Philosophie Des Reglages Des Protections

DIRECTION DU TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ

MANUEL DE REGLAGE

DES PROTECTIONS DES RESEAUX

SONELGAZ

AOUT 2004 PHILREG

MANUEL DE REGLAGE DES PROTECTIONS 2

SOMMAIRE

PAGE

INTRODUCTION........................................................................................................: 4

I- PROTECTION PRINCIPALE DE DISTANCE DES LIGNES...............................: 6

1- REGLAGE DU DEMARRAGE.....................................................................: 6

2- REGLAGE DES ZONES DE MESURE.......................................................: 8

II- PROTECTION DE RESERVE DES LIGNES.......................................................: 12

1- REGLAGE DU DEMARRAGE.....................................................................: 12

2- REGLAGE DES ZONES DE MESURE.......................................................: 12

III- CAS PARTICULIER DU REGLAGE DES PROTECTIONS D'UN PIQUAGE.…...: 15

CAS - 1 -..........................................................................................................: 15

1- REGLAGE DU DEMARRAGE.......................................................…....: 18

2- REGLAGE DES ZONES DE MESURE......................................….......: 21

CAS - 2 -..........................................................................................................: 22

IV- PROTECTION DIFFERENTIELLE BARRES THT.............................................: 24

V- PROTECTION COMPLEMENTAIRE...................................................................: 29

VI- PROTECTION DE SECOURS............................................................................: 30

VII- PROTECTION DE DEFAILLANCE DISJONCTEUR..........................................: 30

VIII- DISPOSITIF DE REENCLENCHEMENT AUTOMATIQUE ..............................: 31

IX- DISPOSITIF DE LOCALISATION DE DEFAUT...................................................: 32

X- PROTECTION DIFFERENTIELLE LONGITUDINALE TRANSFORMATEUR......: 35

XI- PROTECTIONS A MAXIMUM DE COURANT DES TRANSFORMATEURS

THT/HT/MT............................................................................................................: 37

1- PROTECTION COTE THT...........................................................................: 37

2- PROTECTION COTE HT............................................................................: 39

3- PROTECTION COTE MT.............................................................................: 39

XII- PROTECTION DE SURCHARGE THERMIQUE DES TRANSFORMATEURS…: 39

XIII- PROTECTIONS A MAXIMUM DE COURANT DES TRANSFORMATEURS

HT/MT.................................................................................................................: 43


1- PROTECTION COTE HT..........................................................................: 43

2- PROTECTION COTE MT...........................................................................: 45

3- PROTECTION DE NEUTRE MT..................................................................: 47

4- PROTECTION MASSE-CUVE.....................................................................: 47

5 PROTECTION DE TERRE RESISTANTE………….......................................: 47

XIV- PROTECTION DES DEPARTS MT...................................................................: 49

XV- PROTECTION MACHINES:...............................................................................: 50

XVI- FONCTIONNEMENT EN REGIME PERTURBE DU RESEAU..........................: 52

1- LES REPORTS DE CHARGE................................................................…...: 52

2- LA PERTE DE PRODUCTION............................................................…......: 43

3- LE FONCTIONNEMENT DU RESEAU A TENSION DEGRADEE.....….......: 54

4- LA PERTE DE STABILITE..................................................................…......: 55

5- PROTECTIONS DE SAUVEGARDE DU RESEAU...............................…....: 58

a- PROTECTION DE DELESTAGE...................................................…....: 58

b- RELAIS D'ASSERVISSEMENT DE PUISSANCE........................…......: 59

c- RELAIS DE RUPTURE DE SYNCHRONISME...........................….......: 60

d- RELAIS A MINIMUM DE TENSION.............................................…......: 60


PHILOSOPHIE DE REGLAGE DES PROTECTIONS

DES RESEAUX SONELGAZ

INTRODUCTION:

Le plan de protection SONELGAZ est conçu de façon à prévoir tous les équipements

basse tension nécessaire qui permettent de protéger de façon sûre et sélective les lignes

et les transformateurs contre tous les types de défauts.

Aussi, il est élaboré une philosophie qui précise les paramètres de réglage et les fonctions

à adopter pour définir harmonieusement les différentes priorités d'action entre les

protections pour assurer une bonne sélectivité et garantir la continuité d'alimentation.

Le calcul des réglages dépend de plusieurs paramètres à savoir:

1- Le type de réseau:

• Réseau d'interconnexion.

• Réseau de transport.

• Réseau de répartition .

• Réseau de distribution.

2- La topologie du réseau:

• Ligne ordinaire dans un réseau maillé de transport ou de répartition.

• Ligne longue reliant des postes disposant de lignes courtes.

• Ligne en antenne.

• Ligne en piquage.

• Transformateur d'interconnexion THT/HT.

• Transformateur HT/MT.

3- Le type de protection:

• Protection de distance.

• Protection différentielle.


• Protection à maximum de courant.

• Protection de surcharge thermique.

• Protection à maximum ou à minimum de tension etc......

4- La technologie des protections:

• Electromécanique.

• Statique.

• Numérique.

5- Le plan de protection:

• Le premier plan de protection qui consiste à protéger les lignes 220

kV avec seulement une protection principale, une protection

complémentaire et une protection de secours.

• Le deuxième plan de protection dans lequel il est introduit en plus

une protection de réserve et une protection de défaillance

disjoncteur en maintenant une seule batterie pour tout le poste.

• Le troisième plan de protection où on trouve une protection

principale, une protection de réserve temporisée ( en monophasé )

par rapport à la principale, deux batteries 127V= , deux

enroulements protection sur les TC, un réenclencheur de type série.

• Le quatrième qui est actuellement en vigueur ne diffère du troisième

que par la mise en fonctionnement parallèle des protections

principale et de réserve avec un même réenclencheur de type

parallèle.


I- PROTECTION PRINCIPALE DE DISTANCE DES LIGNES:

Les protections de distance sont généralement caractérisées par un démarrage et une

mesure de distance et de direction dont les réglages sont calculés compte tenu des

caractéristiques de construction de la ligne et des rapports de transformation des

réducteurs de mesure.

Dans les nouvelles installations, ou celles qui ont été mises à niveau le choix des réglages

sur les protections de distance principale 1 et 2, est identique.

1- REGLAGE DU DEMARRAGE:

Parmi toutes les protections de distance des réseaux de répartition, de transport et

d'interconnexion on rencontre trois types de démarrage:

a- Le démarrage ampèremétrique dont le courant de réglage est choisi entre la

valeur du courant de court-circuit minimal (biphasé) et le courant de surcharge maximal.

ICH.MAX < IR < ICC.MIN

Ce type de démarrage est adopté sur les protections des réseaux HT et THT dont les

puissances de court-circuit sont élevées et assurent à tous les coups le fonctionnement

des éléments de démarrage amperemétriques.

b- Le démarrage impédancemétrique est d'application très répandue. Il est

généralement réglé à 140 % de la longueur de la ligne pour assurer une protection de

secours aux différents stades de mesure des protections du poste local et du poste en

vis-à-vis. Dans le cas d'une ligne longue suivie d'une ligne courte, le réglage à 140 % de

la longueur de la ligne longue n'est pas conseillé de peur de dépasser la zone de

protection et d'engendrer des fonctionnements non sélectifs.

On préconise à cet effet le réglage suivant pour la protection installée en A :

A ZL1 B ZL2 C

Zd = ZL1 + 40 % ZL2


Le démarrage des protections installées sur les liaisons en antenne est choisi de façon à

sensibiliser la protection même pour les défauts internes au transformateur:

A ZL ZT

Zd = ZL + ZT

On notera que même si l'on démarre pour un défaut au secondaire du transformateur, les

protections de ce dernier ont toujours le temps d'éliminer le défaut avant l'action du

troisième stade de la protection de distance.

Dans tous les cas de réglage, l'impédance de démarrage est ensuite comparée à

l'impédance de service minimale ( qui correspond au régime de surcharge maximal de la

ligne ) pour éviter les déclenchements intempestifs en régime de surcharge.

( Zd + 2 ) x 1.15 x ks x kz < Zs.min

Avec : Zs.min = ( 0.9 x U )2 / S max ks = 1.3 à 1.5 : Coefficient de sécurité.

kz : Rapport de transformation des impédances.

1.15 : Coefficient prenant en compte le cas d'un défaut biphasé.

Smax : Puissance de transit maximale admissible sur la ligne.

La partie gauche de l'inégalité ci-dessus représente l'impédance de service permise par le

réglage choisi du démarrage. Dans le cas où cette condition n'est pas vérifiée , il y a lieu

de choisir un autre réglage en adoptant un compoundage de la caractéristique du

démarrage qui consiste à réaliser un déplacement fictif du point d'installation de la

protection ( calcul de l'impédance image ). Soit la réduction de l'impédance de démarrage.

Le terme ( Zd + 2 ) est l'impédance antipompage. La valeur 2 ohm est considérée

suffisante pour que la protection différencie entre un pompage et un défaut.

Les caractéristiques de démarrage sont de type circulaire, lenticulaire, polygonale ou

elliptique. Elles peuvent être centrées ou décalées dans le diagramme R/X. Elles sont

caractérisées par une portée avale réglable comme décrit ci-dessus et par une portée

amont réglable entre 30 et 100 % de la portée avale.


Il est préconisé de régler la même portée en aval et en amont (caractéristique centrée)

dans le cas des lignes courtes ou moyennes non chargées. Par contre sur les lignes

surchargées et les lignes longues on règle l'impédance amont entre 30 % et 50 % de

l'impédance avale.

