Guide définitif des systèmes, dispositifs et unités de protection électrique

Unités et systèmes de protection électrique

Ceci est un article long et descriptif sur les différents types de protection pour les systèmes et réseaux électriques. Dans cet article, vous pourrez couvrir les différentes méthodes de protection électrique, systèmes et dispositifs, la sélectivité et la protection, la protection des lignes aériennes, la protection des systèmes de puissance, la protection des câbles d'alimentation, la protection des transformateurs, la protection des moteurs, la protection des générateurs, la protection des batteries de condensateurs, la protection des barres collectrices, la protection de tension et de fréquence, et bien plus. Mettez cet article en favori pour une lecture ultérieure.

Introduction aux systèmes de protection électrique

Les installations et équipements électriques HT, MT et BT^[1] sont soumis à des défauts internes et externes qui peuvent causer des dommages graves aux personnes et aux autres équipements.

Pour éviter et minimiser les conséquences de ces défauts, des dispositifs de protection associés à des équipements capables de couper le courant électrique sont requis.

Pour une meilleure compréhension des dispositifs de protection, à chaque section couvrant les systèmes de protection des équipements et installations, les défauts les plus courants sur ces équipements et installations sont mentionnés.

Il est également important de noter que toutes les unités de paramètres mécaniques et électriques et leurs multiples et sous-multiples impliqués dans les systèmes de protection sont conformes au SI (Système International d'Unités) ; des exceptions sont faites lorsque les heures (h) peuvent être utilisées au lieu de secondes (s) et l'unité choisie pour la température est °C (celsius) au lieu de K (kelvin) – [K] = [°C] + 273,15.

Dispositifs et technologie de protection

Dispositifs de protection

Afin de minimiser le temps d'un défaut, les appareillages de commutation et équipements sont fournis avec des dispositifs de protection pour les détecter et isoler la partie défectueuse de l'installation.

Il est requis premièrement, la détection précoce et la localisation des défauts, et deuxièmement, le retrait rapide du service de l'équipement défectueux, afin de :

• Sauvegarder l'ensemble du système pour assurer la continuité de l'alimentation.
• Minimiser les dommages et les coûts de réparation.
• Assurer la sécurité du personnel.

Autrefois, les fusibles étaient couramment utilisés comme protection contre les surintensités et surcharges, et sont encore très populaires en Amérique du Nord et dans certains pays où ils sont encore utilisés dans les installations BT et dans les câbles MT et transformateurs de puissance nominale jusqu'à 630-1250 kVA.

Cependant, la complexité des réseaux et les exigences pour une transmission et distribution d'énergie plus fiable appellent l'utilisation de dispositifs de protection plus précis.

Les relais de protection sont utilisés de nos jours, étant plus fiables et précis et avec la capacité de détecter d'autres types de défauts que les surcharges et surintensités qui peuvent se produire dans les réseaux et équipements, ce qui sera discuté dans les sections suivantes, lors de l'analyse de la protection des équipements.

Ils sont réglés pour fonctionner et initier le déclenchement lorsqu'une condition de défaut est détectée.

Chaque schéma de protection de système de puissance est composé des éléments suivants :

• Relais de détection ou de mesure de défaut
• Relais de déclenchement et autres relais auxiliaires
• Disjoncteurs
• Transformateurs d'instrumentation – courant (TC) et tension (TP)

Premiers modèles de relais de protection étaient des relais électromécaniques qui sont encore utilisés dans certains pays et dans d'anciennes installations de câblage électrique qui n'ont pas été rénovées.

Ils étaient de type à armature attirée, où la sortie secondaire des transformateurs d'instrumentation est passée à travers une bobine, attirant ainsi l'armature contre la tension du ressort. Le mouvement de l'armature cause la fermeture du contact de déclenchement du relais.

La figure 1 montre un exemple de ce type de relais.

Figure 1 – Relais de protection électromécanique

De nos jours, les relais de protection électroniques (à état solide) et à base de microprocesseur sont couramment utilisés dans les services électriques.

Les relais électroniques n'ont qu'une seule fonction de protection et différents relais doivent être utilisés pour différentes fonctions.

Les relais à base de microprocesseur ont de nombreuses fonctionnalités disponibles telles que protection, contrôle et surveillance.

