client M traitent et isole le défaut bien avant la fin du compte Tp. Une fois le défaut isolé, les gradins-2 des postes G et D se retirent et la ligne X01 est préservée. 1223456789785 9

Z2 Z2Tp

7

Z3 Rx Tx

Z2 Z2Tp

7

Z3 Rx Tx 5 9 735

7

50

Figure 9.69 - Chronogramme du défaut dans un poste client M Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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1

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2

9.9.2 -DÉFAUT DANS LA ZONE GRISE DE LA LIGNE Un défaut se produit dans la zone grise de la ligne. C’est à dire à un endroit non perçu par les gradins-1. Ce défaut n’est pas perçu par les protections du poste client M puisqu’il est en amont. Donc, seule les protections de lignes aux postes G et D traitent ce défaut. Poste G

Poste D Ligne X01

Poste M Défaut-2

Client

Figure 9.70 - Défaut dans la zone grise de la ligne X01 Voyons le chronogramme suivant. Les gradins-2 des postes D et G perçoivent le défaut et initient le compte de leur minuterie Tp. Comme le défaut appartient à la ligne, il ne peut être éliminé que par les protections de la ligne. Le délai Tp doit donc accomplir son compte. À la fin du compte Tp, le défaut est toujours présent et aucun signal de blocage est reçu. Les gradins-2 des postes G et D sont donc accélérés par leur minuterie Tp afin d’isoler ce défaut en déclenchant leur disjoncteur. 1223456789785 9

5 9 735

Z2 Z2Tp

7

Z3 Rx Tx

Z2 Z2Tp

7

Z3 Rx Tx

7

50

Figure 9.71 - Chronogramme du défaut dans la zone grise de la ligne


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9.9.3 -DÉFAUT AVOISINANT La figure suivante montre un défaut avoisinant, pouvant être perçu par le gradin-2 du poste G, et n’appartenant pas à la ligne à protéger. Voyons comment notre philosophie traite ce défaut Poste G

Poste D Ligne X01

Poste M Ligne X02

Défaut-3

Client

Figure 9.72 - Défaut avoisinant n’appartenant pas à la ligne X01 Le gradin-2 du poste G perçoit le défaut et démarre sa minuterie Tp. Il doit attendre la fin du compte de sa minuterie Tp afin de pouvoir déclencher son disjoncteur. Pour le poste D, le défaut est en arrière et est perçu par le gradin-3. Le gradin-3 émet aussitôt un signale de blocage Tx vers le poste G. Le poste G reçoit le signal de blocage Rx et il devient maintenant impossible à la minuterie Tp d’accélérer le gradin-2. L’accélération par la minuterie Tp est donc bloquée. Normalement, les protections de la ligne X02 ont amplement le temps de libérer le défaut avant la fin de la minuterie Tp. Dans notre exemple, on fait durer le défaut plus longtemps que le temps Tp afin de montrer le 1223456789785 9

5 9 73572772 6 3 8677367

Z2 Z2Tp

7

Z3 Rx Tx

Z2 Z2Tp

7

Z3 Rx Tx

7

50

Figure 9.73 - Chronogramme du défaut avoisinant Par Serge Tremblay ing. ©2003 mai 4, 2004

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fonctionnement de notre philosophie de protection en mode blocage.

9.9.4 -AVANTAGE DU MODE BLOCAGE L’exemple de la figure-9.74 expose bien l’avantage du mode blocage. Nous avions vu le problème de l’inversion de courant à la section 9.7 page 215. Jumelé le mode blocage avec la protection d’inversion de courant avec le gradin-3 inversé vue en section 9.7.5 page 223 constitue un choix très convoité par bien des fabricants. La philosophie vue en section 9.8 page 224 usant de la philosophie POR doit se protéger contre les inversions de courants, mais supporte très mal les extrémités faibles. Le mode blocage sur les lignes adjacentes, se converti très facilement en mode «Extrémité faible», ce qui représente grand atout. Client

Le gradin-3 ne perçoit pas de défaut arrière, donc n'émet pas de signal de blocage Le gradin-2 perçoit le défaut et déclenche à la fin de sa minuterie Tp.

Le gradin-2 perçoit le défaut et déclenche à la fin de sa minuterie Tp. Il ne reçoit pas de signal de blocage.