L'action de la protection de distance, lorsque seulement le démarrage est sollicité, se fait

pour toutes protections en 3e et 4e stades. Soit:

T ≥≥≥≥ 1.2 Sec

c- Le démarrage de type combiné U = f ( I ) utilisé dans le matériel

SIEMENS.

La zone de fonctionnement est une surface sur le repère ( U, I ) , délimitée sur l'axe des

courants par la valeur minimale de fonctionnement 0.5 x IN et la valeur 3 x IN et ceci

tant que la tension reste inférieure à 80 % de UN. Au delà de 3 x IN le fonctionnement ne

dépend plus de la tension.

Les valeurs habituellement adoptées pour ce cas de démarrage sont :

U = 45 V I = 0.5 x IN

Ces valeurs permettent d'avoir un démarrage pour peu que le défaut enregistre un

affaissement de tension de 20 %, même avec un courant de défaut inférieur au courant

nominal (Défauts très résistants).

2- REGLAGE DES ZONES DE MESURE:

a- PREMIERE ZONE DE MESURE:

La protection de distance n'est pas une protection sélective à 100 % comme c'est le cas

d'une protection différentielle longitudinale. Les erreurs dues à la méconnaissance exacte

des caractéristiques de la ligne, aux réducteurs de mesure ( TT et TC ) et à la mesure de

la protection elle-même, sont à l'origine d'une zone morte qui ne permet pas de régler la

totalité de la ligne en première zone.

Les réglages peuvent être choisis, pour le cas d'une ligne ordinaire, entre 80 % et 90 %

de la longueur de la ligne, suivant les cas suivants:

- La première zone des protections électromécaniques est réglée à 90 % de la

longueur de la ligne. Le coude enregistré sur la caractéristique temps-distance, à la limite

du premier stade, permet d'assurer une sélectivité de fonctionnement même en cas de

chevauchement des premières zones des protections aux postes A et B.


Ce même réglage est aussi préconisé quand la protection localement est de technologie

électromécanique et celle du poste opposé de technologie statique:

A ZL B

ELECTROMECANIQUE Z1 = 0.9 x ZL ELECTROMECANIQUE

A ZL B

ELECTROMECANIQUE Z1 = 0.9 x ZL STATIQUE

Z1 = 0.9 x ZL

Caractéristique temps distance avec chevauchement :

t T2A

T1A T1B

A ZL B CC

- Il est adopté un réglage à 80 % de la longueur de la ligne avec un

déclenchement instantané en temps de base quand localement on dispose d'une

protection statique alors que le poste opposé est équipé de protection électromécanique

ou statique. Ce réglage permet d'éviter les chevauchements des premières zones des

protections en A et B qui sont à l'origine des fonctionnements non sélectifs de la

protection du poste A (cette dernière est plus performante).

A ZL B

STATIQUE Z1 = 0.8 x ZL ELECTROMECANIQUE

STATIQUE

Z1 = 0.8 x ZL


- Particulièrement pour une ligne en antenne alimentant un transformateur

THT/HT ou HT/MT, la première zone est réglée de façon à couvrir toute la ligne jusqu'aux

bornes d'entrées primaires du transformateur.

A ZL ZT

Z1 = ZL + 20 % ZT

L’action des protections, en première zone de mesure est instantanée (il dépend des

performances de la protection et

b- DEUXIEME ZONE DE MESURE:

Le réglage classique de la deuxième zone est de 120 % de la longueur de la ligne.

Dans des situations exceptionnelles comme le cas d'une ligne longue suivie d'une ligne

courte le réglage de cette zone est réduit pour éviter les fonctionnements non sélectifs

dus au dépassement de zone. On préconise à cet effet le réglage suivant:

A ZL1 B ZL2 C

Z2 = ZL1 + 20 % ZL2

Le réglage adopté en deuxième stade pour le cas d'une ligne en antenne:

A ZL ZT

Z2 = ZL + 50 % ZT

Le fonctionnement en deuxième zone est un secours qui élimine les défauts situés dans

la zone morte de la ligne et au delà du poste opposé pour le cas des réseaux maillés.


Il permet par ailleurs la détection des défauts internes au transformateur dans le cas des

alimentations en antenne.

L'action de déclenchement en deuxième zone est temporisée:

• Lorsque le poste en vis-à-vis est équipé de protections

électromécaniques on adopte :

T2 = 0.5 Sec

• Lorsque le matériel est purement statique dans le poste local et dans le

poste opposé on adopte:

T2 = 0. 3 Sec

Il est important de retenir que pour l'un et l'autre des cas cités ci-dessus la temporisation

deuxième stade doit être supérieure au premier stade de la protection de réserve des

postes lointains (quand celle-ci est d’application) si l'on veut garantir la sélectivité de

fonctionnement des protections.

Il est bien évident qu'avec l'adoption de l'accélération HF ou de l'allongement de stade, on

obtient des déclenchements simultanés et instantanés pour les défauts situés dans les

10% à 20 % de début et de fin de ligne. Les fonctionnements en deuxième zone seront

réduits notablement (diminution du temps d'élimination des défauts).

c- TROISIEME ZONE DE MESURE:

La portée de la troisième zone de mesure est habituellement réglée égale à la portée de

l'élément de démarrage. En présence de ligne en antenne, le réglage est choisi de façon

à protéger tout la ligne et 80 % de l'impédance du transformateur.

A ZL B ZT

Z3 = ZL + 80 % ZT

Les actions des déclenchements en troisième et quatrième zones se font en:

T3 = 1.2 Sec ; 2 Sec ≤≤≤≤ T4 ≤≤≤≤ 2,5 Sec

En évitant un réglage identique des T4 sur les différentes travées d’un même poste.


II- PROTECTION DE RESERVE DES LIGNES :

Cette protection existe uniquement dans quelques postes en attendant sa mise en

parallèle avec la protection principale.

La protection de réserve de distance est utilisée pour pallier à une défaillance de la

protection principale. Elle améliore la fiabilité de fonctionnement du matériel.

Dans les anciennes installations, cette protection n'est pas associée au dispositif de

réenclenchement automatique. Son action est cependant triphasée définitive quelque soit

le type et la nature du défaut. Dans le souci d'assurer la continuité d'alimentation des

consommateurs, les ordres de déclenchement monophasés sont temporisés (0.2 Sec ou

0.4 Sec) pour permettre à l'ensemble protection principale et réenclencheur de réussir les

cycles DR (Déclenchement et réenclenchement) lors des défauts monophasés fugitifs.

On rappellera que ces protections équipent l'ensemble des lignes de transport et

d'interconnexion. Elles sont parfois adoptées sur les liaisons HT de certains postes jugés

stratégiques.

1- REGLAGE DU DEMARRAGE:

Le réglage du démarrage est choisi de la même façon que celui de la protection de

distance principale.

2- REGLAGE DES STADES DE MESURE:

Dans l'ancien plan de protection, la protection de réserve est temporisée vis-à-vis des

défauts monophasés afin de donner toutes les chances à la protection principale de

réaliser les cycles DR (déclenchement et réenclenchement) lors des défauts monophasés

fugitifs.

En plus de cela, il est adopté une réduction des portées de première et deuxième zones

pour éviter les chevauchements de zone des protections principale et de réserve.

t

Tpr

Tpp

0 d1 d2 d


La caractéristique temps distance en pointillés correspond à la caractéristique de la

protection principale.

La zone sombre montre un chevauchement qu'il faut impérativement éviter lors des

réglages. Les défauts monophasés fugitifs situés sur le tronçon de ligne d1 d2 seront

éliminés en premier stade de la protection de réserve par un déclenchement triphasé

définitif: ce qui est pénalisant sur le plan de la continuité de service.

On règle à cet effet, pour le cas des lignes classiques:

Z1 = 0.7 x ZL Z2 = 1.1 x ZL Z3 = 1.3 x ZL

Pour le cas des lignes en antenne , les mêmes réglages en zones sont adoptés sur les

protections de distance principale et de réserve.

Les temps de déclenchement des différents stades s'établissent comme suit:

- Monophasé :

Dans le cas où les protections sont de technologie statique dans les postes A et B on

règle:

A ZL B

STATIQUE STATIQUE

T1 = 0.2 Sec T2 = 0.3 Sec

Dans le cas où les protections sont de technologie:

- Statique au poste A et électromécanique au poste B.

A ZL B

STATIQUE ELECTROMECANIQUE

- Electromécanique au poste A et quelconque au poste B.

A ZL B

ELECTROMECANIQUE QUELCONQUE

On règle pour ces cas:


T1 = 0.4 Sec T2 = 0.5 Sec

Dans le cas de défauts monophasés la temporisation T1 est additionnée à T2 .

L'élimination d'un défaut deuxième stade se fait donc en 0.5 Sec ou 0.9 Sec avec la

protection de réserve.

- Triphasé:

Lors des défauts polyphasés, les protections principale et de réserve agissent par des

déclenchements triphasés définitifs (réglages en temps identiques). La plus performante

des deux protections (temps de base court) déclenchera la première. Les temporisations

des troisième et quatrième stades sont identiques à celles de la protection principale.

Avec l'avènement du nouveau plan de protection, adopté déjà avec quelques postes THT

, les protections de distance principale 1 et principale 2 ( ex. réserve ) ont les mêmes

chances de fonctionnement quelque soit la nature ou le type de défaut. Ce qui ne

nécessite plus de choisir des valeurs de réglages différentes.