Dispositifs électroniques intelligents (IED)

Les relais à base de microprocesseur sont connus sous le nom de Dispositifs Électroniques Intelligents (DEI ou IED en anglais), qui peuvent fournir 5 à 12 fonctions de protection, 5 à 8 fonctions de contrôle pilotant des dispositifs séparés, une fonction de réenclenchement automatique, une fonction d'auto-surveillance et des fonctions de communication, étant leurs principales caractéristiques :

• De nombreuses fonctions dans un seul relais
• Paramètres de groupe facilement modifiables pour les changements de configuration du départ
• Relais de sortie programmables
• Ports de communication pour connexion à la SCADA – Supervisory Control and Data Acquisition (Systèmes, Modems, et Ordinateurs Personnels)
• Séquence d'événements stockée pour de nombreux défauts récents
• Oscillographie ou capture de forme d'onde — stockage des données de forme d'onde de courant et tension pré et post-défaut pour analyse des défauts
• Mesures
• Verrouillage
• Aide à la maintenance du disjoncteur. Le devoir d'interruption de défaut, par phase, peut être enregistré
• Localisateur de défaut — Affiche la distance au défaut

Dans la Figure 2, il est possible de voir un exemple d'IED.

Figure 2 – IED

Les fonctions et la complexité des IED doivent être définies selon l'équipement à protéger, les caractéristiques du réseau et les actions complémentaires requises.

Les IED actuels sont conçus pour satisfaire les exigences de la CEI^[2] Norme 61850, dont le protocole de communication est utilisé. Cette norme a été spécifiquement développée pour l'automatisation des postes et fournit l'interopérabilité et des capacités de communication avancées.

La croissance du nombre de points de protection, contrôle et surveillance entraîne une augmentation significative du volume de données du poste.

Ces données sont généralement primitives et stockées sous forme numérique. Elles doivent être traitées et analysées avant qu'un utilisateur puisse en tirer profit.

Dans un système de protection conventionnel, les données et signaux de contrôle du relais sont envoyés via une UTD (Unité Terminale Distante ou RTU en anglais) au système SCADA.

Des câbles étendus et coûteux peuvent être requis entre les différents cellules du poste et la salle de commande.

Dans un système de protection moderne utilisant un relais IED, le câblage d'interconnexion entre transducteurs et compteurs n'est plus requis.

Les données et signaux de contrôle du relais IED sont envoyés directement au système SCADA via le réseau de communication dédié à haut débit. Le volume de données augmente drastiquement lorsqu'un IED est utilisé comme élément de contrôle et source de données.

Pour fournir la connectivité nécessaire entre les divers composants du système, un réseau de données LONWORKS Local Operating Network (LON) est utilisé.

La norme CEI 61850 définit les protocoles requis pour la communication, qui peuvent fonctionner sur des réseaux TCP/IP ou un réseau local de poste utilisant l'Ethernet commuté à haut débit pour obtenir les temps de réponse nécessaires inférieurs à quatre millisecondes pour le relais de protection.

Relais de protection et codes

Dans les postes MT et HT, équipements, appareillages et centrales électriques, les relais de protection les plus courants sont indiqués ci-dessous, et entre parenthèses est indiqué leur code conformément aux normes IEEE/ANSI^[3]/CEI :

• Protection de palier (38)
• Protection de défaillance de disjoncteur (50 BF)
• Protection différentielle de barre collectrice (87B)
• Surintensité de terre directionnelle (67N/67G)
• Surintensité de phase directionnelle (67)
• Surintensité de terre instantanée (50N/50G)
• Surintensité de phase instantanée (50)
• Protection de perte d'excitation/champ (40)
• Perte de phase (48)
• Protection de sur-excitation (24)
• Surfréquence et sous-fréquence (81)
• Protection différentielle de ligne aérienne (87L)
• Protection de distance de ligne aérienne (21)
• Protection de surcharge (49)
• Protection de sur-vitesse (12)
• Sur-tension (59)
• Défaut de terre restreint (64G/64REF)
• Protection de puissance inverse (32)
• Surintensité de terre à retardement temporel (51N/51G)
• Surintensité de phase à retardement temporel (51)
• Protection différentielle de transformateur (87P)
• Sous-tension (27)
• Alimentation d'extrémité faible (21WI)
• Protection de séquence de phases incorrecte (47)

Principalement dans les lignes aériennes HT, transformateurs de puissance HT et transformateurs de puissance MT avec une puissance nominale supérieure à 3-4 MVA, afin d'augmenter la fiabilité et la sécurité du système, il est pratique d'utiliser deux ensembles de protections – un « protection principale » et un « protection de secours ».