Poste-G

Poste-D

Ligne X01

Extrémité fort

Extrémité faible

Ligne X02 Le gradin-2 perçoit le défaut attend sa minuterie Tp Mais est BLOQUÉ par la réception du signal de blocage Rx

Émission de signal de blocage

Le gradin-3 perçoit le défaut en arrière, donc émet un signal de blocage

Figure 9.74 - Réseau de ligne adjacente avec client relié à la ligne


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9.10 - Protection écho ou extrémité faible [WI] À la figure suivante, le poste D peut être une extrémité faible si la source est absente. Le problème d’une extrémité faible est qu’il n’y a plus de source pour alimenter le défaut. Donc lors de défaut sur la ligne X01, il y a absence de tension et de courant au poste D. La protection de ligne du poste D ne fonctionne plus. Si l’extrémité faible ne possède jamais de source, il devient inutile d’installer une protection de ligne au poste D. On revient à la philosophie de base de la section 9.2 page 195. Par contre, si une source d’appoint est reliée à l’extrémité faible, il devient possible d’alimenter un défaut sur la ligne X01 par le biais du poste D, et la protection de ligne du poste D fonctionne. Nous devrons donc adopter une philosophie de protection capable de fonctionner dans les deux possibilités citées précédemment. Il s’agit de la protection Écho, ou Extrémité faible, ou Weak Infeed WI. EXTRÉMITÉ FORTE

Extrémité faible si pas de source

Poste G

Poste D

Poste N

Charge

Ligne X01

Source

Courant de défaut

Source

12

Figure 9.75 - Extrémité faible avec ou sans source d’appoint Une autre possibilité est la configuration de lignes adjacentes, voir figure-9.76. Si la ligne X02 est présente, le poste D est alimenté lors de défaut sur la ligne X01, Donc les protections de ligne du poste D fonctionnent. Cependant, si la ligne X02 est absente, le poste D devient une extrémité faible, incapable d’alimenter le défaut. Les protections de ligne sont donc hors d’usage au poste D. On doit donc adopter la philosophie «Extrémité faible» que nous verrons dans les prochaines pages. EXTRÉMITÉ FORTE

Extrémité Faible si Ligne X02 hors service

Poste G

Poste D Charge

Ligne X01 Courant de défaut

Courant de défaut

Source

Ligne X02

Figure 9.76 - Lignes adjacentes avec extrémité faible


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9.10.1 -CONFIGURATION DES PROTECTIONS 12345678

13 12 14

9 8 8

Poste D

!"

Ligne X01 Poste G

14

13

12 123456789

Figure 9.77 - Philosophies adopdées par les deux extrémités de la ligne

9.10.1.1 - Philosophie de l’extrémité forte À la figure-9.77, le poste G est une extrémité forte et la protection de ligne sera toujours alimentée lors de défaut sur la ligne X01. La philosophie de protection adoptée pour cette extrémité est «Accéléré avec dépassement» POR. Dans cette philosophie, il est nécessaire de recevoir un signal d’accélération en provenance de la protection de ligne du poste D. D’où l’importance que la protection du poste D puisse émettre un signal d’accélération vers le poste G en tout temps lors de défaut.

9.10.1.2 - Philosophie de l’extrémité faible L’extrémité faible possède en réalité deux philosophies. Le choix se fait selon que l’extrémité est alimentée ou non. Si l’extrémité est alimentée par une source d’appoint, la philosophie appliquée est «Accéléré avec dépassement». Si l’extrémité n’est pas alimentée, la philosophie appliquée est «Extrémité faible». Certains fabricants utilisent le seuil minimum de courant «50» afin de sélectionner automatiquement la philosophie adéquate. Avec un seuil minimum de courant, on reconnaît que l’extrémité est alimentée. Voyons dans les pages qui suivent le détail de chaque application.


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9.10.2 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC SOURCE D’APPOINT Selon la figure suivante, une source d’appoint alimente le défaut par l’extrémité faible. La protection du poste D fonctionne et la philosophie «Accéléré avec dépassement» s’applique. A-

Le poste G perçoit le défaut en gradin 2 et émet un signal d’accélération vers le poste D.

B-

Dû à la présence de source d’appoint, le poste D perçoit le défaut en gradin 2 et émet un signal d’accélération vers le poste G.

C & D - La réception du signal d’accélération permet d’outrepasser la minuterie TZ2 et déclencher rapidement le disjoncteur.