III- CAS PARTICULIER DU REGLAGE DES PROTECTIONS D'U N PIQUAGE:

Les piquages sont réalisés dans les zones qui subissent un développement industriel

important, rapide et inattendu. Ce genre de schéma particulier, qui est d'ailleurs transitoire

en attendant l'implantation d'un poste de transformation définitif, répond bien du point de

vue de l'alimentation électrique des consommateurs, néanmoins il reste très délicat sur le

plan du choix des réglages des protections et ne garantit pas à tous les coups une bonne

continuité de service.

Deux cas de piquages, avec chacun ses particularités, sont prévisibles en exploitation des

réseaux:

CAS - 1 -:

Z1 Z2 CC

A I1 I1 + I3 I2 B

Z3 I3

C

Ce piquage est caractérisé par trois sources actives.

Les défauts qui apparaissent sur la zone délimitée par les trois pôles du piquage seront

alimentés par les trois sources A,B et C.

La difficulté du calcul des réglages pour chacune des protection en A,B et C, réside dans

le fait que le courant traversant la protection n'est pas le même que celui qui parcourt le

tronçon situé au delà du point de piquage.

Dans le cas de l'exemple ci-dessus, la protection en A est traversée par le courant I1 .

Le tronçon situé entre le point de piquage et le défaut est parcouru par le courant I1 + I3.

Le même problème est constaté pour le cas de la protection en C qui est traversée par le

courant I3 alors que le tronçon situé au delà du point triple est traversé par le courant I1 +

I3.

Par contre la protection en B est parcourue par le courant qui participe directement au

défaut.


Les conséquences pour les protections en A et C sont telles qu'au delà du point de

piquage la mesure de la réactance n'est pas seulement proportionnelle à la longueur de la

ligne mais aussi au rapport des courants des sources C et A, qui est à son tour fonction

du régime de fonctionnement du réseau.

Equations au point A :

- Tension mesurée par la protection en A:

UA = Z1 x I1 + Z2 x p ( I 1 + I3 )

Avec: p la distance en % entre le point de piquage et le défaut.

- Impédance mesurée au point A :

Pour un défaut situé au poste B , p = 1.

Soit:

Le terme 1 + I3 / I1 = k est appelé coefficient d'injection de la source C.

UA ZA =

I1 = Z1 + Z2 x p ( 1 + )

I3

I1

ZA = Z1 + Z2 ( 1 + ) I3

I1


Il en est déduit que :

• Le choix des réglages d'un piquage passe nécessairement par un

calcul de courants de court-circuit qui détermine les grandeurs des

trois sources qui participent au défaut.

• Quand la source C est de puissance faible le coefficient d'injection

est proche de 1.

• Quand la source C est de puissance importante le coefficient

d'injection devient important , d'où la difficulté de choix des réglages

(impédances de réglage très élevées, parfois impossibles à afficher

sur les relais ).

Remarque : Ce raisonnement est valable pour les trois protections en A, B et C en

déplaçant

uniquement les défauts sur les tronçons d'impédances Z1 et Z3 .

La courbe ci-dessous donne la variation du coefficient d'injection en fonction du rapport

des courants des sources:

k

3

2 k = 1 + I3 / I1

1

0

0 1 2 3 4 I3 / I1


La courbe qui suit donne la variation de l'impédance mesurée par la protection au poste A

en fonction de la distance et du coefficient d'injection de la source C ( ZA = Z1 + Z2 x k ).

ZA ( Ω)

Z1 + Z2 ( k = 4 )

Z1 + Z2 ( k= ∞ )

Z1 + Z2 ( k = 3 )

Z1 + Z2 ( k = 2 )

Z1 + Z2 ( k= 1 )

Z1 + Z2 ( k = 0 )

ZL(Ω)

A Piquage B

Les cas remarquables sont:

• k = 1 ⇒ La source C ne fournit aucun courant. L'impédance de la

source est directement proportionnelle à la longueur de la ligne.

• k = ∞∞∞∞ ⇒ C'est le cas où la source en A ne fournit aucun courant. La

totalité du courant vient de la source C.

1- REGLAGE DU DEMARRAGE :

Pour définir le réglage du démarrage des trois protections du piquage, on détermine

d'abord les valeurs des impédances mesurées par les protections dans le cas des

défauts situés aux pôles A, B et C.


a- DEFAUT EN B :

Z1 Z2 CC

A I1 I1 + I3 B

Z3 I3

C

- Mesure en A:

- Mesure en C :

b- DEFAUT EN C:

Z1 Z2

A I1 I2 B

Z3 I1 + I2

CC

C

ZA = Z1 + Z2 ( 1 + ) I3

I1 ( 1 )

ZC = Z3 + Z2 ( 1 + ) I1

I3 ( 2 )


- Mesure en A:

- Mesure en B :

c- DEFAUT EN A:

CC Z1 Z2

A I2 + I3 I2 B

Z3 I3

C

- Mesure en B:

ZA = Z1 + Z3 ( 1 + ) I2

I1 ( 3 )

ZB = Z2 + Z3 ( 1 + ) I1

I2 ( 4 )

ZB = Z2 + Z1 ( 1 + ) I3

I2 ( 5 )


- Mesure en C :

Le choix du réglage du démarrage de chacune des protections se fait en comparant les

équations suivantes:

• Equations ( 1 ) et ( 3 ) pour la protection en A.

• Equations ( 4 ) et ( 5 ) pour la protection en B.

• Equations ( 2 ) et ( 6 ) pour la protection en C.

Pour garantir le fonctionnement vis-à-vis des défauts apparaissant dans la zone de

protection , on prend en compte l'équation qui donne la plus grande impédance de

mesure . Soient ZA > , ZB > , ZC >.

L'impédance de réglage adoptée pour chaque protection est :

ZdA = 1.2 x ZA > ZdB = 1.2 x ZB > ZdC = 1.2 x ZC >

Ce démarrage doit être vérifié afin d'éviter les démarrages pour des défauts MT.

2- REGLAGE DES ZONES DE MESURE :

Il sera proposé des réglages uniquement pour la protection en A.

Les réglages des protections en B et en C seront choisis suivant la même logique que

celle adoptée pour la protection en A.

Sachant que plus de 80 % des défauts sont monophasés, les réglages seront choisis de

façon à couvrir , en 1er et 2e stade, le maximum de la zone délimitée par les sommets

A, B et C pour pouvoir réaliser les cycles de réenclenchement vis-à-vis des défauts à la

terre fugitifs, sans toutefois interférer avec les défauts MT.

a- PREMIERE ZONE:

On adopte un réglage égal à 80 % de l'impédance mesurée la plus faible, parmi les

équations ( 1 ) et ( 3 ).

Z1 = 0.8 x ZA<

L'action de la protection est instantanée en première zone.

ZC = Z3 + Z1 ( 1 + ) I2

I3 ( 6 )


b- DEUXIEME ZONE :

La portée du deuxième stade est égale à 80 % de l'impédance mesurée la plus grande ,

parmi les équations ( 1 ) et ( 3 ).

Z2 = 0.8 x ZA>

L'action du deuxième stade se fait en 0.3 Sec ou 0.5 Sec comme décrit précédemment.

c- TROISIEME ZONE:

La troisième zone de mesure est réglée à la même portée que le démarrage.

Sa temporisation est de 1.2 Sec.

Remarque : Le schéma d'exploitation en piquage étant complexe, les réglages des

protections principale et de réserve seront identiques.

CAS - 2 -:

Z1 Z2 CC

A I1 I1 + I3 I2 B

Z3 I3

C

Y

Dans ce deuxième cas de piquage , la particularité réside dans le fait que le pôle C est

passif ( pas de source en C ) et ne participe de ce fait aux défauts à la terre que par la

composante de courant homopolaire. Lors des défauts triphasés, le pôle C ne participe

par aucun courant. Sur le plan des réglages, les protections en A et B sont très

sensibles et peuvent être réglées aisément comme expliqué dans le cas 1.

Par contre la protection en C ne fonctionne que pour les défauts à la terre proches en

raison du coefficient d'injection qui atteint des valeurs très grandes ( voir la courbe de

variation de ZA en fonction de l'éloignement et du coefficient d'injection ).


La conséquence directe de ce type de schéma d'exploitation est que les DR

(déclenchement suivi de réenclenchement ) ne sont réussis que rarement par suite de

l'insensibilité de la protection en C.

Le courant homopolaire, aussi faible soit-il, fourni par le sommet C arrive à entretenir le

défaut même avec les ouvertures monophasées simultanées des sources A et B.

L'élimination des défauts monophasés se fait alors par des cycles DRD ( déclenchement

monophasé–réenclenchement-déclenchement triphasé définitif) engendrant des

manoeuvres supplémentaires sur les disjoncteurs.

Dans ces situations de schéma, on adopte le réenclenchement classique au niveau des

pôles A et B, mais au niveau du pole C on réalise le déclenchement triphasé définitif

quelque soit le type de défaut, suivi d’un réenclenchement après 3 à 5 secondes .

Cette action est réalisée au pole C par l’installation d’un automate de reprise de service

qui asservit le critère tension locale aux fonctionnements des protections des pôles A et B.

Le retour de tension est aussi une condition de fonctionnement de cet automatisme.


IV- PROTECTION DIFFERENTIELLE BARRES THT :

La protection différentielle barres est destinée à protéger les barres THT contre les

courts-circuits. Sa zone de protection est délimitée par les transformateurs de courant des

différentes travées qui constituent le poste. Son action est rapide et sélective pour les

défauts intérieurs à la zone protégée. L'une des qualités de la protection différentielle

barres est de rester stable vis-à-vis des défauts de réseaux. Le principe de

fonctionnement de cette protection est basé sur la loi de KIRCHHOFF. Elle compare en

permanence la somme des courants rentrants à la somme des courants sortants des

barres.