Protection par fusibles

Un fusible est un type de résistance de faible valeur qui agit comme un « dispositif sacrificiel » pour fournir une protection contre les surintensités qui est encore utilisée dans certaines installations BT et MT.

Son composant essentiel est un fil ou bande métallique qui fond lorsque trop de courant circule, ce qui interrompt le circuit, empêchant ainsi d'autres dommages par surchauffe ou incendie.

Le fil ou bande métallique a une petite section transversale comparée aux conducteurs du circuit et est enfermé dans un boîtier non combustible (enveloppe).

L'élément fusible est fait de zinc, cuivre, argent, aluminium ou alliages pour fournir des caractéristiques stables et prévisibles.

L'enveloppe peut être en céramique, verre, plastique, fibre de verre, stratifiés de mica moulé ou fibre compressée moulée selon le fabricant, l'application et la classe de tension.

Les fusibles sont montés sur des porte-fusibles, spécifiquement conçus pour chaque type ou famille de fusibles et tensions nominales comme les fusibles HRC.

Des exemples de fusibles et porte-fusibles sont montrés dans les Figures 3 et 4.

Figure 3 – Fusible et porte-fusible type NH BT

Figure 4 – Fusibles et porte-fusible MT

Principales caractéristiques électriques des fusibles sont :

• Tension nominale
• Courant nominal (I_n) : courant maximal que le fusible peut conduire continuellement sans interrompre le circuit.
• Capacité de coupure (I₁) : courant prospectif maximal que le fusible peut interrompre. C'est la valeur maximale d'essai du fusible. Ce courant est très élevé, généralement entre 20 kA et 63 kA.
• Courant d'interruption minimal (I_f) : courant minimal qui peut faire fondre et interrompre le fusible
• Courant conventionnel de non-fusion (I_nf) : Valeur de courant spécifiée comme celle que le lien fusible est capable de supporter pendant un temps spécifié (temps conventionnel) sans fondre, exprimée comme un multiple de I_n (ex. I_nf = 1,25 x I_n)
• Fusion nominale (I²t) : mesure de l'énergie requise pour faire fondre l'élément fusible (basée sur la loi de Joule) et est une valeur constante pour chaque élément fusible différent.
• Courbe temps-courant : montre le temps d'actionnement du fusible (vitesse) en fonction du courant (généralement indiqué par les fabricants, selon les normes)

La figure 5 montre un exemple de courbe temps-courant.

Figure 5 – Courbe temps-courant des fusibles

La température ambiante changera les paramètres opérationnels d'un fusible et un déclassement de température est nécessaire.

Par exemple, un fusible nominal pour 1 A à 25 °C peut conduire jusqu'à 10 % ou 20 % de courant en plus à -40 °C et peut s'ouvrir à 80 % de sa valeur nominale à 100 °C.

Les valeurs de fonctionnement varieront avec chaque famille de fusibles et sont fournies dans les fiches techniques des fabricants.

Les principaux facteurs de sélection d'un fusible sont :

• Courant de fonctionnement normal
• Tension nominale (CA ou CC)
• Température ambiante
• Courant de surcharge et durée pendant laquelle le fusible doit s'ouvrir
• Courant de défaut maximal disponible
• Impulsions, courants de surtension, courants d'appel, courants de démarrage, et transitoires de circuit
• Limitations de taille physique, telles que longueur, diamètre, ou hauteur
• Caractéristiques du fusible (type de montage/facteur de forme, facilité de retrait, sorties axiales, indication visuelle, etc.)
• Caractéristiques du porte-fusible, si applicable et rerating associé
• Application
• Règlements et normes nationaux de câblage

La norme française NF EN 60269 classe les fusibles selon les courbes temps, fonctions et applications. Cette classification, largement utilisée dans de nombreux pays, est :