14

12

Poste G

Poste D Ligne X01

Ligne X02

13

123456

12

14

Extrémité Faible avec source d'appoint

Extrémité FORTE 3

34

56789 %

112

567 9 #

2

3 12345678 9 4 4 594594

12

34

112

567 9 $


56789

2

12


Figure 9.78 - Extrémité faible avec source d’appoint Remarquez que le gradin-3 demeure orienté vers l’arrière au poste D. Nous verrons plus loin le pourquoi.


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9.10.3 -EXTRÉMITÉ FAIBLE SANS ALIMENTATION À la figure suivante, le poste D n’est pas alimenté et devient une extrémité faible. Les comparateurs de gradins du poste D ne fonctionnent pas. Le gradin 2 du poste D ne pourra donc pas émettre un signal d’accélération vers le poste G. Lors de défaut sur la ligne X01, il n’y a pas de gradin ni tension au poste D. Cependant, tout fonctionne normalement au poste G. Donc le poste G émet un signal en direction du poste faible D «voir A». Le poste D comprend qu’il est en extrémité faible lorsqu’il reçoit un signal d’accélération et qu’il y a absence de tension et de gradin «voir B». Donc, sur ces conditions, le poste faible D renvoie un signal d’accélération vers le poste G afin de lui fournir l’accélération nécessaire pour isoler rapidement le défaut «voir C & D».

14 Poste G

12 Poste D

Ligne X01

Ligne X02

123456 Extrémité FORTE 3

34 112

13 Extrémité Faible

56789

495443 2 62 4 252

2

4&

3

56789 $

% 567 9

567 9 #

12


12

ÉCHO

Émission pour accél érer


le gradin-2 du pos te-2

Écho din-2 du poste-2 Retour pour accélérer le gra

Pas de gradin-3 Pas de tension Réception d'un signal

Figure 9.79 - Extrémité faible non alimenté On utilise le terme Écho pour signifier le renvoie du signal d’accélération vers l’extrémité forte lors d’absence de tension et gradin à l’extrémité faible.


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9.10.4 -DÉFAUT ARRIÈRE PRÈS DU POSTE La figure-9.80 montre la cohabitation des philosophies POR et WI dans la protection du poste D. La plupart des fabricants appellent cette cohabitation «POR-WI». Supposons qu’un défaut se produise près du poste D sur la ligne X02, à l’intérieur du gradin 2 du poste G. Le poste G émet un signal d’accélération vers le poste D «voir A». Le poste D reçoit ce signal d’accélération et est tenté de le renvoyer vers le poste G puisque la tension du poste est très faible dû à la proximité du défaut. Il ne faut pas renvoyer de signal d’accélération vers le poste G puisque le défaut n’appartient pas à la ligne X01. On doit donc bloquer l’écho lorsque le défaut est vers l’arrière «voir C & D». Pour ce faire, le gradin-3 doit être orienté vers l’arrière et son utilité est le blocage de l’émission lorsque le défaut est arrière.

14

12

Poste G

Poste D Ligne X01

Ligne X02

123456

Extrémité FORTE 3

34 112

567 9 #

56789

2

Extrémité Faible 495443 2 62 4 252

' 4&

%

$

3

56789

13

8 3

34 112

2

12


567 9


Figure 9.80 - Défaut arrière Certains fabricants inhibent le fonctionnement du mode écho dès qu’un seuil minimum de courant est atteint. Remarquez que la protection du poste D est sur le parcours du courant de défaut lorsque le défaut est arrière, donc la protection est fonctionnelle et les gradins sont utilisables.


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9.10.5 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC LIGNE ADJACENTE ABSENTE À la figure suivante, le poste D n’alimente pas le défaut de la ligne X02 puisque l’extrémité est faible. Donc en résumé : A-

Le gradin-2 de la ligne X02 du poste G perçoit le défaut et émet un signal d’accélération vers le poste D.

B & C- Le poste D reçoit le signal d’accélération. Comme la tension est absente et qu’aucun gradin ne fonctionne, la protection émet un signal d’accélération vers le poste G. On peut dire que la protection a fait un écho du signal reçu. D & E- La protection du poste G reçoit le signal d’accélération (ou l’écho) et accélère le gradin 2 pour déclencher le disjoncteur. Poste G

Poste D Ligne X01

123456 Ligne X03

Extrémité Faible

Ligne X02

Extrémité FORTE 3

34

Extrémité Faible

56789

112

2

567 9 #

495443 2 62 4 252

$

' 3

4&

8

56789

3

34 112

2

%

12


567 9


ÉCHO

Figure 9.81 - Défaut avec ligne adjacente absente Il s’agit du même fonctionnement que la figure-9.79. topologie du réseau.