Sachant que les rapports de transformation des transformateurs de courant sont différents

d'une travée à l'autre, le réglage de la protection consiste à déterminer les

transformateurs auxiliaires adéquats qui permettent d'équilibrer la protection en régime

sain. Il est par ailleurs défini un courant de démarrage de la protection dont le réglage est

déterminé compte tenu du départ le plus chargé pour permettre un aiguillage du départ

sans risque de déclenchement en cas de besoin.

La circulation d'un courant différentiel faible verrouille la protection et provoque une

alarme.

Exemple de réglage : Protection différentielle 7SS10.

BARRES THT

1200/1A

400/1A 600/1A

TCA TCA TCA TCA

∆ BARRES


Le réglage de la protection se fait par l'intermédiaire de TC de mixage dont le nombre de

spires pour les phases et neutre R-T-N sont respectivement dans les rapports 2, 1 et 3.

500 spires 100 mA

2 1 3

iR iT iS iN

La référence de calcul est la phase T de la travée barres.

Le calcul tient compte de √ 3 dû au couplage triangle.

n2 x iT2 500 x 0.1

n1 = = = 28.9 Soit 30 spires

iT1 x √ 3 1 x √ 3

Les nombres de spires des TC recaleurs pour la travée couplage barres sont:

• - Phase R : 60 spires.

• - Phase T : 30 spires.

• - Neutre N: 90 spires.

L'injection des courants suivants, aux primaires des TC de mixage permet de mesurer un

courant égal à 100 mA au secondaire:

√3 spires √3 spires

R-N = = 0.35 x IN S-N = = 0.58 x IN

5 spires 3 spires


T-N = = 0.43 x IN R-S = = 0.87 x IN

4 spires 2 spires



S-T = = 1.73 x IN T-R = = 1.73 x IN

1 spires 1 spires

√3 spires

R-S-T = = 1 x IN

√3 spires

Avec: IN : Le courant nominal des TC principaux de la travée couplage barres (1200 A ).

Travée transformateur : TC = 400/1 A

TC de mixage: - Phase R : 20 spires

- Phase T : 10 spires

- Neutre N : 30 spires

Travée ligne : TC = 600/1 A

TC de mixage: - Phase R : 30 spires

- Phase T : 15 spires

- Neutre N : 45 spires

On vérifie ensuite que pour un même courant en haute tension chaque travée doit fournir

le même courant au secondaire des TC de mixage:

1- Travée couplage : TC = 1200/1 A

R T N

60 spires 30 spires 90 spires

iR iS iT iN

La phase R : iR-N = 0.35 A soit IR = 420 A en THT.

n1 = 150 spires n1 x iR1 150 x 0.35

n2 = 500 spires ⇒ n1 x iR1 = n2 x iR2 ⇒ iR2 = = = 0.105 A.

n2 500


La phase S : iS-N = 0.58 A soit IS = 696 A en THT.

n1 = 90 spires n1 x iS1 90 x 0.58

n2 = 500 spires ⇒ n1 x iS1 = n2 x iS2 ⇒ iS2 = = = 0.104 A.

n2 500

La phase T : iT-N = 0.43 A soit IT = 516 A en THT.

n1 = 120 spires n1 x iT1 120 x 0.43

n2 = 500 spires ⇒ n1 x iT1 = n2 x iT2 ⇒ iR2 = = = 0.103 A.

n2 500

2- Travée ligne : TC = 600/1 A

R T N


iR iS iT iN

La phase R : iR1 = 0.7 A soit IR = 420 A en THT.

n1 = 75 spires n1 x iR1 75 x 0.7


n2 500

La phase S : iS1 = 1.16 A soit IS = 696 A en THT.

n1 = 45 spires n1 x iS1 45 x 1.16


n2 500

La phase T : iT1 = 0.86 A soit IT = 516 A en THT.

n1 = 60 spires n1 x iT1 60 x 0.86


n2 500


3- Travée transformateur : TC = 400/1 A

R T N


iR iS iT iN

La phase R : iR1 = 1.05 A soit IR = 420 A en THT.

n1 = 50 spires n1 x iR1 50 x 1.05


n2 500

La phase S : iS1 = 1.74 A soit IS = 696 A en THT.

n1 = 30 spires n1 x iS1 30 x 1.74


n2 500

La phase T : iT1 = 1.29 A soit IT = 516 A en THT.

n1 = 40 spires n1 x iT1 40 x 1.29


n2 500

Le constat qu'il y a lieu de faire est que le rapport de transformation des TCA est correct

pour chacune des phases et chacune des travées: Le courant au secondaire est toujours

le même.

Autres réglages:

• - Courant de démarrage : 1 x IN

• - Courant de surveillance : 0.1 x IN

• - Facteur de stabilisation : 0.5


V- PROTECTION COMPLEMENTAIRE:

La protection complémentaire à pour rôle l'élimination des défauts très résistants pour

lesquels les protections de distance sont insensibles. Elle fonctionne souvent sous l'allure

d'une courbe de puissance résiduelle (parfois de courant résiduel directionnel) à temps

inverse, choisie parmi un faisceau de courbes plus ou moins rapides.

Pour éviter de devancer les protections principale et de réserve et en raison de son action

triphasée sur le disjoncteur, cette protection est temporisée et agit dans tous les cas après

les deuxièmes stades des protections de distance.

Les protections complémentaires des lignes THT, doivent être réglées à O,8 Sec, par

contre sur les lignes HT, il est préférable d’adopter une temporisation de 1 Sec afin

d’éviter les fonctionnements intempestifs pour les défauts sur le réseau MT.

De plus, pour assurer une sélectivité de fonctionnement vis-à-vis des protections de

distance, on réalise le verrouillage de la protection lors d'un cycle en cours de

réenclenchement du disjoncteur.

La détermination des valeurs de réglage en puissance résiduelle ou en courant résiduel

nécessite un calcul de court-circuit qui tiendrait compte d'une résistance maximale de

défaut, en bout de ligne, de 100 Ohm (Cette valeur est estimée largement suffisante pour

la détection des défauts résistants des régions rocailleuses, montagneuses ou

sablonneuses).

EXEMPLE DE REGLAGE:

- Démarrage :

Le démarrage est habituellement réalisé par un relais de courant homopolaire qu'on règle:

IR = 0.2 x IRES T = 1 Sec ou T = 0,8 Sec

Avec : IRES : Le courant résiduel.

- Mesure :

La mesure est réalisée par le relais de puissance résiduelle.

Le réglage préconisé est:

PR = 16 W Courbe = 5


VI- PROTECTION DE SECOURS DES LIGNES:

La protection de secours des lignes HT est réalisée par l'intermédiaire d'un relais à

maximum de courant triphasé à temps constant. Son rôle est d'assurer en premier lieu le

secours des protections principales et complémentaires contre les courts-circuits de

nature quelconque, mais aussi de déclencher les surcharges inadmissibles sur la ligne.

Son réglage tient compte du courant de surcharge maximal (défini par le courant

admissible des conducteurs ou par le courant de surcharge maximal des transformateurs

de courant de la ligne) et du courant de défaut minimal en bout de la ligne (défaut

biphasé).

Le temps d'action de cette protection est choisi compte tenu des temporisations des

protections à maximum de courant des lignes et transformateurs environnants, pour

assurer une bonne sélectivité de fonctionnement.

Cette temporisation est généralement choisie entre le troisième et quatrième stade des

protections de distance.

ISURCH. < IR < ICC min T3 < TR < T4

VII- PROTECTION DE DEFAILLANCE DISJONCTEUR :

L'installation d'une protection de défaillance disjoncteur se justifiée parce qu'elle permet

de préserver le matériel électrique et d'assurer une meilleure qualité de service. Cette

protection fonctionne en cas de refus d'ouverture du disjoncteur de la travée. Son

démarrage est effectué par l'ordre de déclenchement des protections principale et/ou de

réserve. A l'échéance d'une temporisation de 0.3 Sec, si un critère de courant confirme la

position fermée du disjoncteur, un ordre de déclenchement est élaboré et entraîne les

ouvertures du couplage et de tous les départs aiguillés sur la même barre que le départ

en défaut.

Les réglages sont:

T = 0.3 Sec IR = 1.5 x IN

Ce réglage est adopté pour toutes les protections de défaillance disjoncteur, excepté celle

de la travée transformateur qui utilise l'interlock disjoncteur pour la confirmation de la

position fermée du disjoncteur. Le seul réglage à faire sur cette protection est l'affichage

du temps de déclenchement.


VIII- DISPOSITIF DE REENCLENCHEMENT AUTOMATIQUE :

Les statistiques annuelles des incidents montrent que près de 75 % des défauts sur les

lignes aériennes sont monophasés fugitifs.

A cet effet, et dans le souci d'assurer la continuité d'alimentation, il est associé aux

protections principales un dispositif de réenclenchement automatique du disjoncteur qui

assure:

- En monophasé :

• Un réenclenchement pour les défauts fugitifs (DR).

• Un réenclenchement suivi d'un déclenchement triphasé définitif lorsque le

défaut est permanent (DRD).

- En triphasé :

• Un déclenchement définitif sur les lignes du réseau maillé.

En ce qui concerne les lignes réalisées en antenne, il est exceptionnellement permis de

faire le réenclenchement triphasé, quelque soit le type de défaut.

Réglage du réenclencheur:

- Lignes en antenne:

• Mode de réenclenchement : Triphasé.

• Temps de réenclenchement : 3 Sec.

• Temps de discrimination : 0.8 Sec.