• gL/gG
• Fonctions : Protection des câbles et dispositifs électriques. Discrimination assurée entre deux fusibles dont il y a une marge de deux calibres de courant (ex. 160 A et 100 A)
• Applications : Protection à tous les niveaux de distribution d'énergie électrique dans les industries et habitations contre les surcharges et courts-circuits. Tableau principal, tableaux de départ, cellules principales.
• aM
• Fonctions : Protection directe des moteurs, doit fonctionner en conjonction avec un dispositif de protection externe (relais thermique). Discrimination facile avec les fusibles gG positionnés en amont. Discrimination assurée entre deux fusibles où il y a une marge de deux calibres de courant (ex. 160 A et 100 A)
• Applications : Protection des moteurs basse tension.
• gR
• Fonctions : Fusible de protection ultra-rapide pour semi-conducteurs, très limitant de courant, faible I²t
• Applications : Protection des semi-conducteurs de puissance pour démarreurs progressifs, relais statiques, alimentations sans interruption (ASI), variateurs de vitesse, fréquence

Lorsqu'une installation est protégée par des fusibles, des sectionneurs en amont des fusibles doivent être utilisés pour des raisons de sécurité, pour assurer l'isolement de l'installation avant de remplacer un fusible ou d'effectuer des travaux de maintenance.

Avec une protection seulement par fusibles, seules les surintensités de phase seront détectées, et il est nécessaire de prévoir des relais de protection pour les autres défauts. Pour le courant de fuite ou courant de défaut à la terre, un DDI (Dispositif Différentiel Interrupteur) est alors utilisé.

Dans cette situation, les sectionneurs doivent être équipés d'une bobine d'ouverture, qui sera également actionnée par la protection interne des équipements.

Une autre précaution est que les fusibles doivent être fournis avec un dispositif mécanique (goupille de déclenchement) qui provoquera l'ouverture du sectionneur, si un seul fusible agit, pour assurer la déconnexion totale de l'installation en défaut.

Les fusibles doivent également être fournis avec un disque coloré qui tombe lorsque l'élément est fondu ou une fenêtre d'élément, intégrée dans le corps du fusible pour fournir une indication visuelle d'un élément fondu.

Sélectivité et coordination de protection

Introduction à la sélectivité et la protection

Lors de la définition des consignes des relais de protection ou du courant nominal des fusibles et disjoncteurs BT (tels que les ACB - Disjoncteurs à Air), il doit être assuré que les valeurs choisies sont appropriées pour la protection de l'équipement et que le disjoncteur qui se déclenche ou le fusible qui fond est uniquement celui associé au circuit défectueux et non d'autres dispositifs de protection, ce qui pourrait causer de graves perturbations dans le réseau et dans la qualité et continuité de service.

Pour atteindre cet objectif, une étude de sélectivité et de coordination de protection est requise.

Principes de base

Les études de coordination des relais de protection sont entreprises pour déterminer les réglages des relais de protection.

Les niveaux de défaut doivent être déterminés pour toutes les conditions de fonctionnement possibles du système, ceci étant utilisé pour déterminer la capacité des relais de protection à détecter et éliminer les défauts du système.

Les schémas de protection sont réglés de manière à isoler la plus petite partie possible du système électrique, minimisant ainsi la perturbation causée par le défaut.

Les temps d'élimination des relais de protection sont déterminés pour répondre aux exigences de tenue en court-circuit des équipements primaires, aux exigences de stabilité du système et aux exigences des autorités légales. Nous veillons à déterminer les marges de fonctionnement correctes des relais de protection, à la fois en courant et en temps, afin d'éliminer efficacement le mauvais calibrage.

Lors du réglage des relais de distance sur des départs HT à double circuit, le couplage mutuel à séquence nulle entre les circuits est pris en considération afin de minimiser la possibilité de sur- ou sous-atteinte.

Les caractéristiques de fonctionnement des relais et leurs réglages doivent être soigneusement coordonnés afin d'atteindre la sélectivité.

Le but est essentiellement de ne déconnecter que le composant défectueux et de laisser le reste du système de puissance en service afin de minimiser les interruptions d'alimentation et d'assurer la stabilité.

La sélectivité, ou discrimination, entre les dispositifs de protection peut être définie comme «la coordination des dispositifs de protection, afin qu'un défaut survenant à tout point du réseau soit éliminé par le dispositif de protection en amont, le dispositif de protection immédiatement en amont du défaut et par ce seul dispositif de protection».