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La seul différence est la

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9.10.6 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC LIGNE ADJACENTE PRÉSENTE Reprenons le même défaut que la page précédente, mais cette fois-ci, avec la ligne adjacente présente. Le poste D est alimenté par la ligne X01 et alimente le défaut de la ligne X02. L’extrémité n’est plus faible. Les gradins du poste D fonctionnent normalement et la philosophie «accéléré avec dépassement» POR s’applique. Poste G

Poste D Ligne X01 Ligne X03

Extrémité Faible

123456

Ligne X02

Extrémité FORTE 3

34

Extrémité Faible

56789

112

2

$

'

495443 2 62 4 252

3

4&

8

56789

3

567 9 #

34 112

2

%

12


567 9


Figure 9.82 - Défaut avec ligne adjacente présente Si le défaut est trop près du poste D, la tension du poste D est très faible et la protection écho peut fonctionner dès la réception du signal d’accélération. Que la protection écho fonctionne ne représente pas de problème. De toute manière, il y a de très forte chance que le gradin 2 du poste D ait déjà émis le signal d’accélération vers le poste G avant que la protection écho travaille. Certains fabricants préfèrent inhiber le mode écho dès qu’il y a minimum de courant. ' 4&

3

Extrémité Faible

8

56789

34 112

2

567 9

Figure 9.83 - Minimum de courant


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9.10.7 -EXTRÉMITÉ FAIBLE AVEC DÉFAUT ARRIÈRE SUR LIGNE ADJACENTE Soit un défaut sur la ligne X01, près du poste D. Nous prenons pour acquis que les protections de cette ligne feront correctement leur travail. La protection de la ligne X02 du poste G perçoit le défaut en gradin 2 et émet son signal d’accélération vers la protection X02 du poste D «Voir A». La protection de la ligne X02 au poste D reçoit le signal d’accélération «Voir B». Comme le défaut est près du poste D, la tension du poste est très faible et la protection X02 poste D rencontre une partie des conditions afin de renvoyer (écho) le signal d’accélération vers la protection X02 poste G. Comme le défaut n’appartient pas à la ligne X02, il ne doit pas y avoir d’écho. Le gradin 3 de la protection X02 poste D, étant orienté vers l’arrière, perçoit le défaut sur la ligne adjacente et bloque ainsi la transmission du signal d’accélération vers la protection X02 poste G «Voir C». La ligne X02 ne sera donc pas déclenchée pour un défaut qui ne lui appartient pas. Poste G

Poste D Ligne X01

123456 Ligne X03

Extrémité Faible Ligne X02

Extrémité FORTE 3

34 112

567 9 #

Extrémité Faible '

56789 495443 2 62 4 252

2

4&

%

$

3

56789

8 3

34 112

2

12


567 9


Figure 9.84 - Défaut arrière sur ligne adjacente


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INDEX Accéléré avec dépassement Angle de la ligne 26 asymétrie 8

38

Inductance Shunt

Effet Capacitif 9 Inductif 10 Résistif 8 Élément de démarrrage

fonctions hyperboliques

14

1

mho 27 minuterie symbole 42 Modèle électrique de la ligne modèle PI 12

7 oscillation angulaire

8

34

6

Permutation des Phases 13 Phases - Rotation 13 Phénomène d’induction 10 POR 38

Harmonique 20 harmonique 17 harmoniques 8

Capacitance de la ligne 9 champ électrique 9 champ magnétique 10 Commutation 31 Comparateur 18 comparateurs 32 électromagnétique 30 Comparateur d’angle 29 composante DC 17 Courant Défaut arrière 25 Court-Circuit Modèle de la ligne 16

Défaut arrière 24 avant 24 Portée 24 dépassement sans ... 33 Diagramme d’impédance 26 de la charge 15 Directionnal Shaped Reatance DSR 39

Quadrilatère

40

8

39

Relais d’impédance 24 Relais de ligne 24 Résistance d’arc 35 Résistance de la ligne 8 Rotation des Phases 13

saturation

8

32 12

Gradin Commutation 31 Définition 27 Polarisé 33 premier 33 Quadrilatère 40 sans dépassement Type mho 27

33


Référence et introduction

Page iii

Protection Ligne I-Philosophie HQ

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