- Lignes du réseau maillé:

• Mode de réenclenchement :.Monophasé

• Temps de réenclenchement : 1,2 Sec (sauf pour les postes

dotés du matériel BT électromécanique où il faut adopter 1,5 Sec).

• Temps de discrimination : 0.8 Sec.

La fonction de réenclenchement n'est pas appliquée sur les liaisons souterraines, sachant

que les défauts de câbles sont toujours permanents.


IX- DISPOSITIF DE LOCALISATION DE DEFAUT :

Les lignes longues sont généralement équipées à une extrémité par un dispositif de

localisation de défaut. Cet automate permet de situer le lieu de défaut pour faciliter la

tache des agents de la maintenance chargés de la réparation de la ligne. Le

fonctionnement de cet appareil est provoqué par les déclenchements monophasés de la

protection principale et consiste à mesurer l'impédance de court-circuit qui est directement

proportionnelle à la longueur de la ligne.

Dans les protections de distance, numériques, cette fonction est intégrée dans la base

pour certaine protection et en option sur d’autres.

Avec: XCC La réactance de court-circuit.

X0L La réactance linéique de la ligne.

La mesure du localisateur de défaut est effectuée au moment du passage du courant par

zéro. Cet artifice permet d'éliminer l'influence de la résistance de défaut et de la

résistance de la ligne sur la mesure de distance.

Avec : rL : Résistance de la ligne.

Rd : Résistance de défaut.

LL : Inductance de la ligne.

Pour i = 0 ⇒⇒⇒⇒

D = XCC

X0L ( km)

u = ( RL + Rd) i + LL di

dt

u = LL di

dt


EXEMPLE DE REGLAGE 1: DLDS (matériel conventionne l).

Soit la ligne 220 kV, suivante:

TC = 600 / 5A L=100 Km

KU = 2200 X0L = 0.4 Ω / Km

Réactance totale de la ligne:

XL = X0L x L = 0.4 x 100 = 40 Ω

Rapport de transformation des impédances:

KZ = KU / KI = 2200 / 120 = 18.33

Réactance basse tension de la ligne: Distance de référence:

L'affichage du coefficient de terre k0 et de l'angle de la ligne, dépend directement des

caractéristiques de la ligne.

EXEMPLE DE REGLAGE 2: 7SE12 (matériel statique).

Nous considérons la même ligne que précédemment.

La relation qui permet d'adapter les grandeurs de réglage est:

KL

KZ XLBT = =

40

18,33 = 2,18 ΩΩΩΩ

KL x KZ

K0L XLBT = =

2,50 x 18,33

0,4 = 115 km

Ku

Ki k = =

28,9 x L

XL x In Dans le cas des lignes longues

Ku

Ki k = =

28,9 x L

XL x In x 4 Dans le cas des lignes courtes


Avec : XL : la réactance primaire de la ligne.

L : la longueur de la ligne.

La ligne est longue dans le cas choisi:

2200

120 k = =

28,9 x100

40 x 5 = 265


X- PROTECTION DIFFERENTIELLE TRANSFORMATEUR :

La protection différentielle transformateur est une protection principale aussi importante

que les protections internes transformateur. Cette protection à une sélectivité absolue, il

lui est demandé, en plus, d'être très stable vis-à-vis des défauts extérieurs.

Pour la prémunir contre les fonctionnements dus aux phénomènes transitoires

d'enclenchement, cette protection est dotée d'un filtre contre le courant harmonique de

rang 2. Le principe de fonctionnement de la protection est basé sur la comparaison des

courants rentrants et des courants sortants du transformateur.

REGLAGE DE LA PROTECTION:

D'une façon générale, plusieurs paramètres sont à l'origine de l'existence d'un courant

différentiel circulant dans le relais en régime de fonctionnement à vide ou en charge d'un

transformateur: - Les rapports de transformation

- Le couplage des enroulements.

- Le courant à vide.

- Les erreurs des réducteurs de courant.

Avec tous ces paramètres, il est impossible d'obtenir un courant différentiel nul; et c'est la

raison pour laquelle on adopte des protections différentielles à pourcentage sur les

transformateurs. Le courant différentiel limite de fonctionnement peut être réglé entre 20

% et 50 % du courant nominal de la protection.

EXEMPLE DE REGLAGE:

400 A

TC1 = 400 / 1A TC2 = 1200 / 1 A

i1 220 / 60 kV i2

120 MVA

TCA1 TCA2

i11 ∆T i22


Par suite du couplage étoile-étoile avec mise à la terre des neutres, les courants primaire

et secondaire du transformateur sont en phase. Un couplage étoile triangle aurait

nécessité un couplage triangle à l'entrée des transformateurs de recalage TCA1 pour

rattraper le déphasage entre les courants primaires et secondaires.

Le reste des réglages consiste à définir les rapports des TCA1 et TCA2 qui permettent

d'avoir l'égalité des courants i11 et i22 à l'entrée du relais quelque soit la charge transitant

par le transformateur ( pour notre exemple la charge et de 400 A vue sous 220 kV ).

- Côté 220 kV :

i1 = 1 A En choisissant un rapport de transformation égal à 1 pour le TCA1 nous

aurons:

i11 = 1 A

- Côte 60 kV :

Le courant de charge coté 60 kV est:

Le courant de charge au secondaire des TC principaux est:

Le but recherché est d’avoir :

i11 = i22 = 1 A.

L'équation simplifiée des forces magnétomotrices du TCA2 nous permet d'écrire:

ICH.60 = ICH.220 x U1

U2

220

60 = 400 x = 1467 A

1467

1200

ICH.60

Ki = = I2 = 1,22 A

= = n2 x i 2 = n22 x i 22 =

⇒⇒⇒⇒ n2

n22

i22

i2

1

1,22 = 0,82


n2 et n22 sont respectivement les nombres de spires primaires et secondaires des TCA.

Avec des TCA de type SIEMENS par exemple on aura :

- Pour TCA1 : n1 = n11 = 26 spires.

- Pour TCA2 : n2 = 18 spires ; n22 = 22 spires.

La sensibilité de la protection est réglée à:

IS = 30 % x IN

Dans les protections différentielles de technologie numérique, les TC de recalage sont

intégrés à l’intérieur des protections.

XI- PROTECTIONS A MAXIMUM DE COURANT DES TRANSFORMA TEURS

THT/HT/MT:

Ces protections à maximum de courant à temps constant équipent chaque enroulement

du transformateur.

1- PROTECTION COTE THT:

C'est une protection qui réalise le secours des protections internes et de la protection

différentielle. Dans certains cas, cette protection comporte deux seuils de fonctionnement

en courant:

- Un seuil de courant violent, réglé pour protéger le transformateur contre les

défauts internes, avec une action instantanée:

IR = 1.3 x ICCMAX.. T = 0 Sec

Avec ICCMAX : le courant de court-circuit maximal aux bornes HT du transformateur

correspondant au régime maximal de fonctionnement du réseau.

Le réglage de la protection à maximum de courant instantanée doit être sélectif quelque

soit le régime de fonctionnement du réseau. En assimilant l'impédance du transformateur

à celle d'une ligne on reproduit la courbe (ci-dessous) donnant la variation des courants

de courts-circuits en fonction de l'impédance et du régime de fonctionnement du réseau

source.


THT P HT CC

ICC

IR1

IR C1 C2

ICCmax

ICCmin

0 Z

Avec : C1 : Régime de fonctionnement maximal.

C2 : Régime de fonctionnement minimal.

Un courant de réglage supérieur au courant ICCmax ( soit IR ) garantit la sélectivité de

fonctionnement. Par contre un courant de réglage compris entre ICCmin et ICCmax ( soit

IR1 ) engendre des déclenchements non sélectifs lors des fonctionnements en régime

maximal du réseau.

- Un seuil de surcharge protégeant le transformateur contre les surcharges

inadmissibles. Il est réglé à :

IR = 1.3 x IN.TR T = THT + ∆∆∆∆t ≤≤≤≤ 3 Sec

Avec :

IN.TR : Le courant nominal du transformateur coté THT.

THT : Temporisation de la protection de courant coté HT.

∆t : Echelon de temps sélectif.


2- PROTECTION COTE HT:

La protection à maximum de courant côté HT protège le transformateur contre les

surcharges inadmissibles. Elle réalise aussi la protection de secours des barres et des

départs H.T. Elle est réglée de la même façon que le seuil de surcharge de la protection à

maximum de courant installée sur l'enroulement primaire du transformateur.

IR = 1.3 x IN.TR THT = TDEP> + ∆∆∆∆t

Avec :

- IN.TR : Le courant nominal du transformateur coté HT

- TDEP> : Le temps le plus haut réglé sur les départs.

- ∆t : Echelon de temps sélectif

3- PROTECTION COTE MT:

Cette protection est destinée à protéger la liaison reliant le tertiaire du transformateur et le

TSA contre les défauts polyphasés.

C'est parfois une protection à deux seuils de fonctionnement:

• Le seuil violent est réglé pour protéger le transformateur contre les

défauts internes au TSA.

IR = 1.3 x ICCMAX.. T = 0 Sec

Avec : ICCMAX : Le courant de court-circuit au secondaire du TSA.

• Le seuil de surcharge réglé à:

IR = 1.3 x IN.TSA T = 0.5 Sec


XII- PROTECTION DE SURCHARGE THERMIQUE:

La température de fonctionnement admissible d'un transformateur dépend de deux

températures variables:

• La température ambiante qui varie en fonction des conditions

climatiques et météorologiques.

• La température provoquée par le passage du courant dans les

enroulements transformateur (effet joule).