Voyons un exemple de cette définition en regardant le schéma unifilaire de la Figure 6, où il y a des systèmes de protection SP1 à SP6 :

Figure 6 – Schéma unifilaire d'installation électrique

La sélectivité signifie que si un défaut se produit au point A, le seul système de protection qui devrait s'activer est SP5 et que les autres systèmes de protection ne doivent pas s'activer.

Deux principes sont utilisés pour établir la sélectivité :

• Discrimination par le courant.
• Discrimination par le temps.

Sélectivité et coordination de protection dans les réseaux BT, MT et HT

Pour établir des études de sélectivité et de coordination de protection, il faut prendre en compte la configuration et la complexité du réseau.

Les réseaux de distribution et d'utilisateurs BT ont généralement une configuration radiale.

Les réseaux de distribution MT ont généralement une combinaison de radiale et d'alimentation double extrémité avec point NO et une complexité importante.

Les réseaux d'utilisateurs MT ont généralement une configuration radiale, bien que dans les grandes usines une configuration d'alimentation double extrémité avec point NO soit utilisée.

En raison de la complexité des réseaux, les études de sélectivité et de coordination de protection pour les réseaux de transport HT et de distribution MT, des ingénieurs spécialisés sont requis et l'utilisation d'outils logiciels particuliers pour l'analyse de réseau comme ETAP, PSS/E, EPSO et PTW.

Les études de sélectivité et de coordination de protection des réseaux d'utilisateurs MT sont généralement plus faciles et peuvent suivre les instructions de base qui seront discutées plus loin dans cette section.

Une attention particulière doit être observée à la frontière du réseau de la compagnie de distribution électrique (réseau fournisseur) et au réseau d'utilisateur et un protocole de coordination de protection doit être établi entre les deux entités.

Pour les réseaux BT, en utilisant des disjoncteurs et/ou fusibles, la sélectivité de « disjoncteur/disjoncteur », « fusible/fusible » et « disjoncteur/fusible » peut être faite en comparant les « courbes temps-courant » pour une certaine valeur du courant de défaut, en utilisant les principes de « discrimination par le courant » et « discrimination par le temps », mentionnés ci-dessus.

La discrimination par le courant est utilisée pour la protection contre les surcharges et la protection est sélective si le rapport entre les seuils de réglage est supérieur à 1,6.

La discrimination par le temps est utilisée pour la protection contre les courts-circuits, en utilisant un disjoncteur ou fusible en amont avec un retard temporel et ainsi le déclenchement du dispositif en aval est plus rapide ; la protection est sélective si le rapport entre les seuils de protection court-circuit n'est pas inférieur à 1,5.

Protection des départs câblés

Vous pouvez lire l'article mis à jour en détail sous le titre Protection des départs câblés – Types de défauts, causes et protection différentielle.

Défauts et protection des transformateurs

Comme c'est un sujet très important et descriptif qui doit être discuté en détail, nous avons mis à jour et fusionné l'article ici sous Protection des transformateurs de puissance et défauts.

Défauts et protection des lignes aériennes

Pour une meilleure navigation utilisateur, nous avons déplacé et mis à jour cet article ici sous le nom de « Défauts et protection des lignes aériennes »

Protection des moteurs

Nous avons déplacé l'article de blog vers un nouveau lien pour une meilleure navigation et compréhension. Vous pouvez le voir ici @ protection des moteurs, types courants de défauts de moteurs et dispositifs utilisés pour la protection des moteurs HT et BT dans cet article.

Protection des générateurs

Nous avons déjà discuté de la protection des générateurs, types courants de défauts de générateurs et dispositifs utilisés pour la protection des générateurs dans l'article précédent.

Protections diverses

Protection de tension et de fréquence

La fluctuation de charge, la commutation et les défaillances des centrales électriques peuvent causer des variations de tension et de fréquence du réseau qui peuvent dépasser les limites acceptées de fonctionnement des équipements et réseaux.

Cette situation peut entraîner des dommages aux équipements et des black-out partiels ou totaux dans le réseau.

Pour éviter ou minimiser cette situation, des protections de sous-tension et sur-tension (codes 27 et 59, respectivement) et de fréquence (codes 81U et 81O, respectivement) doivent être utilisées.

Protection des barres collectrices

Dans les postes HT, il est courant d'installer un relais de protection de barre collectrice, le plus utilisé étant la protection différentielle (87B).