Cette température dépend de l'intensité de courant, du diélectrique et

des caractéristiques physiques du matériau des conducteurs telles que

la capacité calorifique, le coefficient de transmission de chaleur, la

densité volumique etc.....

Le processus de variation de la température dans un conducteur obéit à une loi

exponentielle:

ϑϑϑϑ( t ) = ϑϑϑϑAMB. + ( ϑϑϑϑf - ϑϑϑϑAMB. ) ( 1 - e -t/ ττττ )

Avec : τ : La constante de temps du conducteur.

ϑAMB : La température ambiante.

ϑf : La température finale est atteinte au bout de 3τ.

ϑ

ϑf

ϑAMB

t0 t1 t2 t


Entre les instants t0 et t1 , aucun courant ne passe dans le conducteur: ϑ ( t ) = ϑAMB. .

A l'instant t1 un courant commence à circuler dans le conducteur provoquant

l'échauffement progressif du conducteur.

A l'instant t2 le processus d'échauffement est terminé. La température se stabilise à une

valeur établie d'équilibre avec le milieu ambiant.

La durée du processus de variation de la température ( t1 à t2 ) est généralement égale à

3τ. Les relais de surcharge thermique des transformateurs sont adaptés pour fonctionner

suivant l'allure de la courbe ci-dessus, à chaque fois qu'on passe d'un régime de charge à

l'autre.

En effet, on dispose d'un faisceau de courbes de fonctionnement liées chacune à un

courant de référence correspondant à la surcharge réglée.

La connaissance de la constante de temps globale, résultante des constantes de temps

du diélectrique et des conducteurs des enroulements, permet d'avoir un réglage précis de

la surcharge intolérable sur le transformateur.

Exemple de réglage : Protection de surcharge thermique QV94.

220/60 kV

1400/1A

120 MVA

QV 94

Surcharge maximale: IMAX = 1390 A

Courant nominal du transformateur coté 60 kV: INTR 1150 A

Rapport des TC : Ki = 1400 / 1 A

- Le courant de surcharge maximal ramené en basse tension est:

iMAXBT = 1390

1400 = 0,99 A


Le courant de référence est:

La température de déclenchement est:

∆∆∆∆ϑϑϑϑ2% = ( iMAXBT / IB )2 x 100 = ( 0.99 / 0.82 )2 x 100 = 145 %

Sachant que la température d'alarme doit être réglée à 20 % ou 30 % de moins que la

température de déclenchement le réglage est:

• Température de déclenchement : ∆ϑ2% = 140 %.

• Température d'alarme : ∆ϑ1% = 110 %.

• Constante de temps globale : τ = 20 mn.

XII- PROTECTION A MAXIMUM DE COURANT DES TRANSFORMA TEURS HT / MT:

1- PROTECTION COTE HT:

Le réglage de la protection côte primaire du transformateur dépend de la configuration de

schéma de protection adoptée sur le transformateur et sur les départs MT.

On rencontre 3 cas de configurations de schéma :

a- CONFIGURATION 1 :

HT * La protection à maximum de courant côté HT

I> T> est à un seuil de courant temporisé : I> , T>.

* La protection à maximum de courant des départs

MT est à un seuil de courant temporisé : I> , T>.

MT

I> T>

IB =

1150

1400 = 0,82 A


Le réglage de la protection côté HT est fonction du courant de surcharge maximal et du

courant de court-circuit minimal.

ISURCH. < IR < ICCMIN

Le réglage à 1.3 x INTR est couramment utilisé.

Le courant de court-circuit minimal peut être donné par le courant de court-circuit biphasé

en bout de ligne MT.

L'action de la protection s'effectue en:

THT = TARMT + ∆∆∆∆t ≤≤≤≤ 2 Sec

Avec: TARMT : Temporisation de la protection de l'arrivée transformateur.

∆t : Echelon sélectif réglable entre 0.3 Sec et 0.5 Sec.

Il est rappelé que cette configuration existe uniquement sur les anciennes installations.

b- CONFIGURATION 2 :

HT * La protection à maximum de courant côté HT est à 2

I> T> seuils de courant temporisé : I> , T>, I >>,T>>.

I>> T>> * La protection à maximum de courant des départs MT

Est à un seuil de courant temporisé : I> , T>.

MT

I> T>

Dans ce cas le seuil violent de la protection coté HT est réglé pour assurer la protection

principale contre les défauts internes au transformateur.

Son action est instantanée.

IR = 1.3 x ICCMAX T = 0 Sec


Avec : ICCMAX : Le courant de court-circuit sur les barres MT, correspondant au régime

de

Fonctionnement maximal du réseau.

Le seuil de surcharge est réglé de la même façon que dans la configuration 1.

Soit:

ISURCH. < IR < ICCMIN THT = TARMT + ∆∆∆∆t ≤≤≤≤ 2 Sec

Le réglage à 1.3 x INTR est couramment utilisé.


c- CONFIGURATION 3 :

HT * La protection à maximum de courant côté HT est à 2

I> T> seuils de courant temporisés : I> , T>, I >>,T>>.

I>> T>> * La protection à maximum de courant des départs

MT est à 2 seuils de courant temporisés : I> , T>,

I>>, T>>.

MT

I> T>

I>> T>>

C'est la configuration adoptée sur les postes récents et les postes futurs.

Le seuil violent de la protection coté HT est réglé de la même façon que dans la

configuration 2.

Soit:

IR = 1.3 x ICCMAX T = 0 Sec

Le seuil de surcharge est réglé de façon à protéger les barres MT du poste et assurer

par la même occasion le secours des seuils violents des protections des départs MT.

IR = 0.8 x ICCMIN T = 0.6 Sec

Avec : ICCMIN : Le courant de défaut biphasé sur les barres MT du poste.

2- PROTECTION COTE MT :

La protection à maximum de courant côté MT est une protection destinée à protéger le

transformateur contre les surcharges inadmissibles. C'est une protection de courant à un

seuil temporisé.

Le réglage classique de la protection doit tenir compte du courant de surcharge maximal

et du courant de court-circuit minimal.

ISURCH. < IR < ICCMIN TARMT = TMT + ∆∆∆∆t ≤≤≤≤ 2 Sec

Avec : TMT : La temporisation la plus élevée sur les départs MT.


Quelquefois le réglage d'un relais à maximum de courant temporisé destiné à la protection

d'un transformateur HT/ MT contre les surcharges doit tenir compte non seulement du

courant de surcharge maximal et du courant de court-circuit minimal, mais aussi du

courant de retombée du relais ainsi que du courant de redémarrage des moteurs

notamment lorsque les départs MT alimentent des zones industrielles.

HT ICC

ICCmax

ICCmin

IR

IRET

IRED

I> (t1 - t0 ) +∆t ICHi

MT ICHf

CC I> (t1 - t0 )

0 t0 t1 t2 t

Avec: ICHi , ICHf : Les courants de charges initial et final.

IR : Le courant de réglage.

IRED : Courant de redémarrage des moteurs.

IRET : Courant de retombée du relais.

t1 - t0 : Temps d'action de la protection du départ MT

t2 - t1 : Durée du processus de redémarrage des moteurs.

La courbe ci-dessus montre qu'à l'instant t0 un court-circuit apparaît sur l'un des départs

MT. Le relais du départ concerné par le défaut ainsi que le relais de l'arrivée

transformateur fonctionnent. A l'échéance de la temporisation t1 - t0 la protection du

départ MT élimine le défaut et la protection de l'arrivée transformateur ( dont la

temporisation est ( t1 - t0 ) + ∆t ) retombe et assure la continuité d'alimentation des

consommateurs des départs restant.


Il est bien évident qu'en choisissant un courant de retombée du relais inférieur au courant

de redémarrage des moteurs , le relais de l'arrivée transformateur ne retombe pas à

l'instant t1 , malgré la disparition du défaut, et provoque un déclenchement non sélectif à

l'échéance de ( t1 - t0 ) + ∆t.

3- PROTECTION DE NEUTRE MT:

Ce relais est prévu pour assurer la protection de la liaison reliant les bornes

transformateur et les barres MT contre les défauts à la terre. Il réalise aussi le secours du

seuil homopolaire des protections des départs MT. Le réglage de cette protection est

choisi inférieur au courant de réglage homopolaire du départ MT le plus bas réglé.

IR = 0.95 x IRH T = TMT + ∆∆∆∆t

1 Sec ≤≤≤≤ T ≤≤≤≤ 1,5 Sec

Avec :

- IRH : le courant du départ le plus bas réglé.

- TMT : Temporisation la plus élevée sur les départs MT.

4- PROTECTION MASSE CUVE :

La protection masse cuve est prévue pour protéger le transformateur contre les

amorçages entre les parties actives et la cuve.

L'action de cette protection est instantanée. Son seuil de fonctionnement est choisi égal à

5 % du courant de défaut monophasé au primaire du transformateur ( coté HT ).

IR = 0.05 x ICCMONO T = 0 Sec

Les transformateurs dotés d'une protection différentielle ne sont pas équipés en protection

masse cuve.

5- PROTECTION DE TERRE RESISTANTE :

Cette protection est assurée par un relais de courant monophasé à temps constant inséré

dans le circuit de neutre du transformateur. Elle protège les départs aériens de moyenne

tension contre les défauts à la terre très résistants. Sa gamme de réglage est choisie de

telle façon à pouvoir régler l'image d'un courant de 5A vu au primaire des TAC.


Le fonctionnement de la protection ( après 5 Sec ) informe l'exploitant pour procéder à la

recherche du départ en défaut en déclenchant manuellement , un à un , les départs MT.

IR.HT = 5 A T = 5 Sec

La relation qui donne le courant de court-circuit monophasé à la terre est:

Icc √3 x U 2 x Zd + Zh + 3 x ( Rn + Rdéf ) Avec: - U : La tension du réseau.

- Zd,Zh : Respectivement les impédances directe et homopolaire.

- Rn : Résistance de mise à la terre du neutre MT du transformateur.

- Rdéf : Résistance de défaut.

Si la résistance Rn est calculée de façon à limiter les courants de courts-circuits à la

terre respectivement à 300 A pour le réseau aérien et 1000 A pour le réseau souterrain,

la résistance Rdéf. varie par contre dans de larges limites (elle dépend de la nature du

terrain) et peut prendre des valeurs qui engendrent des courants de courts-circuits très

faibles (de l'ordre de quelques Ampères). Ces défauts sont appelés quelquefois, défauts

d'isolements.

En régime normal d'exploitation, le courant dans le neutre des transformateurs n'est pas

nul en raison des harmoniques de courants, multiples de 3, et du déséquilibre des

charges sur les phases du réseau.

La connaissance de la valeur de ce courant minimal de neutre est déterminant pour le

choix du courant admissible de la résistance de mise à la terre des neutres des

transformateurs.


XIV- PROTECTION DES DEPARTS MT:

Le guide technique de la distribution prévoit des relais à maximum de courant à temps

constant de type 2I+Ih pour protéger les départs MT.

Il est prévu:

- Pour le courant de phase: * Un seuil de courant violent temporisé.

* Un seuil de courant de surcharge temporisé.

-Un seuil de courant homopolaire temporisé (Temporisation commune avec le

seuil violent de courant de phase).

1- REGLAGE DU SEUIL VIOLENT :

Ce seuil protège la ligne en instantané contre les défauts violents proches.

ICCBMT > IR > ICCBL

Avec : ICCBMT : Le courant de court-circuit minimal sur les barres MT.

ICCBL : Le courant de court-circuit en bout de ligne.

Le réglage préconisé habituellement est:

IR = 1.3 x ICCBL T = 0 Sec

2- REGLAGE DU SEUIL DE SURCHARGE:

Ce seuil protège la ligne contre les surcharges inadmissibles. Son réglage tient compte du

courant de surcharge maximal (défini par le courant admissible des conducteurs ou par le

courant de surcharge maximal des transformateurs de courant de la ligne) et du courant

de défaut minimal en bout de la ligne (défaut biphasé).

Le temps d'action de cette protection ne dépasse en aucun cas 1 Sec.

ISURCH. < IR < ICC min TMT ≤≤≤≤ 1 Sec

3- REGLAGE DU SEUIL DE COURANT HOMOPOLAIRE :

Ce seuil protège la ligne contre les défauts à la terre.

Le réglage est choisi de façon à rester insensible au courant capacitif circulant dans le

neutre lors des défauts proches sur les autres départs du poste. Il doit pouvoir détecter le

courant de court-circuit minimal. Sa temporisation est commune au seuil violent du

courant de phase. Elle est généralement très basse.

IC0 < TR < ICCMIN Avec : IC0 : Le courant capacitif du départ.


XV- PROTECTION MACHINES:

L’intervention des protections au niveau des sites de productions doivent être le dernier

recours en cas de défaut sur le réseau de transport.

Ceci ne peut être garanti que si les protections en rapport avec les défauts, à savoir les

relais de courant, les relais de déséquilibre, les relais à minimum de tension et les relais à

minimum d’impédance, sont réglés convenablement en seuil de mesure et en temps.

1- Relais à Minimum d’impédance :

Ce relais n’est pas adopté systématiquement sur les machines, néanmoins lorsqu’il est

prévu, son réglage doit être choisi de deux manières :

• Détecter les défauts affectant la machine et toute la zone reliant la machine

au transformateur de groupe :

ZR = ZG + 0,7 x ZT T=0,2 Sec

• Détecter les défauts situés, même au delà du transformateur de groupe. On

choisit généralement : :

ZR = ZG + ZT + 0,5 x ZL T= 2 Sec

Avec :

ZG : Impédance de court-circuit de la machine.

ZT : Impédance de court-circuit du transformateur de groupe.

Le relais à minimum d’impédance peut englober les deux réglages quand celui-ci dispose

de deux zones de fonctionnement.

La sélectivité vis à vis des temporisations deuxième et troisième stades (T2= 0,3 Sec et

T3= 1,5 Sec) des protections de distance des lignes est de ce fait assurée.

2- Relais à minimum de tension :

Les relais à minimum de tension sortie machine, sont utilisés en cas d’affaissement de

tension lors des défauts. Les réglages sont choisis de façon à garantir la sélectivité vis à

vis des protections réseaux.

UR = 0,7 x Un T ≥≥≥≥ 3,5 Sec


3- Relais de déséquilibre de courant :

Les déséquilibres sont généralement provoqués par les défauts dissymétriques qui

donnent naissance à la composante de courant inverse.

Dans certains cas, le déséquilibre peut aussi apparaître lors des ruptures de bretelles des

lignes THT ou HT. Le seuil de réglages du relais déséquilibre est le suivant :

IDés = 0,05 x In T ≥ 3,5 Sec

Il y a lieu de retenir que cette temporisation permet de donner la priorité de

fonctionnement au protection du réseau de transport (action des troisième et quatrième

stades des protections de distance ainsi que le temps de réenclenchement durant lequel

une phase est ouverte).

En régime saint cette composante de courant est indésirable en raison des

échauffements et des chutes de tension qu’elle engendre sur les éléments de réseaux.

4- Relais de neutre du transformateur de groupe :

Cette protection n’est pas généralisée sur tous les transformateurs de groupes. Elle est

adoptée, pour réaliser le secours des protections de réseaux, contre les défauts à la terre.

C’est une protection qui doit être sensibilisée en adoptant les réglages suivants :

IR = 0,2 x In T ≥ 3,5 Sec

1. Relais de surintensité de groupe :

Le régime de fonctionnement en surcharge ne doit en aucun cas altérer la durée de vie

de la machine. Il est tolérable d’avoir des fonctionnements à des surcharges périodiques

de l’ordre de 110 % du courant nominal sans toutefois dépasser des temps excessifs.

Le réglage adopté doit assurer la sélectivité par rapport aux protections réseaux :

IR = 1,3 x In T ≥ 3,5 Sec


XVI- FONCTIONNEMENT EN REGIME PERTURBE DU RESEAU :

Un réseau fiable, capable de faire face à toutes les perturbations graves de

fonctionnement engendrées par les incidents de réseaux, nécessite des investissements

importants pour sa réalisation (grande réserve de marche des machines de production,

les lignes et les transformateurs doivent supporter sans contrainte les reports de charge,

etc...).

Seulement, les situations de fonctionnement perturbées sont rares et exceptionnellement

créées par la coïncidence de plusieurs incidents ou plusieurs indisponibilités d'éléments

de réseau, qu'il devient injustifié de baser le choix du matériel électrique sur des situations

de fonctionnement aussi improbables.

Un compromis est à cet effet réalisé par l'élaboration d'un plan de sauvegarde du réseau

pour, d'une part éviter les surcoûts d'une fiabilité excessive du réseau et d'autre part

minimiser les conséquences engendrées sur la continuité d'alimentation en envisageant

une série d'actions qui permettent de préserver les moyens de production et d'assurer une

reconstitution simple et rapide du réseau, lorsqu'un processus conduisant à un manque

général de tension est enclenché.

Les situations de fonctionnement en régime perturbé d'un réseau, sont essentiellement

causées par:

• Les reports de charge sur les lignes de transport et d'interconnexion.

• Les déclenchements d'alternateur ou de ligne importante.

• Le fonctionnement du réseau avec une tension dégradée.

• La perte de stabilité.

1- LES REPORTS DE CHARGE :

Les reports de charge sont généralement dûs au déclenchement d'une ou plusieurs lignes

en défauts. Ils se manifestent par des effets engendrant la diminution des gardes au sol

de sécurité et de la rigidité mécanique des conducteurs, notamment au droit des

manchons de lignes. Les conséquences des reports de charge sont encore plus graves

lorsqu'il s'agit d'une cascade de déclenchements de lignes d'interconnexion régionales ou

internationales. On enregistre dans ce cas, dans les régions excédentaires de puissance

l'augmentation de la fréquence et dans les régions déficitaires la diminution de la

fréquence et la dégradation de la tension par suite de l'apparition de surcharges qui


provoquent d'une part des échauffements supplémentaires, des pertes de puissance et

des chutes de tension et d'autre part le fonctionnement intempestif de certains relais de

distance destinés particulièrement à la protection des lignes contre les courts-circuits.

2- LA PERTE DE PRODUCTION :

Les pertes de production sont enregistrées lors des déclenchements des machines de

production ou des lignes assurant un apport de charge important.

Ces déclenchements se traduisent dans les réseaux par un déséquilibre entre les couples

moteurs des turbines et le couple résistant développé par les rotors des alternateurs.

Le déséquilibre est d'autant plus grand que la puissance coupée est grande.

P( δ ) E x U

PM2 C1 P (δ ) = x Sin (δ )

XS

PM1 B C2 P0 = Cste

CM - CR = ∆C avec ∆C < 0 au point B.

P0 C A Avec : CM : Couple moteur.

CR : Couple résistant.

∆C : Couple dynamique.

P (δ ) : Puissance alternateur.

PM1 , PM2 : Puissances maximales.

P0 : Puissance turbine.

0 δ1 δ2 δM δ XS : Réactance de liaison.