Ce relais est connecté à tous les TC du poste pour évaluer la somme des courants entrants et sortants, comme montré dans la figure 25.

Figure 25 – Schéma de protection différentielle de barre collectrice

Le principe de fonctionnement de cette protection est basé sur les lois de Kirchhoff – loi des nœuds.

Les TC de protection de barre doivent être situés du côté départ des disjoncteurs. Si les TC de protection de barre sont situés du côté barre du disjoncteur, alors un point aveugle de protection existe.

En utilisant des relais à haute impédance dans la protection différentielle, le système peut être conçu pour être plus tolérant à un TC saturé.

Une résistance non-linéaire est connectée aux bornes du relais pour limiter la tension aux bornes du relais différentiel à une valeur sûre pendant les conditions de défaut.

Les relais à haute impédance sont utilisés largement dans la protection différentielle moderne pour barres HT.

L'avantage d'utiliser des relais à haute impédance dans les protections différentielles de barres est qu'ils peuvent être conçus pour rester stables (ne pas fonctionner) pour les défauts externes, lorsque l'un des TC est saturé.

Pour un défaut externe, le pire cas est avec un TC complètement saturé et l'autre TC non saturé. Le courant différentiel résultant causera la tension maximale aux bornes du relais différentiel. Un réglage du relais (en volts) est choisi, avec une marge suffisante, pour assurer que la protection différentielle ne fonctionne pas pour cette condition de défaut externe.

La résistance des enroulements secondaires des TC et du câblage doit être connue, et est utilisée dans les calculs de réglage du relais.

Pour les défauts internes, la haute impédance du relais différentiel force une grande partie du courant différentiel résultant à travers les impédances d'excitation des TC. La tension résultante développée aux bornes du relais est essentiellement la tension à vide du TC, et sera bien au-dessus du réglage de tension du relais. Une résistance non-linéaire ou varistance est connectée aux bornes du relais pour limiter la tension à une valeur sûre pendant les conditions de défaut.

Lorsqu'un défaut de barre est détecté, tous les disjoncteurs sur cette barre sont déclenchés. Les défauts de barre sont presque toujours permanents, plutôt que des défauts transitoires.

Il ne doit donc y avoir aucune réenclenchement automatique des disjoncteurs après un défaut de barre. Les protections de barre annulent souvent le réenclenchement automatique sur tout disjoncteur qui aurait pu être initié par une autre protection.

De nombreux postes utilisent des dispositions de barres collectrices telles que double barre collectrice, comme montré dans la Figure 26, où les départs peuvent être commutés d'une barre à l'autre au moyen de sectionneurs.

Figure 26 – Disposition à double barre collectrice

Cela complique quelque peu la protection de barre, car les circuits secondaires des TC doivent être commutés, au moyen des contacts auxiliaires des sectionneurs, pour correspondre à la barre appropriée.

Il est d'usage d'avoir une zone de protection pour chaque section de la barre. Celles-ci sont connues sous le nom de zones discriminantes.

Il y a aussi une autre zone de protection différentielle pour l'ensemble du poste, qui est connue sous le nom de zone de vérification.

Pour que le déclenchement d'une barre ait lieu avec cet arrangement, il est nécessaire que tant un relais de zone discriminante que le relais de zone de vérification fonctionnent.

Protection de défaillance de disjoncteur

Dans les postes HT, l'utilisation de la protection de défaillance de disjoncteur (50BF) est courante, si un disjoncteur ne se déclenche pas sur un ordre de déclenchement, comme détecté par la non-extinction du courant de défaut, cette protection de secours envoie un ordre de déclenchement aux disjoncteurs en amont ou adjacents.

La fonction de protection de défaillance de disjoncteur est activée par un signal binaire 0/1 reçu des fonctions de protection surintensité (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67). Elle vérifie la disparition du courant pendant l'intervalle de temps spécifié par le retard temporel T.

On peut également prendre en compte la position du disjoncteur, lue sur les entrées logiques pour déterminer l'ouverture effective du disjoncteur. Le câblage d'un contact de position de disjoncteur fermé sans tension sur l'entrée de l'éditeur d'équation du disjoncteur fermé peut assurer que la protection est effective dans les situations suivantes :

• Lorsque 50BF est activé par la fonction de protection 50N/51N (consigne I_s0 < 0,2 I_n), la détection du point de consigne de courant 50BF peut éventuellement ne pas être opérationnelle.
• Lorsque la surveillance du circuit de déclenchement (SCD ou TCS en anglais) est utilisée, le contact de position de disjoncteur fermé est court-circuité.