Courbe de variation de la puissance en fonction de l'angle δ entre la F.E.M et tension de

l'alternateur sans l'action du régulateur de vitesse.

Etat initial : - Alternateur fournissant une puissance dont le maximum est PM1 .

- Turbine fournissant la puissance P0.

- A point de fonctionnement stable du système turbine alternateur.


La figure ci-dessus montre qu'au moment de l'incident (juste après la perte de production)

la puissance de l'alternateur augmente et passe instantanément du point A au point B

créant ainsi un couple dynamique de freinage sur le rotor de l'alternateur.

La vitesse du rotor et la fréquence commencent alors à diminuer et ne se stabilisent qu'au

point C qui représente le nouveau point de fonctionnement stable du système

d'entraînement turbine alternateur.

En fonctionnement indépendant, l'alternateur peut continuer à fonctionner de cette façon

avec une vitesse et une fréquence réduites. Seulement, la machine se trouve liée à tout

un réseau comprenant d'autres alternateurs avec lesquels le fonctionnement doit être

synchrone.

La première action pour le rétablissement de la fréquence commune du réseau est

effectuée par le régulateur de vitesse qui agit directement sur les vannes d'admission de

vapeur ou de gaz de la turbine pour augmenter la puissance P0 dans les limites de la

réserve de marche en puissance.

L'autre action intervient lors des pertes de production insurmontables par le régulateur de

vitesse et consiste à faire le délestage d'une certaine puissance au niveau des postes

THT/MT ou HT / MT et échelonnés sur plusieurs seuils de fréquence définis par un plan

de délestage national.

3- LE FONCTIONNEMENT DU RESEAU A TENSION DEGRADEE :

La dégradation de la tension d'un réseau est causée par des situations exceptionnelles

dont les plus importantes sont:

• La baisse de tension au niveau du réseau source.

• Les pertes de production dans le réseau local ou le déclenchement d'une ligne

d'interconnexion assurant un apport de puissance important. Les conséquences

de ces effets sont les surcharges, les chutes de tension et les pertes de

puissance active supplémentaires.

• L'augmentation des puissances durant les heures de pointe du diagramme des

charges.

• L'augmentation de l'impédance de liaison suite à la modification de la

configuration du réseau.


Le fonctionnement à tension dégradée, accompagné d'une perte de puissance, engendre

une situation plus grave et nécessite de réaliser des délestages régionaux par relais de

fréquence et des délestages par relais à minimum de tension, des consommateurs non

prioritaires dans les postes HT/ MT.

4- LA PERTE DE STABILITE :

Les caractéristiques de fonctionnement d'un système d'entraînement turbine alternateur

définissent deux points de fonctionnement (voir courbes ci-dessous).

P( δ ) E x U

P (δ ) = x Sin (δ )

PM XS

P0 = Cste

P0 A B

Avec :. P (δ ) : Puissance alternateur

PM : Puissance maximale.

P0 : Puissance turbine

XS : Réactance de liaison

0 δ1 δM δ2 δ

Le point de fonctionnement A est stable, car l'augmentation ou la diminution de la

puissance de l'alternateur pour des raisons quelconques, donnent toujours naissance à un

couple dynamique ∆C de signe adéquat pour ramener le système d'entraînement au

point de fonctionnement stable A.

Par contre le point B est instable car toute variation ( ± ∆P ) engendre un couple

dynamique ∆C qui tend à éloigner le système de son point de fonctionnement B.


Il en résulte que pour :

- Le point de fonctionnement stable A:

∆δ > 0 ⇒ ∆C < 0 ∆C

⇒ > 0

∆δ < 0 ⇒ ∆C > 0 ∆δ

- Le point de fonctionnement instable B:

∆δ > 0 ⇒ ∆C > 0 ∆C

⇒ < 0

∆δ < 0 ⇒ ∆C < 0 ∆δ

La condition de stabilité statique est définie par ∆C / ∆δ > 0

La stabilité statique du système turbine alternateur est caractérisée par le coefficient de

réserve de stabilité statique:

PM E x U

k = =

P0 XS x P0

Les grandes réactances de liaisons diminuent notablement la stabilité statique et peuvent

à la limite provoquer la perte de stabilité statique lors des variations de puissance

importantes dans le réseau.

Lors des régimes troublés tels que les grands sauts de puissance, les variations

importantes des impédances de liaison et les courts-circuits, les machines synchrones

sont confrontées par contre au problème de stabilité dynamique qui est défini comme

étant la puissance maximale que le générateur est capable de fournir au réseau sans

perdre le synchronisme.


P( δ )

PM2 C1

C2

PM1 D

P0 A C G H

B

0 δ0 δ2 δM δ1 δ

La courbe ci dessus illustre le cas d'un court-circuit durant lequel la puissance de

l'alternateur passe du point A ( courbe C1 ) au point B ( courbe C2 ) .

L'équilibre des couples moteur (turbine) et résistant (alternateur) est ainsi rompu et

donne naissance à un couple dynamique positif dont l'effet est d'accélérer l'alternateur.

∆C = CM - CR > 0

Au couple ∆C correspond une vitesse relative dδ / dt proportionnelle à l'aire hachurée,

et délimitée par la droite P0 et la courbe de puissance C2 . Avec l'accroissement de

l'angle δ , la puissance de l'alternateur passe au point C. L'accélération s'annule à cet

endroit précis, mais en raison de l'inertie du rotor la vitesse relative n'est pas nulle. En

dépassant le point C, la différence des couples moteur et résistant donne naissance à un

couple dynamique négatif tendant à freiner le rotor.

Au point D l'aire totale et la vitesse relative s'annulent et l'accélération négative GD tend à

ramener l'alternateur au point de fonctionnement stable C autour duquel il sera constaté

un processus d'oscillations amorties de la puissance.

Ainsi, pour avoir un fonctionnement stable de la machine, il est nécessaire de vérifier les

conditions suivantes:


δ1

∆ P (δ ) d δ = 0 ∆ P (δ1) ≤ 0

δ0

Soit : Aire A-B-C ≤ Aire C-C2-H

La réserve de stabilité dynamique est donnée par le rapport des aires:

Aire ( C-C2-H )

k =

Aire ( A-B-C )

Il est claire que dans le cas ou la vitesse relative ne s'annule pas avant le point H

l'accélération devient positive et la machine perd sa stabilité.

5- PROTECTION DE SAUVEGARDE DU RESEAU :

a- PROTECTION DE DELESTAGE :

La sauvegarde du réseau vis-à-vis des incidents entraînant une baisse de fréquence est

réalisée automatiquement par des relais à minimum de fréquence installés au niveau des

postes HT/MT et sur certaines liaisons d'interconnexion régionales et internationales.

b- RELAIS A MINIMUM DE FREQUENCE DES POS TES HT/MT:

Cette protection comporte 5 stades dont les actions sont effectuées suivant les réglages

du tableau suivant:

SEUILS DE FREQUENCE F ( Hz) T ( Sec)

1ER stade 49,3 0.2

2e stade 49 0.2

2e stade Temporisé 49 10

3e stade 48,5 0.2

4e stade 48 0.2


* RELAIS A MINIMUM DE FREQUENCE DES INTE RCONNEXIONS:

Les fréquences et les temps d'action sont donnés par le tableau suivant:

FREQUENCE ( Hz) T ( Sec) OUVRAGE CONCERNE

48,7 0.2 Interconnexion internationale

48,2 0.2 Interconnexion régionale SUD lorsque le

transite se fait dans le sens SUD-NORD.

47.8 0.2 Ilotage régional

46 0.2 Ilotage des groupes de production.

b- RELAIS D'ASSERVISSEMENT DE PUISSANCE :

Les lignes d'interconnexion régionales ou internationales et certaines lignes de transport

importantes sont équipées par des relais d'asservissement de puissance active dont le

rôle est de:

• Signaler après 5 Sec le dépassement du courant de transit de consigne. Cette

valeur de consigne est réglée différemment d'une ligne à l’autre. Elle n'est

limitée parfois que par la capacité de transit de la ligne.

• Elaborer un déclenchement rapide au dépassement d'une certaine puissance

active dans un sens de transit préalablement défini. Cet ordre de

déclenchement provoque:

• Dans certains cas l'ouverture de la ligne.

• Dans d'autres cas la décharge de la ligne par l'ouverture de

quelques départs HT.

Il existe parfois des relais de puissance active bidirectionnelle, avec un seuil de réglage en

puissance pour chaque sens de transit.

Dans les schémas d’alimentation en boucle des réseaux HT, ces relais sont utilisés pour

réaliser des actions de délestage dans les postes alimentés en antenne par suite de

l’ouverture de la boucle.


c- RELAIS DE RUPTURE DE SYNCHRONISME :

Cette protection équipe les liaisons d’interconnexion importantes et fonctionne lors des pertes de stabilité du réseau. Réglage habituel:

2 Battements de U Ur = 80 % Un

Les protections utilisées sont de types DRS50 ou TDRRS50.

d- RELAIS DE DELESTAGE PAR MINIMUM DE TENSION :

Les relais de délestage à minimum de tension sont utilisés pour consolider le plan de

sauvegarde en cas de fonctionnement du réseau avec des plans de tension dégradés.

Son fonctionnement se fait en deux temps quand la tension à atteint 80% Un :

• T1= 3 Sec Déclenchement des départs MT aiguillés sur le premier et

deuxième stades des matrices de délestage.

• T2= 6 Sec Déclenchement des départs MT aiguillés sur le troisième et

quatrième stades des matrices de délestage.

Documents

Philosophie Des Reglages Des Protections