L'activation automatique de cette fonction de protection nécessite l'utilisation de la fonction de contrôle logique de disjoncteur programmée. Une entrée spécifique peut également être utilisée pour activer la protection depuis l'éditeur d'équation. Cette option est utile pour ajouter des cas particuliers d'activation (ex. déclenchement par une unité de protection externe).

La sortie à retard temporel de l'unité de protection doit être affectée à une sortie logique via la matrice de contrôle.

Le démarrage et l'arrêt du compteur de retard temporel T sont conditionnés par la présence d'un courant au-dessus du point de consigne (I > I_s).

Alimentation d'extrémité faible

La protection d'alimentation d'extrémité faible est un complément à la protection de distance qui est utilisée si la valeur du courant de défaut dans la ligne aérienne est inférieure au point de consigne de régulation de la protection de distance.

Protection des batteries de condensateurs

En ce qui concerne le facteur de puissance, chaque phase d'une batterie de condensateurs est formée par des groupes de condensateurs en association série pour l'amélioration du facteur de puissance. Les 3 phases sont ensuite connectées en étoile, le point neutre étant isolé ou mis à la terre, selon le fonctionnement du réseau, comme montré dans la Figure 27.

Figure 27 – Schéma d'une batterie de condensateurs

Défauts courants des batteries de condensateurs sont :

• Court-circuit des condensateurs ou défaut dans les câbles de connexion.
• Court-circuit entre les unités et la structure métallique des baies ou tableaux (défaut phase-terre).
• Surcharges causées par les harmoniques du réseau.
• Rupture diélectrique due aux surtensions du réseau ou à la foudre.

Lorsqu'un groupe de condensateurs échoue et que le neutre est mis à la terre, la batterie sera déséquilibrée et un courant circulera dans le neutre.

Chaque condensateur ou groupe de condensateurs est généralement protégé par des fusibles, déjà installés par le fabricant.

Les fusibles doivent avoir une caractéristique I²t qui ne provoquera pas le fusible à fondre avec le courant d'appel résultant de la connexion de la batterie de condensateurs.

Dispositifs de protection courants des batteries de condensateurs sont :

• Surintensité de phase instantanée (50)
• Surintensité de terre instantanée (50N/50G)
• Surintensité de phase à retardement temporel (51)
• Surintensité de terre à retardement temporel (51N/51G)
• Protection contre les surtensions (49)

^[1] HT : Haute Tension (V ≥ 60 kV) ; MT : Moyenne Tension (1 kV < V < 60 kV) ; BT : Basse Tension (V ≤ 1 kV).

^[2] CEI : Commission Électrotechnique Internationale.

^[3] IEEE : Institute of Electrical and Electronics Engineers. ANSI : American National Standards Institute.

^[4] Courant capacitif résiduel en cas de défaut phase-terre (I_C) est calculé par l'équation I_C = 3X_cU, où X_c est la réactance capacitive du câble et U la tension phase-à-phase du réseau.

^[5] Dans cet article, les Transformateurs Isolés au Gaz (TIG ou GIT en anglais) ne sont pas analysés.

^[6] rms : valeur efficace (root mean square).

^[7] L'organe premier (prime mover) est le composant utilisé pour entraîner le générateur et peut être des moteurs à combustion (cas des groupes électrogènes diesel), turbines à gaz, turbines à vapeur, éoliennes et turbines hydrauliques.

^[8] Le champ (field) dans un générateur CA consiste en des bobines de conducteurs à l'intérieur du générateur qui reçoivent une tension d'une source (appelée excitation) et produisent un flux magnétique.

Le flux magnétique dans le champ coupe l'induit pour produire une tension. Cette tension est finalement la tension de sortie du générateur.

À propos de l'auteur : Manuel Bolotinha

- Licence en Génie Électrique – Énergie et Systèmes de Puissance (1974 – Instituto Superior Técnico/Université de Lisbonne)
– Master en Génie Électrique et Informatique (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Université Nova de Lisbonne)
– Consultant Senior en Postes et Systèmes de Puissance ; Formateur Professionnel